ЭКСПЛУАТАЦИЯ И РЕМОНТ СИСТЕМ …ntb.tgn.sfedu.ru/UML/UML_5642.pdf · 2017. 5. 11. · 2 УДК 621.31:658.26(075.8)+658.26:621.31(075.8) Полуянович

1

МИНОБРНАУКИ РОССИИ

Федерального государственного образовательного учреждения

высшего профессионального образования

«Южный федеральный университет»

Н.К. Полуянович, И.А. Тибейко

ЭКСПЛУАТАЦИЯ И РЕМОНТ СИСТЕМ

ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ПРОМЫШЛЕННЫХ

ПРЕДПРИЯТИЙ

Учебное пособие

Таганрог 2014

2

УДК 621.31:658.26(075.8)+658.26:621.31(075.8)

Полуянович Н.К. Эксплуатация и ремонт систем электроснабжения промыш-

ленных предприятий: Учебное пособие. Таганрог: Изд-во ИТА ЮФУ, 2014. – 406 с.

Рассмотрены вопросы, связанные с организацией электромонтажных работ

пусконаладочные работы и сдача объекта в эксплуатацию. Организация, планирова-

ние проведения электромонтажных работ

Организация эксплуатации элетрооборудования. Связь эксплуатации и надеж-

ности оборудования. Режимы работы элетрооборудования. Технология дефектации

и предремонтные испытания.

Ремонт электрооборудования. Классификация,виды и переодичность ремон-

тов. Модернизация элетрооборудования. Электробезопасность.

Тепловизионный контроль оборудованиия.

Предназначено для студентов высших учебных заведений, обучающихся по

специальности «Электрооборудование и электрохозяйство предприятий, организа-

ций и учреждений».

Табл. 26. Ил. 145. Библиогр.: 27 назв.

Рецензенты:

Б.В. Соболь. доктор техн. наук, профессор ДГТУ, зав. кафедрой «Информаци-

онных технологий»

А.А. Лаврентьев. доктор физ.-мат. наук, профессор ДГТУ, зав. кафедрой

«Электротехники и электроники»

институт РТСиУ ЮФУ, 2014

Н.К. Полуянович, И.А. Тибейко 2014

3

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. ОРГАНИЗАЦИЯ ЭЛЕКТРОМОНТАЖНЫХ РАБОТ

ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ ............................................................................ 6

1.1 Организация,планирование проведения электромонтажных работ ........ 8

1.1.1Пусконаладочные работы и сдача объекта в эксплуатацию .................14

1.2. Монтаж воздушных линий и заземляющие устройства .........................16

1.3 Монтаж кабельных линий, муфт напряжением до 35 кВ ......................27

1.3.1 Приемка кабельной линии в эксплуатацию ..........................................40

1.4. Монтаж электрооборудования силового трансформатора ....................40

1.4.1. Включение трансформатора ...................................................................43

1.5. Монтаж электрооборудования РУ и заземляющих устройств ..............44

1.5.1. Монтаж и техническое обслуживание распределительных устройств .57

1.5.2 Техническое обслуживание РУ напряжения до 1000 В .......................59

2. ОРГАНИЗАЦИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ЭЛЕТРООБОРУДОВАНИЯ ........64

2.1. Связь эксплуатации и надежности оборудования ...................................65

2.1.1. Контроль работоспособности и обслуживание оборудования ..........72

2.2.Эксплуатация воздушных линий электропередачи .................................78

2.2.2. Определение места повреждения ...........................................................83

2.2.3. Борьба с гололедом ..................................................................................88

2.3. Эксплуатация кабельных линий электропередачи .................................90

2.3.1. Допустимые нагрузки при эксплуатации ..............................................91

2.3.2. Профилактические испытания и определение мест повреждения ......93

2.4. Эксплуатация силовых трансформаторов ...............................................98

2.4.1. Режимы работы трансформаторов, перегрузки ....................................99

2.4.2. Расчет теплового режима трансформатора .........................................104

и термического износа изоляции ...................................................................104

2.4.3. Технология дефектации и испытания трансформатора ......................115

3. РЕМОНТ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ ................................................118

3.1 Организация ремонта электрооборудования. Структура электро-

ремонтной мастерской ...................................................................................128

3.1.1. Классификация, виды и переодичность ремонтов трансформаторов132

3.1.2. Ремонт трансформаторов ......................................................................135

3.1.3. Объем работ при капитальном ремонте трансформаторов ...............152

3.1.4. Контрольная подсушка и сушка трансформаторов ...........................157

3.1.5. Нормы испытаний трансформаторов после капитального ремонта 161

3.1.6. Характеристики и испытания изоляции обмоток трансформаторов ....164

3.1.7. Текущий ремонт и расчет трансформаторов при ремонте ...............171

3.2.1. Объем расчета при капитальном ремонте и в восстановительный период

трансформатора 173

3.2.2.Модернизация трансформаторов ..........................................................178

3.2.3. Капитальный ремонт трансформатора без разборки активной части180

3.2.4. Ремонт активной части трансформатора ............................................183

3.2.5. Капитальный ремонт трансформатора с разборкой активной части.

4

Дефектировка трансформатора. .....................................................................191

3.2.6. Ремонт обмоток и магнитной системы трансформатора ..................195

3.2.7. Испытания трансформатора после капитального ремонта ...............198

3.3. Ремонт электрических машин .................................................................202

3.3.1 Ремонт обмоток ротора, коллектора и контактных колец ЭМ ..........225

3.3.2. Изготовление и укладка обмоток из различных проводов ...........243

3.3.3. Порядок поверочного расчета и расчет основных параметров.

Электромагнитный расчет ..............................................................................250

3.3.4. Ремонт обмотки возбуждения и якоря ................................................255

3.3.5.Выявление неисправностей обмотки ...................................................262

3.3.6. Испытание электрических машин после ремонта ...............................290

3.4.Ремонт асинхронных электродвигателей ...............................................291

3.4.1.Методика поверочных расчетов асинхронных двигателей ...............295

3.4.2. Пересчет асинхронных двигателей на другое напряжение, частоту

вращения и частоту питания ..........................................................................298

3.4.3.Электробезопасность .............................................................................302

3.4.5. Разборка и сборка электродвигателей .................................................308

3.4.6. Ремонт статора и ротора, контактных колец и щеточного аппарата313

3.4.7. Неисправности обмоток ЭМ и их восстановления ............................316

3.4.8. Изготовление полюсных катушек ........................................................325

3.4.9. Ремонт обмоток якорей из прямоугольного провода .........................327

3.5. Ремонт пускорегулирующей аппаратуры, причины повреждений. ....328

3.5.1. Ремонт выключателей, предохранителей и магнитопроводов .........329

3.5.2. Ремонт изоляционных частей, дугогасительных камер, катушек

контакторов и магнитных пускателей ............................................................330

3.5.3. Ремонт рубильников, резисторов и реостатов ........................................332

3.5.4. Проверка и испытание отремонтированных аппаратов ........................333

3.5.5. Ремонт предохранителей и пусковой аппаратуры .............................335

3.6. Ремонт воздушных линий ........................................................................336

3.6.1.Ремонт воздушных линий электропередач ..........................................337

3.7. Ремонт кабельных линий .........................................................................349

3.7.1. Технология монтажа и ремонта соединительных муфт на кабелях

напряжением до 10 кВ ........................... Ошибка! Закладка не определена.

3.8. Ремонт электрической аппаратуры РУ и установок .............................368

4.Тепловизионный контроль оборудованиия. Характерные теплограммы391

3.3.1.Технология монтажа и ремонта светильников общего римененияОшибка!

Закладка не определена.

3.3.2.Технология монтажа и ремонта взрывозащищенных светильников

.................................................................. Ошибка! Закладка не определена.

3.3.3. Технология монтажа и ремонта электроустановочных устройствОшибка!

Закладка не определена.

Заключение .......................................................................................................403

Библиографический список ............................................................................404

5

Введение

Устойчивое функционирование единого сетевого электроэнергетического

комплекса России невозможно без надежной и качественной эксплуатаци и ре-

монтов систем электроснабжения промышленных предприятий. Потребление

электроэнергии растет в среднем на 2% в год, а в ряде регионов - более чем на

10% в год. Эксплуатация электроустановок должна производиться при мини-

мальных затратах материальных средств и рабочей силы, а выполнение произ-

водственной программы должно достигаться путем совершенствования техно-

логических процессов производства при наименьшем расходе электроэнергии.

Основной целью эксплуатации электрооборудования является обеспечение

требуемого уровня его надежности в течение срока службы.

Монтаж оборудования, его последующая эксплуатация выполняются в

соответствии с проектной - сметной документацией, отраслевыми правилами,

нормами, заводскими инструкциями и другими нормативно-техническими до-

кументами. Специалист должен знать нормативно - технические документы,

уметь вести эксплуатационную документацию по электрооборудованию.

От качественного выполнения электромонтажных работ зависит уровень

надежности оборудования, достижение им проектных технико - экономиче-

ских показателей. Поэтому работы по монтажу оборудования должны осу-

ществляться квалифицированными инженерно-техническими работниками.

Поддерживание работоспособности оборудования осуществляется за счет

его технического обслуживания, при котором выполняются периодические

осмотры, профилактические измерения, испытания, диагностирование состо-

яния оборудования, устраняются выявленные дефекты и неисправности. Ин-

женер должен знать методы профилактических испытаний и диагностики со-

стояния электрооборудования.

Техническое обслуживание и ремонт оборудования требуют для своего

осуществления материальных затрат. Специалист должен знать системы об-

служивания и ремонта оборудования, уметь организовать эффективную си-

стему эксплуатации оборудования с наименьшими материальными затратами.

Одним из наиболее действенных средств поддержания оборудования в

должном техническом состоянии и продления срока его эксплуатации являет-

ся, как известно, своевременный и качественный ремонт.

Качественный и своевременный ремонт, научная организация эксплуатации си-

стем электроснабжения промышленных предприятий позволяют обеспечить

бесперебойную работу производственных механизмов в промышленности,

сельском хозяйстве и на транспорте.

Техническая политика в области эффективного развития систем электро-

снабжения, основанная на развитии методов эксплуатации и использовании со-

временных средств диагностики, технических и информационно-

6

измерительных систем, направлена на обеспечение надежного и безопасного

электроснабжения потребителей.

1. ОРГАНИЗАЦИЯ ЭЛЕКТРОМОНТАЖНЫХ РАБОТ ЭЛЕКТРООБО-

РУДОВАНИЯ

Электромонтажные работы являются частью комплекса строительных

работ и выполняются в рамках договора строительного подряда, в соответ-

ствии с которым подрядчик обязуется в установленный договором срок вы-

полнить работы, а заказчик обязуется создать подрядчику необходимые усло-

вия для выполнения работ, принять их результат и оплатить выполненные ра-

боты.

Заказчиками выступают юридические лица (предприятия, организации),

имеющие финансовые средства (инвесторы). Финансирование электромон-

тажных работ осуществляется за счет раздела капитальных вложений, преду-

смотренного для нового строительства, расширения, реконструкции и техни-

ческого перевооружения объектов электроэнергетики.

Подрядчиками при проведении электромонтажных работ выступают

электромонтажные организации зарегистрированные в установленном поряд-

ке в налоговых органах и имеющие лицензию и другие документы, подтвер-

ждающие лигитивность организации и гарантии качества на выполнение

электромонтажных работ. При больших объемах электромонтажных работ и

нескольких претендентах на их выполнение заказчик организовывает кон-

курсные тендерные торги.

Лицензирование деятельности электромонтажных организаций осу-

ществляется с целью защиты прав и интересов потребителей строительно-

монтажной продукции. Гарантии и сроки предъявления заказчиком претензий

к подрядчику определяются в договоре подряда и по электромонтажным ра-

ботам составляют, как правило, 1…2 года.

Договор подряда является основным правовым документом, регламенти-

рующим взаимоотношения заказчика и подрядчика. Такой договор иногда за-

ключается на выполнение работ «под ключ». Здесь подразумевается выполне-

ние полного инвестиционного цикла, включающего проектирование, строи-

тельные, электромонтажные, пусконаладочные работы и сдачу объекта в экс-

плуатацию.

Для выполнения комплекса или отдельных видов работ, например пуско-

наладочных работ, подрядчик может привлекать другие организации – суб-

подрядчиков. В этом случае подрядчик выступает уже в роли генерального

подрядчика. Основные этапы выполнения электромонтажных работ приведе-

ны на рис. 1.1.

Подготовка к проведению электромонтажных работ, в частности прием-

ка строительной части объекта под монтаж оборудования, ответственность

перед заказчиком за выполнение всех видов работ в сроки, предусмотренные

договором, и надлежащего качества возлагаются на генерального подрядчика.

7

Электромонтажные работы

Заключение договораподряда

Приемка строительной части объекта под монтаж оборудования

Заказчик Подрядчик Подрядчик

Проведение электромонтажных и пусконаладочных работ

Надзор Заказчик

Проектная организация

Устранение замечаний Приемка объекта в эксплуатациюКомплексные испытания оборудования

Подрядчик Приемочная комиссия Подрядчик Заказчик Подрядчик Госнадзор

Рис. 1.1. Основные этапы проведения электромонтажных работ

Подрядчик планирует и осуществляет работы в соответствии с проект-

но-сметной документацией и договорной ценой, определяющими объем, со-

держание и стоимость работ. Проектная документация должна соответство-

вать требованиям нормативных документов, регламентирующих электро-

монтажные работы:

строительным нормам и правилам (СНиП);

государственным стандартам (ГОСТ) в области строительства;

правилам устройства электроустановок (ПУЭ);

правилам технической эксплуатации электроустановок потребителей

(ПТЭ ЭП).

В обязанности подрядчика входит соблюдение природоохранного зако-

нодательства и организация охраны труда при выполнении работ.

В ходе выполнения работ заказчик и подрядчик вправе по согласова-

нию с проектной организацией вносить изменения в техническую докумен-

тацию при неизменности характера предусмотренных договором подряда

работ, а также выделять пусковой комплекс из проектного объема работ.

Обязанности и ответственность по обеспечению электромонтажных ра-

бот комплектами оборудования, материалами и конструкциями несет, как

правило, подрядчик. Для этого подрядчик получает от проектной организа-

ции расчеты (спецификации) о потребности основных видов оборудования,

материалов, конструкций.

Для проверки качества поставляемого на монтажную площадку оборудо-

вания подрядчик осуществляет входной контроль, оформляет акты приемки

оборудования в монтаж или предъявляет претензии к поставщикам в случаях

нарушения требований к качеству оборудования, его повреждения при транс-

портировке.

В ходе выполнения электромонтажных работ заказчик осуществляет

технический надзор за качеством работ, соблюдением сроков их выполнения,

качеством поставляемого оборудования, его испытаниями при проведении

пуско-наладочных работ. Технический надзор заказчик может осуществлять с

привлечением проектной организации (авторский надзор), по отдельным раз-

делам проекта: строительные, электромонтажные, пусконаладочные и другие.

8

После выполнения заказчиком и подрядчиком всех обязательств по дого-

вору осуществляется приемка выполненных работ. В договоре подряда

предусматриваются сроки уведомления подрядчиком заказчика о готовности

объекта к приемке, сроки проведения приемки и сроки устранения замечаний,

выявленных при приемке выполненных работ. Приемка крупных объектов

осуществляется рабочей и государственной приемочными комиссиями с под-

писанием актов соответствующей стандартной формы. При небольших объе-

мах работ (замена выключателей, трансформаторов небольшой мощности при

сохранении существующих фундаментов) приемка осуществляется одной

приемочной комиссией. С момента приемки объекта по акту заказчик вступа-

ет в полное владение и распоряжение объектом.

1.1 Организация, планирование проведения электромонтажных работ

Организация электромонтажных работ возлагается на подрядчика и со-

стоит из трех этапов.

На первом инженерно - техническом этапе производится приемка, про-

верка и изучение проектно - сметной документации; в проектной документа-

ции должен быть предусмотрен проект организации строительства (ПОС), на

основе которого электромонтажной организацией разрабатывается проект

производства электромонтажных работработ (ППЭР).

На втором организационном этапе выполняется приемка от строителей

под монтаж оборудования зданий, сооружений,фундаментов, проемов и ниш

в конструкциях зданий и сооружений; контролируется установка закладных

деталей, проверяется наличие предусмотренных проектом стационарных кран-

балок, монтажных тележек и талей.

На третьем материально - техническом этапе осуществляется обеспече-

ние и комплектация электромонтажных работ оборудованием, материалами,

изделиями, монтажными заготовками; на этом же этапе выполняется оснаще-

ние монтажных работ механизмами, инструментами, инвентарем и средствами

безопасного труда.

Важным моментом организации электромонтажных работ на сложных

объектах, требующих определенной очередности выполнения строительных и

электромонтажных работ, является составление ППЭР, например, при рекон-

струкции существующих подстанций.

ППЭР разрабатывается специальными группами подготовки производ-

ства монтажных организаций и утверждается ее техническим руководителем

(главным инженером). ППЭР должен быть согласован с заказчиком или тех-

ническим руководителем эксплуатирующей организации.

Исходными данными для разработки ППЭР служат: рабочие чертежи и

сметы проектной документации объекта; данные о поставке оборудования и

материалов, наличии машин и механизмов; действующие нормативные до-

кументы, монтажные инструкции,отраслевые правила по охране труда; сроки

отключения действующих электроустановок при реконструкции объектов.

Содержание ППЭР состоит из трех разделов. В первый раздел входят по-

9

яснительная записка, содержащая общие сведения об объекте, организацион-

ную структуру монтажа, ситуационный план, совмещенный со схемой элек-

троснабжения, план расположения оборудования, технико-экономические по-

казатели объекта.

Во втором разделе ППЭР приводятся наиболее эффективные методы ор-

ганизации и технология выполнения электромонтажных работ. Здесь указы-

ваются технологические приемы выполнения трудоемких операций, их меха-

низации, предложения по совмещению монтажных и наладочных работ, ука-

зания по охране труда, приводятся графики производства работ.

В третий раздел ППЭР входят задания непосредственно для электромон-

тажного персонала с указанием ответственных инженерно - технических ра-

ботников по этапам работ, ведомости узлов, блоков и конструкций, подлежа-

щих сборке, необходимые чертежи или ссылки на типовые альбомы, ведомо-

сти закладных деталей, их эскизы и места установки, спецификации на обо-

рудование и материалы для производства работ.

Планирование электромонтажных работ. Одной из задач планирова-

ния является нахождение вариантов рациональной взаимосвязи этапов произ-

водства электромонтажных работ (взаимная увязка работ во времени при

условии непрерывности их выполнения, особенно при производстве работ в

действующих электроустановках).

Наиболее простой формой планирования работ является составление ка-

лендарного плана-графика работ, представляющего собой документ, регла-

ментирующий поставку во времени оборудования и комплектующих изделий,

потребность в механизмах, машинах, трудовых и энергетических ресурсах,

распределение капитальных вложений и объемов электромонтажных работ.

Линейные календарные графики работ являются консервативными в

своем исполнении и отражают только одну возможную ситуацию хода работ.

При планировании электромонтажных работ используются сетевые мо-

дели, основными элементами которых являются сетевые графики. Разработка

сетевого графика начинается с установления перечня работ, которые необхо-

димо выполнить, определения их продолжительности, рациональной техноло-

гической последовательности и взаимосвязей между ними. Основные состав-

ляющие сетевого графика – события и работы. Каждая работа, отраженная в

графике, имеет свою продолжительность: детерминированную, устанавлива-

емую нормативами времени, или вероятностную, устанавливаемую, напри-

мер, на основе статистических данных. Работа может быть фиктивной, не

требующей временных затрат, но указывающей на возможность начала дан-

ной работы только после завершения другой (установка трансформатора

возможна только после затвердевания железобетонного фундамента).Событие

представляет собой завершение одной или нескольких работ, создающих воз-

можность для начала других работ. На сетевом графике (рис. 1.2) события

изображаются кружком, разделенным на секторы. В верхнем секторе указы-

вается номер события, в левом – ранний из возможных сроков совершения

события, в правом – поздний из допустимых сроков совершения события. Та-

ким образом: 1-2 – монтаж освещения подстанции, t = 3 дня; 2-3 – монтаж

10

панелей щитов (распределительных, управления, учета), 8 дней; 2-4 – реви-

зия, монтаж и наладка силовых трансформаторов, 6 дней; 2-5 – монтаж РУ 10

кВ, 8дней; 3-5 – фиктивная работа; 3-6 – прокладка контрольных кабелей и

силовых кабелей 0,4 кВ, 10 дней; 4-8 – ввод кабелей 10 кВ к трансформато-

рам, 4 дня; 5-7 – ввод и разделка кабелей в камерах РУ 10 кВ, 6 дней; 6-7 –

разделка и подключение кабелей к щитам 0,4 кВ, 3 дня; 6-11 – проверка схе-

мы, регулировка аппаратуры, наладка панелей щитов 0,4 кВ, 7 дней; 7-8 –

фиктивная работа; 7-11 – наладка схем РУ 10 кВ, 6 дней; 8-9 – фазировка ка-

белей 10 кВ в камерах трансформаторов, 1 день; 9-10 – разделка и присоеди-

нение кабелей 10 кВ к трансформаторам, 2 дня; 9-11 – привязка наружных

трасс кабелей, выполнение надписей на стенах и дверях подстанции, 1

день; 10-11 – высоковольтные испытания кабелей и трансформаторов, 1 день.

На сетевом графике работа i-j изображается стрелкой, соединяющей два

события – предшествующее i и последующее j (сплошная стрелка – действи-

тельная работа; пунктирная – фиктивная работа). Направление стрелки пока-

зывает порядок выполнения работы; продолжительность работы t указывается

цифрой у стрелки.

103

11 11

8

3 32 8

18115 6

216

217

3

624

724 3030

11

6

94

224

248

261

259

27

11

227

1029

0 01 3

Рис. 1.2. Сетевой график монтажа подстанции 10/0,4 кВ.

Цепь последовательных работ, соединяющая исходное (1) и завершаю-

щее (11) событие, называется полным путем сетевого графика. Полный путь,

имеющий наибольшую продолжительность, называется критическим путем. В

соответствии с рис.1.2 критический путь составляет 30 дней. По отношению к

критическому все остальные пути сетевого графика имеют резерв времени.

Процесс оптимизации сетевого графика по времени заключается, прежде

всего, в сокращении продолжительности критического пути. Здесь можно

выделить три способа оптимизации. Первый способ заключается в такой кор-

ректировке сетевого графика, которая позволяет сократить продолжительно-

сти работ критического пути за счет ресурсов (трудовых и материальных), от-

веденных для работ, не лежащих на критическом пути. Эти работы могут

быть отодвинуты на какое-то время, поскольку сроки их выполнения не влия-

ют на конечный срок.

Второй способ оптимизации по времени состоит в изменении топологии

сети графика. Это осуществляется введением в сетевую модель многовари-

антной технологии выполнения работ, установлением новых путей и взаимо-

связей работ и сокращением в конечном итоге критического пути.

11

Третий способ оптимизации по времени связан с расчленением продол-

жительных работ на отдельные параллельно выполняемые работы (части).

Система сетевого планирования позволяет наглядно представить и оце-

нить организацию электромонтажных работ, осуществить более обоснованное

планирование и оперативное управление этими работами.

Подготовка к производству электромонтажных работ. До начала про-

изводства электромонтажных работ на объекте должны быть выполнены сле-

дующие мероприятия:

получена подрядчиком проектно-техническая документация, утвержденная

штампом заказчика «к производству работ»;

согласованы между подрядчиком и предприятиями-поставщиками график

поставки оборудования с учетом технологической последовательности про-

изводства работ, перечень сложного электрооборудования, условия транс-

портирования к месту монтажа крупногабаритного электрооборудования;

подготовлены помещения для рабочих бригад, инженерно - технических

работников, производственной базы, а также для складирования материалов

и инструмента;

осуществлена приемка по акту строительной части объекта под монтаж

электрооборудования и выполнены мероприятия по охране труда, противо-

пожарной безопасности, охране окружающей среды.

При приемке оборудования в монтаж производится его осмотр, проверка

комплектности (без разборки), проверка наличия и срока действия гарантий

предприятий-изготовителей. Оформляются соответствующие акты.

Деформированное и поврежденное электрооборудование подлежит мон-

тажу только после устранения повреждений и дефектов.

Электрооборудование, на которое истек нормативный срок хранения,

указанный в государственных стандартах или технических условиях, прини-

мается в монтаж только после проведения предмонтажной ревизии, исправле-

ния дефектов и испытаний. Результаты проведенных работ заносятся в фор-

муляры, паспорта и другую сопроводительную документацию на оборудова-

ние, должен быть составлен акт о проведении указанных работ.

Помещения закрытых распределительных устройств, фундаменты под

электрооборудование сдаются под монтаж с полностью законченными строи-

тельными и отделочными работами.

До начала электромонтажных работ, например, на открытых распредели-

тельных устройствах генподрядчик должен закончить планировку террито-

рии, сооружение подъездных путей, кабельных каналов, установить шинные и

линейные порталы, соорудить фундаменты под электрооборудование, ограж-

дения вокруг распределительного устройства, резервуары для аварийного

сброса масла, подземные коммуникации.

Охрана труда при выполнении электромонтажных работ. Обязанно-

сти по обеспечению безопасных условий труда возлагаются на подрядчика, ко-

торый разрабатывает организационно - технологическую документацию по вы-

полнению работ (ППЭР), содержащую конкретные проектные решения, опре-

деляющие технические средства и методы работ, обеспечивающие выполнение

12

нормативных требований охраны труда.

Исходными данными для разработки таких решений являются:

требования нормативных документов и стандартов по охране труда;

типовые решения по обеспечению требований охраны труда

справочные пособия и каталоги средств защиты работающих;

инструкции заводов-изготовителей машин, механизмов, оборудования,

материалов и конструкций по обеспечению охраны труда в процессе их

применения.

При разработке проектных решений по организации монтажных площа-

док необходимо выявить опасные производственные факторы, связанные с

технологией и условиями производства работ, определить и указать в органи-

зационно-технической документации зоны их действия.

Электромонтажные работы могут быть связаны как со строительством

новых объектов (новых подстанций, линий электропередачи), так и с рекон-

струкцией существующих. Во втором случае электромонтажные работы отно-

сятся к работам, выполняемым в действующих электроустановках. Здесь к

зонам с опасными производственными факторами относятся все работы вбли-

зи токоведущих частей действующей электроустановки. На выполнение таких

работ должен оформляться наряд-допуск, при выполнении работ - соблюдать-

ся технические и организационные меры безопасности. Указанные мероприя-

тия должны выполняться также при работах в компрессорных, с воздухосбор-

никами, использованием баллонов с газом при газосварочных работах.

Электромонтажные работы в действующих электроустановках, как пра-

вило, должны осуществляться после снятия напряжения со всех токоведущих

частей, находящихся в зоне производства работ, их отсоединения от дей-

ствующей части электроустановки, обеспечения видимых разрывов электри-

ческой цепи и заземления отсоединенных токоведущих частей. Зона произ-

водства работ должна быть отделена от действующей части электроустановки

сплошным или сетчатым ограждением, препятствующим проходу в эту часть

монтажному персоналу, должны быть вывешены плакаты безопасности.

Выделение для монтажной организации зоны производства работ, при-

нятие мер по предотвращению ошибочной подачи в нее напряжения, огражде-

ние от действующей части с указанием мест прохода персонала и проезда ме-

ханизмов должны оформляться актом-допуском.

Допуск электромонтажников к работам в действующих электроустанов-

ках должен осуществляться персоналом эксплуатирующей организации и

оформляется в письменном виде с указанием состава бригады и группы по

электробезопасности каждого члена бригады. Наряд-допуск выдается руково-

дителю работ (прорабу, мастеру, менеджеру) на срок, необходимый для вы-

полнения заданного объема работ. Персонал электромонтажных организаций

перед допуском к работе в действующих электроустановках должен быть

проинструктирован по вопросам электробезопасности на рабочем месте ли-

цом, допускающим к работе, которое обязано осуществлять контроль за вы-

полнением предусмотренных в наряде-допуске мероприятий по обеспечению

безопасности производства работ.

13

Эксплуатационный персонал несет ответственность за сохранность вре-

менных ограждений рабочих мест, предупредительных плакатов и предот-

вращение подачи рабочего напряжения на отключенные токоведущие части,

соблюдение членами бригады монтажников безопасных расстояний до токо-

ведущих частей, оставшихся под напряжением.

Важными элементами высокого качества и безопасности работ являются

соответствующая квалификация и высокая дисциплинированность электро-

монтажного и эксплуатационного персонала. Инженерно-технические работ-

ники, ответственные за выполнение работ, и рабочие, выполняющие работы,

должны быть аттестованы органами государственного надзора.

Площадки для погрузочно-разгрузочных работ должны быть спланиро-

ваны и иметь уклон не более 5о, а их размеры и покрытия - соответствовать

ППЭР. Для стесненных и опасных условий проведения работ должны регла-

ментироваться вылет и угол поворота стрелы подъемно- транспортного сред-

ства, а при работе в охранной зоне линии электропередачи корпуса машин (за

исключением машин на гусеничном ходу) должны быть заземлены при по-

мощи инвентарного переносного заземления.

Выполнение работ в охранной зоне линии допускается при условии, если

расстояние по воздуху от машины (механизма) или от ее выдвижной до про-

вода, находящегося под напряжением, будет не менее:

1,0 м - при напряжении линии до 35 кВ;

1,5 м - при напряжении линии 110 кВ.

2,5 м - при напряжении линии 220 кВ.

Техническое состояние всех транспортных средств должно соответство-

вать Правилам дорожного движения и Правилам охраны труда на автомо-

бильном транспорте.Выполнение на монтажной площадке сварочных, газо-

пламенных, электротермических, должно осуществляться в соответствии с

межотраслевыми правилами по охране труда при выполнении этих работ.

Должны быть приняты меры предупреждения пожара, а в отдельных слу-

чаях подрядчик или заказчик по заявке электромонтажной организации долж-

ны оповещать местную пожарную часть для ведения надзора за пожароопас-

ными работами.

Индустриализация и механизация электромонтажных работ. С целью

сокращения сроков ввода объектов в эксплуатацию и повышения качества вы-

полнения электромонтажных работ стремятся к максимальной индустриализа-

ции и механизации этих работ, а также к привлечению высококвалифициро-

ванного персонала предприятий - изготовителей.

Под индустриализацией понимается предварительное комплектование и

сборка электрооборудования с целью повышения его монтажной готовности.

Это достигается путем переноса максимально возможного количества опера-

ций по монтажу элементов электроустановок с монтажной зоны на монтажные

заводы и мастерские, оснащенные высокопроизводительными механизмами.

Уровень индустриализации определяется отношением объема электромонтаж-

ных работ, выполненных за пределами монтажной зоны, к общему объему

14

электромонтажных работ.

Индустриальный монтаж состоит из двух стадий:

первая стадия включает в себя предварительную комплектацию электро-

оборудования, сборку на заводах и монтажных мастерских поставляемого

разрозненного оборудования в комплектные блоки и укрупненные узлы с до-

ведением их до полной монтажной готовности;

на второй стадии выполняется установка комплектных блоков и укруп-

ненных узлов оборудования, прокладываются силовые и осветительные сети

и сети заземления, осуществляется проверка правильности монтажа, пускона-

ладочные работы и приемо - сдаточные испытания электрооборудования.

Наиболее высокий уровень индустриализации имеют работы по монтажу

распределительных устройств, изготовление которых в виде комплектных

ячеек и блоков выполняется на заводах отечественной промышленности:

КРУ-6/10, КРУБ-35, КРУБ-110, КРУЭ-110 кВ и выше.

В крупных монтажных организаций функции материально-технического

обеспечения возлагаются на специальные подразделения – управления

(участки) производственно - технической комплектации (УПТК), которые

своими средствами доставляют оборудование, материалы и механизмы.

Монтаж сложного и дорогостоящего оборудования (мощные трансфор-

маторы, новые выключатели на 110 кВ и выше, электрооборудование фирм

Сименс, АББ и других) выполняется, как правило, с привлечением шефмон-

тажного персонала от поставщика оборудования. Этот персонал в соответ-

ствии с договором поставки оборудования осуществляет руководство монта-

жом и испытаниями оборудования.

1.1.1. Пусконаладочные работы и сдача объекта в эксплуатацию

Пусконаладочные работы представляют собой комплекс работ, включа-

ющий проверку, настройку и испытания электрооборудования с целью обес-

печения его проектных параметров и режимов.

Пусконаладочные работы осуществляются в четыре этапа.

На первом (подготовительном) этапе подрядчик:

разрабатывает (на основе проектной и эксплуатационной документации

предприятий-изготовителей) рабочую программу пусконаладочных работ,

включающую мероприятия по охране труда;

передает заказчику замечания по проекту, выявленные в процессе разра-

ботки рабочей программы;

готовит парк измерительной аппаратуры, испытательного оборудования и

приспособлений.

На этом этапе работ заказчик:

выдает подрядчику уставки релейной защиты, блокировок и автоматики,

согласованные с энергосистемой;

подает напряжение на рабочие места наладочного персонала от временных

или постоянных сетей электроснабжения;

назначает представителей по приемке пусконаладочных работ и согласовы-

15

вает с подрядчиком сроки выполнения работ, учтенные в общем графике

строительства.

На втором этапе производятся наладочные работы на отдельно стоящих

панелях управления, защиты и автоматики, а также наладочные работы, сов-

мещенные с электромонтажными работами. На этом этапе генеральный под-

рядчик обеспечивает временное электроснабжение и временную связь в зоне

производства работ. Заказчик обеспечивает:

согласование с проектной организацией вопросов по замечаниям, выяв-

ленным в процессе изучения проекта;

авторский надзор со стороны проектных организаций;

замену отбракованного и поставку недостающего электрооборудования,

устранение дефектов электрооборудования и монтажа, выявленных в про-

цессе производства пусконаладочных работ;

поверку и ремонт электроизмерительных приборов.

На третьем этапе пусконаладочных работ выполняются индивидуальные

испытания электрооборудования, в частности проверка и испытания систем

охлаждения и РПН трансформаторов, устройств защиты, автоматики и

управления оборудованием, особенно с новыми реле фирм Сименс и АББ.

Производятся индивидуальные испытания оборудования, настройка па-

раметров, уставок защит и характеристик оборудования, опробование схем

управления, защиты и сигнализации, а также опробование электрооборудова-

ния на холостом ходу.

Обслуживание электрооборудования на этом этапе осуществляется за-

казчиком, который обеспечивает расстановку эксплуатационного персонала,

сборку и разборку электрических схем, а также осуществляет технический

надзор за состоянием электрооборудования.

После окончания индивидуальных испытаний электрооборудование счи-

тается принятым в эксплуатацию. При этом подрядчик передает заказчику

протоколы испытаний электрооборудования повышенным напряжением, про-

верки устройств заземления и зануления, а также исполнительные и принци-

пиальные электрические схемы, необходимые для эксплуатации электрообо-

рудования. Остальные протоколы наладки электрооборудования передаются

заказчику в срок до четырех месяцев после приемки объекта в эксплуатацию.

Окончание пусконаладочных работ на третьем этапе оформляется ак-

том технической готовности электрооборудования для комплексного опро-

бования.

На четвертом этапе пусконаладочных работ производится комплексное

опробование электрооборудования по утвержденным программам. На этом

этапе выполняются пусконаладочные работы по настройке взаимодействия

систем электрооборудования в различных режимах. В состав указанных работ

входят:

обеспечение взаимных связей, регулировка и настройка характеристик и па-

раметров отдельных устройств и функциональных групп электроустановки с

целью обеспечения на ней заданных режимов работы;

16

опробование электроустановки по полной схеме на холостом ходу и под

нагрузкой во всех режимах работы для подготовки к комплексному опробо-

ванию технологического оборудования.

Пусконаладочные работы на четвертом этапе считаются законченными

после получения на электрооборудовании предусмотренных проектом пара-

метров и режимов, обеспечивающих устойчивый технологический процесс.

Для силовых трансформаторов – это 72 часа работы под нагрузкой, для воз-

душных и кабельных линий электропередачи – 24 часа работы под нагрузкой.

Приемка объекта в эксплуатацию. Задачей эксплуатационного персо-

нала на этом этапе является оказание помощи монтажной организации в части

своевременного выявления дефектов, упущений и отступлений от проекта.

По окончании всех работ подрядчик уведомляет заказчика о необходимо-

сти приемки объекта в эксплуатацию.

Предъявляемый к приемке в эксплуатацию объект должен соответство-

вать требованиям законодательства Российской Федерации, проектной доку-

ментации, договору подряда (контракту) строительным, санитарным, эколо-

гическим и другим нормам. Оценка соответствия объекта проекту и требова-

ниям нормативных документов осуществляется приемочной комиссией, в со-

став которой входят представители заказчика, подрядчика, проектировщиков,

территориальных администраций, органов государственного надзора и ин-

спекции по охране труда.

Заказчик предъявляет приемочной комиссии всю необходимую проект-

ную и техническую документацию по объекту.

В помощь приемочной комиссии создается рабочая комиссия, члены

которой производят детальный осмотр объекта и составляют акты с перечис-

лением обнаруженных дефектов и недоделок по отдельным разделам проекта

или в целом по объекту.

После устранения подрядчиком всех указанных рабочей комиссией недо-

статков и несоответствий с проектом составляется акт приемки законченного

строительством объекта (форма N КС-11, "Акт рабочей комиссии"). Он яв-

ляется основанием для окончательной оплаты всех выполненных подрядчи-

ком работ в соответствии с договором подряда.

Окончательным документом по приемке и вводу объекта является акт

приемки законченного строительством объекта приемочной комиссией (фор-

ма N КС-14). Этот акт подписывается всеми членами приемочной комиссии,

каждый из которых несет ответственность за принятые комиссией решения в

пределах своей компетенции. С этого момента объект переходит в ведение

эксплуатирующей организации (заказчика), которая принимает его баланс и

регистрирует в установленном порядке право собственности на новый объект

в местных органах исполнительной власти.

1.2. Монтаж воздушных линий электропередачи и заземляющие

устройства

17

До начала работ по сооружению воздушных линий электропередачи (ВЛ) долж-

ны быть выполнены следующие работы:

получены разрешения на ведение работ по трассе ВЛ, включая территории

лесных массивов и сельскохозяйственных угодий;

подготовлены временные помещения для размещения монтажных бригад и

прорабских участков;

организованы временные базы для складирования материалов;

проверены состояние дорог, мостов и подъездных путей к трассе

ВЛ, при необходимости сооружены временные подъездные дороги;

расчищена полоса земли вдоль трассы, а в лесной местности устроены про-

секи;

осуществлен предусмотренный проектом снос строений, находящихся на

трассе ВЛ или вблизи нее и препятствующих производству работ;

выполнен производственный пикетаж – установка вдоль трассы ВЛ

пикетов, отмечающих будущие места установки опор.

Перевозка опор на трассу ВЛ осуществляется специальными стволовоза-

ми. Барабаны с проводом перевозят в вертикальном положении, закрепляя их

в кузове автотранспорта растяжками из стальной проволоки. Фарфоровые и

стеклянные подвесные изоляторы, предварительно проверенные и собранные

в гирлянды требуемой длины и транспортируются на трассу ВЛ в специаль-

ных деревянных контейнерах, предохраняющих изоляторы от механических

повреждений.

Сборка и установка опор. Стойки опор (рис. 1.3, где 1 – стойка опоры;

2 – железобетонная приставка (пасынок); 3 – бандаж из стальной проволоки

хомут); 4 – крючья для армировки изоляторов; 5 – раскосы для жесткости; 6 –

траверсы; 7 – сцепная арматура для крепления гирлянды изоляторов; 8 – желе-

зобетонные фундамены. Для бандажей применяется мягкая оцинкованная про-

волока диаметром 4 мм или неоцинкованная проволока диаметром 5…6 мм.

Число витков бандажа принимается равным: 12 – при диаметре проволоки 4 мм;

10 – при диаметре проволоки 5 мм; 8 – при диаметре проволоки 6 мм.

Деревянные опоры для ВЛ напряжением 35 кВ и выше поставляются

отдельными элементами (стойки, траверса, раскосы), сборка которых между

собой выполняется с помощью болтовых соединений.

В стойках деревянных опор ВЛ напряжением до 10 кВ высверливаются

отверстия для вкручивания стальных крючьев, на которые с помощью поли-

этиленовых колпачков армируются штыревые изоляторы. На траверсах дере-

вянных П-образных опор ВЛ напряжением 35 кВ и выше в просверленные

отверстия устанавливаются элементы сцепной арматуры для дальнейшего

крепления гирлянд изоляторов. При необходимости по стойке деревянной

опоры прокладывается заземляющий спуск из стальной проволоки.

На железобетонных опорах ВЛ с помощью специальных хомутов монти-

руются стальные траверсы. Для ВЛ напряжением до 10 кВ эти траверсы име-

ют штыри, на которые с помощью полиэтиленовых колпачков армируются

штыревые изоляторы. Для ВЛ напряжением 35 кВ и выше на концы траверс

18

устанавливаются элементы сцепной арматуры для дальнейшего крепления

гирлянд подвесных изоляторов.

Металлические опоры поставляются отдельными элементами, сборка ко-

торых между собой выполняется с помощью болтовых соединений. После за-

вершения сборки металлических опор производится восстановление их ан-

тикоррозийного покрытия в местах его повреждения при транспортировке и

сборке.

Фундаменты опор. Металлические опоры устанавливаются на железобе-

тонные фундаменты (подножники) или сваи. Котлованы под фундаменты ме-

таллических опор разрабатываются экскаваторами. Заглубление железобе-

тонных свай в грунт выполняется виброударным способом. Глубина заложе-

ния фундаментов или свай должна соответствовать проекту ВЛ.

41

3

2

6

7

1

8

6

7

1

а) б) в)

Рис. 1.3. Деревянные (а), железобетонная (б) и стальные (в) опоры ВЛ

Одновременно с устройством фундаментов выполняется монтаж зазем-

ляющих устройств – устанавливаются искусственные вертикальные и гори-

зонтальные заземлители. В качестве естественных заземлителей используют-

ся непосредственно железобетонные фундаменты опор. Железобетонные и

деревянные опоры устанавливаются без фундаментов.

Установка опор. Методы установки опор зависят от их конструкций,

фундаментов. Большинство опор устанавливаются с помощью подъемного

крана соответствующей грузоподъемности. Вылет и рабочий ход стрелы

подъема крана должны обеспечивать полный подъем опоры, перемещение ее

к месту установки и удержание в вертикальном положении до закрепления

опоры на фундаменте или в грунте. При установке опоры выверяется ее вер-

тикальное положение.

Монтаж проводов и грозозащитных тросов. Монтаж проводов (тросов)

выполняется отдельно на каждом участке ВЛ, ограниченном двумя ближайши-

ми анкерными опорами (анкерном пролете), и состоит из следующих операций:

раскатки проводов, включая их соединения и подъем на опоры;

натяжения проводов с регулировкой стрелы провеса;

крепления проводов к изоляторам опор.

Раскатка проводов проводится двумя способами:

19

установкой барабана с проводом на стационарном устройстве (козлах или

винтовых домкратах) в начале монтируемого участка и закреплением конца

провода у движущегося вдоль трассы трактора;

закреплением конца провода в начале монтируемого участка и установкой

барабана с проводом на движущемся вдоль трассы тракторе.

Второй способ раскатки обеспечивает лучшую сохранность провода от

механических повреждений при трении о грунте, однако применение этого

способа ограничено. Указанная технология раскатки применяется для голых

(неизолированных) алюминиевых и сталеалюминиевых проводов.

Для линий электропередачи напряжением до 20 кВ применяются изоли-

рованные провода: –на напряжение до 1 кВ используются самонесущие изо-

лированные провода (СИП), представляющие собой скрученные в жгут изо-

лированные проводники. Несущий, нулевой проводник может выполняться

без изоляции или с изоляцией. В некоторых конструкциях СИП все провод-

ники выполняются несущими. Линии с СИП обозначаются ВЛИ; –на напря-

жение выше 1 кВ применяются защищенные изоляцией провода (ЗИП) в од-

ножильном исполнении. Линии с такими проводами обозначаются ВЛЗ. Изо-

лированные провода по сравнению с неизолированными имеют ряд преиму-

ществ, среди которых можно выделить большую надежность и меньшие экс-

плуатационные расходы.

Раскатка изолированного провода выполняется в два этапа. На первом

этапе осуществляется раскатка троса-лидера от раскаточного механизма по

направлению к барабану с проводом. Лебедка раскаточного механизма вклю-

чена на размотку троса - лидера. Раскатка выполняется любым тяговым меха-

низмом. Одновременно с раскаткой троса выполняется его подъем на опоры

и укладка в раскаточные ролики, диск которых выполнен из пластмассы или

металла с пластиковым покрытием.

На втором этапе выполняется раскатка изолированного провода. Для это-

го лебедка раскаточного механизма включается на намотку троса-лидера. Рас-

катка провода должна производиться под тяжением, обусловленным силой

тяги лебедки и тормозным устройством у барабана с проводом. Тяжение необ-

ходимо для исключения возможности провисания провода до поверхности зем-

ли и повреждения его изоляции от трения о грунт.

При раскатке проводов производится их соединение. Голые алюминиевые

и сталеалюминиевые провода сечением до 185 мм2

соединяются с помощью

овальных соединителей, представляющих собой алюминиевую трубку оваль-

ного сечения. В соединитель с разных сторон вставляются концы соединяемых

проводов, после чего с помощью переносных монтажных инструментов произ-

водится скручивание соединителя (рис. 1.4,а) или его обжатие (рис. 1.4,б).

Для повышения надежности контактного соединения и уменьшения его

переходного сопротивления короткие концы соединяемых проводов, выходя-

щие из овального соединителя, свариваются с помощью термитного патрона

(рис. 1.4,г).

Сталеалюминиевые провода сечением 240 мм2

и более соединяются с по-

20

мощью прессуемых соединителей, состоящих из двух трубок - стальной и

алюминиевой (рис. 1.4,в). Для соединения таких проводов применяется пере-

носный ручной пресс. С помощью стальной трубки 1 опрессовываются кон-

цы стальных сердечников соединяемых проводов, с помощью алюминиевой

трубки 2, накладываемой поверх стальной, опрессовываются алюминиевые

части соединяемых проводов.

В одном пролете ВЛ допускается не более одного соединения на провод

каждой фазы.

а) б)

в) г)

Рис. 1.4. Соединения алюминиевых и сталеалюминиевых проводов

Для соединения изолированных проводов применяются болтовые, прес-

суемые или автоматические (цанговые) зажимы. Последние очень удобны

при монтаже, поскольку концы соединяемых проводов после вставки их в

зажим автоматически заклиниваются в зажиме, обеспечивая требуемую

прочность заделки.

Соединение СИП показано на рис. 1.5. Соединение неизолированного

несущего нулевого провода выполнено с помощью цангового зажима 2, со-

единения фазных проводов - опрессованием. Освобожденные от изоляции

концы соединяемых фазных проводов вставляются в гильзу 1, покрытую сна-

ружи слоем изоляции, и опрессовываются с помощью ручного пресса. В про-

цессе опрессовки создается надежный электрический контакт и герметизация

изоляцией гильзы места соединения. Для предотвращения раскручивания

СИП справа и слева от места соединения устанавливаются фиксирующие ре-

мешки 3.

Рис. 1.5. Соединение самонесущего изолированного провода

Натяжение проводов (рис. 1.6,а где: 1, 2 – анкерные опоры; 3, 4, – проме-

жуточные опоры; 5- монтажный ролик; 6 - изолированный провод; 7 – тяговый

механизм) выполняют с помощью тягового механизма (трактора, лебедки).

При натяжении проводов регулируются их стрела провеса f – расстоя-

ние между прямой, соединяющей точки подвеса провода на опорах и низ-

21

шей точкой провисания провода. Регулировка стрелы провеса выполняется

по монтажным графикам (рис. 1.6, б) в соответствии с фактической темпе-

ратурой воздуха Θ, маркой провода и длиной пролета l.

f

l

f

t

75

4 3 2 1

6

Рис. 1.6. Натяжение проводов (а) и монтажный график (б)

Для измерение стрел провеса проводов применяется простейшее при-

способление – карманный высотомер (рис. 1.7). Этот прибор представляет

собой плоскую коробку 1, имеющую форму равносторонней трапеции, в

верхней части которой имеются смотровые отверстия 2, а в основании

вставлено стекло, на котором нанесены две риски – верхняя 3 и нижняя 4.

Для определения высоты измеряемого объекта Н наблюдатель удаляет-

ся от него, держа прибор смотровыми отверстиями у глаз, на такое расстоя-

ние L, при котором верхняя риска совпадет с вершиной объекта, а нижняя –

с его основанием. Геометрические размеры прибора и риски на стекле вы-

полнены так, что H = L / 2.

Для определения стрелы провеса провода измеряется сначала высота под-

вески провода на опоре, затем расстояние от низшей точки провисания про-

вода до земли и находится разность полученных значений. Погрешность изме-

рений таким прибором составляет 3…4%, что вполне приемлемо.

H

L

Объект31

2 4

Рис. 1.7. Измерение высоты объекта

Крепление голых проводов на анкерных опорах ВЛ напряжением до 1

кВ со штыревыми изоляторами осуществляется закручиванием проводов

так называемой «заглушкой» (рис. 1 . 8, а). На опорах ВЛ напряжением

выше 1 кВ со стержневыми изоляторами крепление проводов выполняет-

ся петлей, образованной с помощью болтового плашечного зажима.

Крепление проводов на анкерных опорах с подвесными изоляторами

осуществляется с помощью натяжных зажимов (рис.1 .8, б). Зажим 1 с

помощью сцепной арматуры 2 крепится к нижнему изолятору гирлянды

3. Провод в зажиме затягивается прижимными плашками с помощью U-

образных шпилек 4.

22

а) б)

Рис.1.8. Крепление проводов на анкерных опорах со штыревыми

изоляторами (а); с подвесными изоляторами (б)

Примеры нескольких способов анкерных креплений проводов на штыре-

вых изоляторах опор ВЛ 0,4-35 кВ. Одинарное усиленное анкерное крепление

провода на штыревых изоляторах анкерной опоры рис.1.8, где: а - на деревян-

ной опоре, б - на железобетонной опоре 1 - зажим ПАБ или овальный соедини-

тель; 2 - термитная сварка или зажим ПА, ПАБ, или овальный обжимной со-

единитель)

а) б)

Рис.1.9. Одинарное усиленное анкерное крепление провода на штыревых изо-

ляторах анкерной опоры.

Двойное анкерное крепление провода на штыревых изоляторах анкерной

опоры показано на рис.1.9, где - зажим ПАБ или овальный соединитель, - тер-

митная сварка или зажим ПАБ или овальный соединитель На рис.1.10 показано

двойное анкерное концевое крепление провода на штыревых изоляторах (где: а

- с использованием только болтовых зажимов; б - с комбинированным исполь-

зованием болтовых зажимов и проволочных вязок; в - с использованием только

проволочных вязок 1 - основной провод, 2 - провод второго крепления)

Рис.1.10. Двойное анкерное крепление провода на штыревых изоляторах анкер-

ной

23

На анкерных опорах короткие концы проводов (шлейфы), идущие от двух

натяжных зажимов одной фазы, соединяются болтовыми зажимами или свари-

ваются с помощью термитного патрона. Крепление изолированных проводов на

анкерных опорах ВЛ напряжением до 1 кВ выполняется без изоляторов (рис.

1.10, где 1– опора; 2 – оттяжка; 3 – крюк; 4 – анкерный зажим; 5 – несущая ну-

левая жила; 6 – фазные провода; 7 - фиксатор) с помощью анкерных зажимов,

фиксирующих несущую нулевую жилу. Крепление изолированных проводов на

анкерных опорах ВЛ напряжением выше 1 кВ выполняется через подвесные

изоляторы и натяжные болтовые зажимы (рис. 1.2.9,б, где 1 – опора; 2 – оттяж-

ка; 3 – траверса; 4 – подвесной изолятор; 5 – натяжной зажим; 6 – изолирован-

ный провод; 7– арматура для крепления изоляторов к траверсе; 8 – арматура

для крепления натяжного зажима к изолятору). Корпус зажима и прижимная

плашка изготавливаются из алюминиевого сплава. Момент затяжки болтов за-

жима нормируется и обеспечивается динамометрическим ключом. Величина

момента указывается на корпусе зажима или в спецификации к нему.

а) б)

Рис. 1.11. а – крепление СИП на анкерной опоре, б – крепление ЗИП на анкер-

ной опоре:

Крепление голых проводов на промежуточных опорах со стержневыми

изоляторами осуществляется вязкой из алюминиевых проволок (рис. 1.12, а).

На промежуточных опорах с подвесными изоляторами провод с монтажных

роликов перекладывается в поддерживающий зажим 1 (рис.1.12,б), прикреп-

ляемый к нижней части изолятора 2. Провод в зажиме затягивается прижим-

ными плашками с помощью U-образных шпилек 3. На рис. 1.12,б показан по-

лимерный подвесной изолятор.

а) б)

Рис. 1.12. Крепление проводов на промежуточных опорах со штыревыми изоля-

24

торами (а) и подвесными изоляторами (б)

Крепление изолированных проводов на промежуточных опорах ВЛ напряже-

нием до 1 кВ выполняется с помощью укладки нулевой жилы СИП в под-

держивающий болтовой зажим (рис. 1.12, а, где: 1– опора; 2 – крюк; 3 – под-

держивающий болтовой зажим; 4 – несущая нулевая жила; 5 – фазные жилы).

Крепление ЗИП на промежуточных опорах ВЛ напряжением выше 1 кВ со

штыревыми изоляторами осуществляется вязкой провода к изолятору (рис.

2.12, б, где: 1 – опора; 2 – траверса; 3 – штыревой изолятор; 4 – провод; 5 – вязка

провода к изолятору).

а) б)

Рис. 1.13. Крепление СИП на промежуточной опоре (а) Крепление ЗИП на про-

межуточной опоре(б)

Ответвления от линии с СИП (рис. 1.14,б, где:1 – основная линия с СИП; 2 – от-

ветвление; 3 – прокалывающий зажим в защитном кожухе) выполняются с по-

мощью болтовых прокалывающих зажимов (рис. 2.14,б) без снятия изоляции с

провода. После монтажа ответвления на зажимы устанавливаются защитные

кожуха, изготовленные из стойкой к атмосферным воздействиям и ультрафио-

летовому излучению пластмассы.

Монтаж грозозащитных тросов аналогичен монтажу проводов. Соеди-

нение тросов выполняется, как правило, с помощью стальных прессуемых

соединителей. На ВЛ напряжением до 110 кВ крепление троса к опорам вы-

полняется с помощью сцепной арматуры без изолятора. На ВЛ напряжением

220 кВ крепление троса ко всем опорам выполняется через подвесной изо-

лятор, как правило, стеклянный, шунтированный искровым промежутком. В

каждом анкерном участке на одной из анкерных опор трос заземляется.

Большинство работ по монтажу проводов и тросов связано с подъемами

на опоры. На ВЛ напряжением до 10 кВ монтажники поднимаются на опо-

ры, как правило, с помощью монтажных когтей (лазов) и поясов. На ВЛ бо-

лее высокого напряжения широко используются телескопические вышки и

гидроподъемники.

После окончания всех монтажных работ на опоры ВЛ на высоте

2…3 м наносятся следующие знаки:

порядковые номера опор;

номер ВЛ или ее условное обозначение;

25

информационные знаки с указанием ширины охранной зоны;

предупредительные плакаты на всех опорах в населенной местности.

Монтаж трубчатых разрядников и заземляющих устройств. Трубчатые

разрядники крепятся закрытым концом к элементам опор под углом 15о

к гори-

зонтали при более низком расположении открытого конца. Закрытый конец

разрядника соединяется с заземляющим спуском на опоре из древесины или с

металлом проводящей опоры (стальной и железобетонной). Длина внешнего

искрового промежутка устанавливается в соответствии с проектом ВЛ. По-

скольку срабатывание разрядника сопровождается сильным выхлопом генери-

рованного электрической дугой газа, открытый конец разрядника должен рас-

полагаться так, чтобы выхлопные газы не вызвали междуфазных перекрытий

или перекрытий на землю.

При монтаже ВЛ напряжением до 1 кВ выполняются заземляющие

устройства для повторного заземления нулевого провода (РЕN- проводника),

защиты от грозовых перенапряжений, заземления электрооборудования,

установленного на опорах ВЛ. Повторные заземления выполняются на кон-

цевых опорах линии и опорах с ответвлениями к вводам в здания, в которых

может быть сосредоточено большое количество людей (школы) или которые

представляют большую материальную ценность (склады). Заземляющие

устройства защиты от грозовых перенапряжений совмещаются с повторными

заземлениями. Схема выполнения совмещенного заземления на деревянной

опоре ВЛ напряжением до 1 кВ с СИП приведена на рис. 2.15. Заземляющий

спуск 1 выполняется стальной проволокой диаметром не менее 6 мм и кре-

пится к телу опоры U-образными скобками. Присоединение заземляющего

спуска к нулевому проводу 2 выполняется болтовым зажимом 3. У железобе-

тонных опор нулевой провод соединяется со стальной арматурой, у металли-

ческих опор – с телом опоры.

При монтаже ВЛ напряжением выше 1 кВ заземляющие устройства вы-

полняются у опор: – имеющих грозозащитный трос; – имеющих трубчатые

разрядники, разъединители, предохранители и прочее оборудование; –

железобетонных и металлических при напряжении 6…35 кВ. Заземляющие

спуски у деревянных опор выполняются стальным многожильным проводом

сечением не менее 35 мм2

или стальной проволокой диаметром не менее 10 мм.

В качестве заземлителей на ВЛ всех напряжений следует в первую оче-

редь использовать естественные заземлители (железобетонные фундаменты).

При недостаточном сопротивлении естественных заземлителей устанавлива-

ются искусственные заземлители 6 (рис.1.2.12,а). Присоединение заземляю-

щего спуска деревянной опоры, стальной арматуры железобетонной опоры,

тела металлической опоры к заземлителям выполняется заземляющим про-

водником 4. Заземляющий проводник соединяется с заземлителем сваркой 7,

а с заземляющим спуском – сваркой или болтовым зажимом 5.

26

а) б)

Рис. 1.14 а– схема выполнения заземления на опоре ВЛ, б–ответвление СИП

1.2.1. Приемка воздушной линии в эксплуатацию. До начала сооружения

ВЛ будущий эксплуатационный персонал изучает проектно-техническую до-

кументацию, а в период сооружения ВЛ ведет технический надзор за произ-

водством строительных и монтажных работ.

При проведении технического надзора особое внимание уделяется вы-

полнению скрытых работ – правильности заглубления опор, установки преду-

смотренных проектом ригелей оттяжек анкерных опор, уплотнения котлованов

опор гравийно-песчаной смесью. Кроме того, контролируется отсутствие за-

гнивших деталей деревянных опор, правильность монтажа контактных соеди-

нений проводов и другие работы.

При обнаружении дефектов при производстве строительных и монтажных

работ представитель заказчика немедленно ставит в известность представите-

ля подрядчика для своевременного устранения этих дефектов.

По окончании работ на сооружаемой ВЛ подрядчик в письменной форме

извещает заказчика о готовности ВЛ к сдаче в эксплуатацию и включению

под напряжение. Заказчик организует рабочую комиссию, в которую входят

представители заказчика (председатель), подрядчика, проектной организации,

органов государственного надзора.

Рабочая комиссия:

проверяет соответствие объемов выполненных строительно-монтажных работ

проекту, смете, нормативным доументам;

производит детальный осмотр ВЛ с выборочной проверкой скрытых работ;

проверяет качество выполненных работ и дает им оценку;

составляет протоколы измерений, в частности протоколы измерений сопротив-

лений заземляющих устройств ВЛ;

составляет ведомость выявленных при осмотре ВЛ дефектов и недоделок.

Подрядчик предоставляет рабочей комиссии следующую документацию:

27

перечень организаций (субподрядчиков), участвовавших в производстве строи-

тельно-монтажных работ;

проект ВЛ с комплектом рабочих чертежей;

паспорт ВЛ;

трехлинейную схему ВЛ с расцветкой фаз и номерами всех опор;

журналы работ по строительной части ВЛ и по монтажу проводов и тросов;

протоколы осмотров и измерений переходов и пересечений ВЛ, составленные

подрядчиком совместно с представителями заинтересованных организаций;

протоколы измерений заземляющих устройств ВЛ.

По устранению подрядчиком выявленных дефектов и недоделок рабочая

комиссия готовит акты по приемке ВЛ в эксплуатацию.

Для приемки ВЛ в эксплуатацию назначается приемочная комиссия, которой

подрядчик дополнительно предоставляет:

утвержденную проектно-сметную документацию; акты рабочей комиссии по

приемке ВЛ;

документацию по отводу земель под трассу ВЛ;

справку о соответствии фактической стоимости строительства ВЛ,

предусмотренной в утвержденном проекте.

Приемочная комиссия проверяет переданную ей документацию, рассмат-

ривает акты рабочей комиссии, осматривает ВЛ, определяет качество выпол-

ненных работ, соответствие их проекту, проверяет устранение замеченных

рабочей комиссией дефектов и недоделок и определяет готовность ВЛ к пере-

даче в эксплуатацию.

При полной готовности ВЛ приемочная комиссия дает письменное разре-

шение на включение ВЛ. Это включение выполняется эксплуатационным пер-

соналом после письменного уведомления от подрядчика о том, что люди с

объекта удалены, заземления сняты, ВЛ готова к включению.

При безотказной работе ВЛ под нагрузкой в течение суток приемочная

комиссия оформляет акт передачи ВЛ в эксплуатацию. Дата подписания этого

акта членами приемочной комиссии считается датой ввода ВЛ в эксплуата-

цию. Линия переходит в ведение заказчика, принимается на баланс эксплуа-

тирующей организацией, которая получает всю техническую документацию и

несет дальнейшую ответственность за линию.

1.3 Монтаж кабельных линий, муфт напряжением до 35 кВ

Подготовительные работы. В настоящее время при монтаже новых и ре-

конструкции существующих КЛ наряду с традиционно применяемыми кабеля-

ми с бумажной пропитанной (БПИ), пластмассовой и резиновой изоляцией

начинают широко применяться кабели с изоляцией из сшитого полиэтилена

(СПЭ). Эта изоляция имеет высокие диэлектрические и механические харак-

теристики, больший, чем у других кабельных изоляционных материалов, диа-

пазон рабочих температур.

В зависимости от условий прокладки СПЭ кабели допускают длительные

28

токи нагрузки на 15…30% больше, чем кабели с БПИ. СПЭ кабели имеют

длительный срок службы (до 50 лет), повреждаемость таких кабелей на 1-2

порядка ниже, чем кабелей с БПИ. Очевидно, что применение СПЭ кабелей

становится не только технически целесообразным, но и экономически выгод-

ным.

На место монтажа кабель поставляется на специальных барабанах.

Строительная длина кабеля на барабане составляет 200…2000 м в зависимо-

сти от внешнего диаметра кабеля и номера (размера) барабана. Для разгрузки

кабельных барабанов должны использоваться автокраны или специальные

транспортные средства - кабельные транспортеры.

В зависимости от типа изоляции кабеля устанавливаются наибольшие

допустимые разности уровней кабельной трассы. Для кабелей напряжением 10

(35) кВ с БПИ эта разность уровней составляет 15 (5) м, для кабелей с резино-

вой, пластмассовой и СПЭ-изоляцией разность уровней не ограничена.

Перед монтажом производится осмотр кабеля на барабанах. Не должно

быть наружных механических повреждений, оба конца кабеля на барабане

должны быть герметично заделаны. По результатам осмотра кабеля составля-

ется соответствующий акт.

Монтаж кабелей с бумажной пропитанной изоляцией при низких темпе-

ратурах (ниже –5о) выполняется после их предварительного подогрева, по-

скольку при отрицательных температурах эта изоляция отвердевает, стано-

вится неэластичной и при прокладке кабеля может быть повреждена.

Наиболее простой способ прогрева кабеля – в теплом помещении. Про-

должительность прогрева зависит от температуры воздуха в помещении и со-

ставляет 72 ч при 5…10оС, 24 ч при 10…25

оС и 18 ч при 25…40

оС.

При необходимости сокращения указанного времени используют метод

прогрева кабеля электрическим током прямо на барабанах, следя за темпера-

турой наружного покрова кабеля на внешних витках барабана, которая не

должна превышать 20оС. При этом условии температура изоляции кабеля во

внутренних витках барабана не превысит допустимого значения.

Одним из преимуществ СПЭ кабелей является возможность их прокладки

без предварительного подогрева при температурах до - 20оС для кабелей с

полиэтиленовой защитной оболочкой и при температурах до - 15оС для кабе-

лей с поливинилхлоридной защитной оболочкой. Такая возможность достига-

ется благодаря использованию качественных полимерных материалов для

изоляции и оболочки СПЭ кабеля.

Прокладка кабелей в траншее, блоках и кабельных сооружениях. Про-

кладка КЛ в земляной траншее является наиболее распространенным способом.

Глубина заложения КЛ от планировочной отметки должна быть не менее 0,7 м

для кабелей напряжением до 20 кВ и не менее 1 м для кабелей апряжением 35

кВ. При пересечении улиц и площадей глубина заложения КЛ должна быть не

менее 1 м независимо от напряжения.

При прокладке кабеля в земле предварительно выявляются места на трас-

се, содержащие вещества, разрушительно действующие на металлические по-

29

кровы и оболочку кабеля (солончаки, известь, насыпной грунт, содержащий

шлак или строительный мусор). При невозможности обхода этих мест долж-

ны быть приняты меры по защите кабеля. Кабели, укладываемые в траншее,

должны иметь снизу подсыпку, а сверху засыпку слоем мелкой земли, не со-

держащей камней, строительного мусора и шлака. Это необходимо для ис-

ключения возможности механического повреждения кабеля при давлении на

него грунта после засыпки траншеи.

Раскатка кабеля зависит от сложности трассы. Если на трассе нет пересе-

чений с подземными коммуникациями, кабель укладывают непосредственно

на дно траншеи с кабельного транспортера, движущегося вдоль трассы (рис.

1.15). При наличии пересечений барабан с кабелем устанавливают в одном

конце трассы на раскаточное устройство (кабельные домкраты) и раскатыва-

ют с помощью тягового механизма – лебедки с канатоемкостью, соответству-

ющей строительной длине кабеля. Размотка кабеля должна идти с верхней ча-

сти кабельного барабана. Раскаточное устройство должно иметь тормоз.

Рис. 1.15. Раскатка кабеля с кабельного транспортера.

Тяговый механизм должен быть оснащен устройством (динамометром),

регистрирующим усилие тяжения. Допустимые усилия тяжения для кабелей

с бумажной пропитанной изоляцией указаны в табл. 1.1. Усилия тяжения

СПЭ кабелей не должны превышать следующих значений: 50S H/мм2

– для

медной жилы и 30S H/мм2

– для алюминиевой жилы, где S - общее сечение

жил кабеля.

Допустимые усилия тяжения кабелей с БПИ. Таблица 1.1

Сечение

кабеля, мм2

Усилия тяжения, кН, за алюминиевую

оболочку кабеля напряжением, кВ

Усилия тяжения за жилы,

кН

До 1 6 10 медные алюминиевые

30

Зх35 1,8 2,9 3,9 4,9 3,9 Зх50 2,3 3,4 4,4 7,0 5,9 Зх70 2,9 3,9 4,9 10,0 8,2 Зх95 3,4 4,4 5,7 13,7 10,8 3х120 3,9 4,9 6,4 17,6 13,7 3х150 5,9 6,4 7,4 22,0 17,6 3х185 6,4 7,4 8,3 26,0 21,6 3х240 7,4 9,3 9,8 35,0 27,4 Кабели в траншее укладываются в один ряд (рис. 1.16). Расстояние по го-

ризонтали в свету между соседними кабелями d ≥ 100 мм и d ≥ 250 мм для кабе-

лей напряжением до 10 и 20-35 кВ соответственно. Кабели в траншее уклады-

ваются «змейкой», обеспечивающей запас длины кабеля 1...2% для уменьшения

растягивающих усилий при возможных смещениях почвы и температурных из-

менениях длины кабеля.

При прокладке кабелей у концов, предназначенных для последующего

соединения, оставляется запас не менее 2 м, необходимый для монтажа со-

единительной муфты и укладки дуг компенсаторов, предохраняющих муфту

от повреждения при возможных смещениях почвы и температурных дефор-

мациях кабеля, а также для обеспечения возможности повторного монтажа

муфты в случае ее повреждения при эксплуатации.

Во избежание нарушения целостности изоляции жил и оболочек кабеля

устанавливаются предельно допустимые радиусы изгиба. Для кабелей с бу-

мажной изоляцией на напряжение до 35 кВ в алюминиевой и свинцовой обо-

лочке радиусы изгиба должны быть соответственно не менее 25 и 15D; для

кабелей с резиновой, пластмассовой и СПЭ- изоляцией – не менее 15D, где D

– наружный диаметр кабеля.

Выше верхней засыпки, выполненной из мелкой земли, укладывается

слой красного кирпича (КЛ напряжением до 35 кВ) или железобетонные

плиты (КЛ напряжением 35 кВ), служащие для защиты кабелей от механиче-

ских повреждений при проведении землеройных работ. Вместо такой защиты

может использоваться сигнальная лента из яркой полиэтиленовой пленки,

свидетельствующая при проведении землеройных работ о близком располо-

жении кабелей.

Перед засыпкой траншеи изоляция КЛ испытывается повышенным

напряжением. Пластмассовые защитные оболочки кабелей испытываются

напряжением 10 кВ. Перед засыпкой траншеи представители монтажной ор-

ганизации совместно с представителями заказчика производят осмотр кабель-

ной трассы с составлением акта на скрытые работы.

При прокладке кабелей с БПИ в агрессивных грунтах и зонах с наличи-

ем блуждающих токов, например вблизи трамвайных путей, должны приме-

няться кабели с пластмассовыми (шланговыми) защитными покровами или

специальные меры защиты от коррозии металлических оболочек и брони этих

кабелей.

31

Рис. 1.16. Прокладка кабелей в земляной траншее и бетонном блоке

СПЭ кабели с полиэтиленовой защитной оболочкой (ПвП, АПвП) мо-

гут прокладываться в земле с любой степенью коррозионной активности

грунта. На сложных участках кабельной трассы прокладываются кабели с

усиленной защитной полиэтиленовой оболочкой (ПвПу, АПвПу); в грунтах с

повышенной влажностью – кабели с дополнительной продольной герметиза-

цией (ПвПг, АПвПг).

Пересечения КЛ автомобильных и железных дорог выполняются

скрытым способом (без рытья траншеи) с помощью пневмопробойника. Для

этого по обе стороны от пересекаемого объекта роются котлованы. В один из

котлованов на направляющих по требуемому уровню устанавливают пневмо-

пробойник. Под действием сжатого воздуха, подаваемого компрессором,

пневмопробойник забивается в грунт. Так как грунт уплотняется стенками

пневмопробойника, пробитое отверстие сохраняет круглую форму. После

прохода пневмопробойником пересекаемого объекта в пробитое отверстие

закладываются асбоцементные трубы. Кабель при монтаже протягивается че-

рез эти трубы.

После завершения всех работ по прокладке КЛ выполняется исполни-

тельный чертеж трассы с привязкой к постоянным ориентирам на местно-

сти. На незастроенной территории трасса кабельной линии обозначается пи-

кетами.

Прокладка кабелей в блоках. Блок представляет собой заглубляемую в

землю конструкцию, выполненную из труб различного материала или железо-

бетонных панелей. Стыки труб и панелей заделываются кирпичной кладкой

или заливаются бетоном. На рис. 1.16 показан бетонный блок, состоящий из

железобетонных панелей 1 с каналами 2, через которые прокладываются кабе-

ли 3. Через определенные расстояния сооружаются кабельные колодцы, в кото-

рых осуществляется соединение кабелей, и через которые выполняется монтаж

кабелей. Блоки должны быть уложены в землю с уклоном не менее 0,2% в сто-

рону колодцев для стока попавших в блок грунтовых вод.

Перед монтажом кабелей блочные каналы предварительно прочищают с

помощью стальных ершей и проверяют контрольным цилиндром, протаскивая

32

его с помощью тросовой лебедки по блочным каналам. Непосредственной

перед прокладкой кабелей их поверхность обильно покрывают смазкой, не

содержащей веществ, вредно действующих на оболочку кабеля (солидол,

тавот).

Прокладку кабелей в блоках производят механизированым способом, пооче-

редно затягивая их в кабельные каналы на участке между двумя соседними

колодцами (рис. 1.17, где: 1 – барабан с кабелем; 2 - кабель; 3 – лебедка; 4 –

прибор контроля тяжения кабеля; 5 – технический узел на раме автомобиля; 6

– угловой ролик; 7 - железобетонные упоры; 8 – кабельное окно; 9 – место со-

единения тросса и кабеля). Возможна также сквозная протяжка кабелчерез не-

сколько колодцев без разрезания кабеля. Однако усилия тяжения при этом не

должны превышать допустимые значения.

Рис. 1.17. Протяжка кабеля в блоке.

При переходе кабелей из блоков в земляную траншею места выхода кабелей из

блоков заделываются водонепроницаемым материалом.

Использование блоков увеличивает стоимость КЛ, ухудшает условия

охлаждения кабелей, но обеспечивает более надежную защиту кабелей от ме-

ханических повреждений по сравнению с прокладкой кабелей в земляной

траншее.

Блочная прокладка используется при большой стесненности кабельной

трассы, пересечениях кабелей других инженерных сооружений, например же-

лезных дорог, при прокладке кабелей в химически агрессивных грунтах.

Прокладка кабелей в кабельных сооружениях. При прокладке в одном

направлении более кабелей 20 используются кабельные сооружения: тоннели,

галереи, эстакады, каналы. Подземный кабельный тоннель (рис. 1.18, а) соору-

жается из сборного железобетона 1. Внутри тоннеля по опорным конструк-

циям 2 прокладываются кабели 3. Размеры тоннеля должны обеспечивать

двухстороннее обслуживание кабелей.

Галереи и эстакады принципиально отличаются от тоннелей тем, что

располагаются над поверхностью земли на железобетонных стойках и ис-

пользуются на производствах, где возможны скопления горючих и взрыво-

33

опасных газов, тяжелее воздуха, и в местах с высокой агрессивностью грунта.

На территории промышленных предприятий кабели могут прокладывать-

ся в каналах (рис. 1.18, б). Плита 1 верхнего перекрытия канала выполняется

съемной, массой не более 70 кг, что обеспечивает подъем этой плиты вруч-

ную и удобное обслуживание кабелей при эксплуатации. Должны быть вы-

полнены мероприятия по предотвращению попадания в них технологических

и грунтовых вод: стыки железобетонных конструкций должны быть герме-

тизированы, полы – иметь уклон не менее 0,5% в сторону водосборников.

Кабельные сооружения должны быть оборудованы электрическим осве-

щением, сетью для подключения переносных светильников и инструмента,

обеспечены естественной или искусственной вентиляцией и средствами по-

жаротушения. Кабельные сооружения большой длины должны делиться на

отсеки длиной не более 150 м несгораемыми перегородками.

а) б)

Рис. 1.18. Прокладка кабелей в тоннеле (а) и канале (б)

В кабельных сооружениях с целью пожарной безопасности кабели про-

кладываются без наружного джутового покрова, СПЭ кабели - в защитной

оболочке из поливинилхдорида пониженной горючести (ПвВнг, АПвВнг).

Прокладка кабелей сечением 25 мм2

и более, за исключением неброни-

рованных кабелей в свинцовой оболочке, выполняется по кабельным кон-

струкциям (консолями), располагаемыми друг от друга на расстоянии не более

1 м. Небронированные кабели в свинцовой оболочке и небронированные ка-

бели всех исполнений сечением 16 мм2

и менее должны прокладываться по

лоткам или полкам. Кабели напряжением до 1 кВ должны располагаться в

кабельных сооружениях над кабелями напряжением выше 1 кВ.

После прокладки кабелей каналы закрываются верхними съемными пли-

тами и засыпаются слоем земли толщиной не менее 0,3 м. На огражденных

территориях промышленных предприятий засыпка кабельных каналов землей

не обязательна. Подземные тоннели должны иметь поверх перекрытия слой

земли толщиной не менее 0,5 м.

Открытая прокладка кабелей в производственных помещениях. От-

крытая прокладка кабелей в цехах промышленных предприятий выполняется

по опорным конструкциям, изготавливаемым в виде: стальных стоек с полками

34

или лотками; стоек со скобами или кронштейнами; настенных полок и лотков.

Расположение одножильных и трехжильных кабелей на опорных кон-

струкциях (полках, лотках) показано на рис. 1.19. Кабели жестко закрепляют-

ся скобами (хомутами) в конечных точках, непосредственно у соединитель-

ных и концевых муфт, с обеих сторон на поворотах трассы. В местах крепле-

ния небронированных кабелей со свинцовой или алюминиевой оболочкой

используются прокладки из эластичного материала. Небронированные кабели

с пластмассовой оболочкой (шлангом), кабели СПЭ, а также бронированные

кабели допускается крепить к конструкциям без таких прокладок.

Рис. 1.19. Расположение кабелей на опорных конструкциях

Проход кабелей через перегородки, стены и междуэтажные перекрытия

производится в трубах или проемах. После прокладки кабелей зазоры в тру-

бах и проемах должны быть заделаны легко пробиваемым несгораемым мате-

риалом.

Все опорные металлические конструкции должны быть электрически

соединены между собой и подключены к заземляющему устройству не менее

чем в двух местах.

Открыто прокладываемые кабели обозначаются бирками с указанием

марки, напряжения, сечения, номера или наименования линии; на бирках со-

единительных муфт указываются номер муфты и дата ее монтажа. Бирки

должны быть стойкими к воздействию окружающей среды и устанавливаются

в начале и конце линии и по ее длине через 50 м, а также на поворотах трассы

и в местах прохода кабелей через перегородки и перекрытия (с обеих сторон

прохода).

Монтаж кабельных муфт. Оконцевание кабелей с целью их подключе-

ния к оборудованию выполняется с помощью концевых муфт; соединение от-

дельных кусков кабелей – с помощью соединительных кабельных муфт. Кон-

цевые муфты устанавливаются в начале и конце КЛ.

Муфта должна быть герметичной, влагостойкой, обладать механической

и электрической прочностью, стойкостью к воздействию окружающей среды.

В наибольшей степени этим требованиям удовлетворяют муфты горячей

(термоусаживаемые) и холодной усадки, применяемые для кабелей с любой

изоляцией.

Перед монтажом муфты конец кабеля разделывается. Операция раздел-

ки кабеля заключается в последовательном удалении с некоторым сдвигом

всех слоев кабеля от наружной защитной оболочки до фазной изоляции то-

коведущей жилы (рис. 1.20 , где: 1- токопроводящие жилы; 2 – фазная изоля-

ция; 3 – общая (поясная) изоляция; 4 – герметичная оболочка; 5 – подушка под

35

броней; 6 – броня из стальных лент; 7- наружный защитный покров; 8 – прово-

лочный бандаж; 9 – бандаж из ниток и 1 .3.7, где:1- токопроводящая жила; 2

– экран из полупроводящей пластмассы; 3 – СПЭ изоляция; 4 – экран из по-

лупроводящей пластмассы; 5 – водонабухающий слой; 6 – экран из медных

проволок; 7 – наружная защитная пластмассовая оболочка; 8 – проволочный

бандаж). Размеры разделки зависят от напряжения, марки, сечения жил кабе-

ля и приводятся в справочниках и монтажных инструкциях.

Рис. 1.20. Общий вид разделанного трехжильного кабеля с БПИ

Термоусаживаемые муфты. Используются при любом способе про-

кладки кабелей, надежны в эксплуатации (срок службы не менее 30 лет),

характеризуются простотой монтажа (≈1 час для оконцевания и ≈2 часа для

соединения кабелей напряжением 6-10 кВ). Напряжение на КЛ может пода-

ваться сразу же после монтажа муфты.

Рис. 1.21 . Общий вид разделанного одножильного СПЭ кабеля

Широкий диапазон термоусадки позволяет использовать один типоразмер

муфты для разных типов кабелей и сечений жил. Например, всего два типо-

размера покрывают весь диапазон сечений кабелей, используемых в распреде-

лительных сетях напряжением 6-10 кВ (один типоразмер используется для

сечений 70-120 мм2, второй – для сечений 150-240 мм

2). Арматура термо-

усаживаемых муфт практически не подвергается старению.

Принцип термоусадки основан на технологии изготовления поперечно

сшитых полимеров с пластической памятью формы. В комплект термоусажи-

ваемой муфты входят элементы (трубки, манжеты, перчатки, шланги и дру-

гие), поставляемые в растянутом состоянии, что позволяет легко их надеть на

элементы разделанного кабеля. При нагревании пропан-бутановой горелкой

или строительным феном происходит усадка этих деталей и плотный охват

элементов кабеля, чем создается, герметичная и механически прочная кон-

струкция. Температура усадки составляет 120-150оС и не является опасной

для изоляции кабеля.

Надежную герметизацию обеспечивают специальные клеевые и мастич-

ные герметики, нанесенные на внутренние поверхности элементов муфты.

36

Одновременно с нагревом термоусаживаемых элементов происходит расплав

и растекание герметизирующих материалов с заполнением всех пустот.

Герметизирующие материалы за счет специальных добавок (ZnO) об-

ладают полупроводящими свойствами и, следовательно, выравнивают элек-

трическое поле. За счет этого полностью исключается причина разрядов в

областях повышенной напряженности электрического поля (в контактных со-

единениях жил, на срезе экрана).

Основные операции монтажа термоусаживаемой концевой муфты одно-

жильного кабеля приведены на рис. 1.22, где : а – разделанный кабель с нако-

нечником; б – усаживание трубки регулятра,выравнивающей электрическое по-

ле; в – усажива ние жильной манжеты; г – установка проводника заземления и

усаживание шланга; д – усаживание концевой манжеты; е – усаживание поясной

манжеты.

а) б) в) г) д) е)

Рис. 1.22. Монтаж концевой термоусаживаемой муфты.

Монтаж концевой термоусаживаемой муфты трехжильного кабеля прин-

ципиально не отличается от монтажа муфты однофазного кабеля. В муфтах

трехжильных кабелей используются термоусаживаемые перчатки, надеваемые

на три фазные жилы разделанного кабеля.

Термоусаживаемая концевая муфта трехжильного кабеля приведена на

рис. 1.3.9, где: 1 – наконечник; 2- манжета концевая; 3 – трубка жильная и ман-

жета пальцевая; 4 – перчатка; 5 – лента регулятор для выравнивания электриче-

ского поля; 6 – манжета поясная; 7 – проводник заземления; термоусаживаемая

муфта для соединения трехжильных кабелей – на рис. 3.10, где: 1 – защитный

корпус; 2 – болтовое контактное соединение жил; 3 –манжета, изолирующая

контактное соединение; 4 – перчатка; 5 – фазная трубка; 6 – манжета для герме-

тизации корпуса муфты; 7 – проводник, обеспечивающий непрерывность цепи

заземления.

37

Рис. 1.23. Концевая термоусаживаемая муфта

На рис.1.24 показана термоусаживаемая соединительная муфта (где: 1.

изолирующие перчатки; 2. внутренние изолирующие трубки; 3. внешние анти-

трекинговые изолирующие трубки; 4. электропроводящие трубки; 5. толсто-

стенные изолирующие манжеты (на место соединения жил); 6. внутренний ко-

жух; 7. внешний защитный кожух; 8. герметик маслостойкий; 9. герметик-

заполнитель; 10. мастика для заполнения межфазного пространства; 11. изоли-

рующая распорка; 12. провод заземления; 13. припой; 14. экранирующая алю-

миниевая лента; 15. пружины постоянного давления; 16. бандажная медная

проволока; 17. киперная лента).

Рис. 1.24. Термоусаживаемая соединительная муфта.

Основные операции монтажа термоусаживаемой муфты для соединения трех-

жильных кабелей приведены на рис. 1.25,где: а – усадка жильных трубок; б –

намотка ленты-регулятора; в – усадка перчаток; г – соединение жил болтовыми

соединителями с оборачиванием их пластинами регуляторами; д –усадка под-

кладных манжет; е – усадка изолирующих манжет; ж – усадка шланга; з – за-

крепление проводника заземления и обмотка экранной лентой; и – намотка лен-

ты-герметика; к – усадка защитного кожуха.

Проводник заземления концевых муфт и проводник, обеспечивающий

непрерывность цепи заземления, в соединительных муфтах монтируются с

помощью системы непаянного заземления, поставляемого в комплекте муф-

ты. Контактное соединение заземляющего проводника с металлической обо-

лочкой (экраном) кабеля закрывается герметизирующей лентой, обеспечива-

ющей защиту этого соединения от коррозии.

38

Рис. 1.25. Монтаж термоусаживаемой соединительной муфты.

Проводники заземления муфт выполняются гибким медным проводом.

Сечения этих проводников должны быть не менее: 16 мм2- при сечении жил

кабеля до 120 мм2; 25 мм

2при сечении жил кабеля до 240 мм

2.

Муфты холодной усадки. Эти муфты обладают всеми достоинствами

термоусаживаемых муфт. Кроме того, монтаж муфты холодной усадки не

требует операции нагрева, что позволяет сократить время монтажа такой муф-

ты приблизительно в два раза по сравнению со временем монтажа термоуса-

живаемой муфты. Муфта состоит из EPDM-резины, предварительно натяну-

той на удаляемую при монтаже спираль. При удалении спиралевидного корда

за специально оставленные с обеих сторон муфты свободные концы корда

муфта легко усаживается, обеспечивая полную герметизацию кабеля.

Толстые стенки муфты создают дополнительную защиту от механических

воздействий. Кроме того, EPDM-резина устойчива к воздействию влаги, кис-

лот, щелочей и ультрафиолетового излучения. Соединительная муфта для од-

ножильного кабеля показана на рис. 1.26, где: 1 – экструдированный двухслой-

ный силиконовый корпус; 2 – полупроводящая пластина; 3 – общий защитный

кожух из ЕПДМ-резины; 4 – мастика для выравнивания электрического поля; 5

– герметизирующая мастика; 6 – медная сетка и соединитель экрана; 7 – соеди-

нительная гильза. Основные операции монтажа такой соединительной муфты

показаны на рис. 1.27 где : а – подготовка экранов соединяемых кабелей; б –

39

соединение жил опрессованием; в – наложение на место контактного соедине-

ния жил пластины с полупроводящим слоем для выравнивания электрическо-

го поля; г – закрытие муфтой места соединения жил кабелей; д – вытягивание

спиралевидного корда с той и другой стороны муфты; е – муфта, готовая для

подачи напряжения на кабель.

Рис. 1.26. Соединительная муфта холодной усадки.

Термоусаживаемые муфты и муфты холодной усадки сохраняют гибкость

кабеля, не разрушаются при циклических температурных нагрузках и смеще-

ниях грунта при смене времен года. Продольное усилие на разрыв муфты со-

ставляет 60% от усилия на разрыв кабеля.

Рис. 1.27. Монтаж соединительной муфты холодной усадки.

40

1.3.1 Приемка кабельной линии в эксплуатацию

Организация и порядок приемки КЛ в эксплуатацию такие же, как у ВЛ.

Отличие состоит в программе приемо - сдаточных испытаний и документах,

передаваемых строительно - монтажной организацией (подрядчиком) эксплу-

атирующей организации (заказчику).В программу приемо-сдаточных испыта-

ний КЛ входит:проверка целостности жил и фазировка КЛ;измерение сопро-

тивления изоляции мегаомметром;испытания изоляции повышенным напря-

жением выпрямленного тока;измерение рабочей емкости жил и активных

сопротивлений жил(для КЛ напряжением 20-35 кВ); измерение сопротивле-

ний заземляющих утройств концевых муфт.

При сдаче в эксплуатацию кабельных линий должны быть оформлены и

переданы эксплуатирующей организации:проект КЛ с комплектом рабочих

чертежей;паспорт КЛ;исполнительный чертеж трассы с привязкой к постоян-

ным ориентирам и указанием мест установки соединительных муфт;чертеж

профиля КЛ в местах пересечения с инженерными коммуникациями;акты со-

стояния кабелей на барабанах, составленные при поступлении кабеля на место

монтажа;кабельный журнал;

инвентарная опись всех элементов кабельной линии;акты скрытых работ с ука-

занием пересечений кабелей с подземными коммуникациями;акты приемки

траншей, блоков и кабельных сооружений под монтаж кабелей;акты на мон-

таж кабельных муфт;протокол измерения сопротивления изоляции;протокол

испытания изоляции кабельной линии повышенным напряжением после про-

кладки;акты осмотра кабелей, проложенных в траншеях и каналах перед за-

крытием;протокол прогрева кабелей на барабанах перед прокладкой при низ-

ких температурах.

1.4. Монтаж электрооборудования силового трансформатора

В ходе выполнения общестроительных работ готовятся подъездные пути

к месту установки трансформатора, фундамент под трансформатор и масло-

приемник с гравийной засыпкой.

В ходе подготовительных работ должны быть подготовлены трансфор-

маторное масло, емкости для его хранения, индикаторный силикагель для

термосифонных фильтров и воздухоосушителей.

Трансформаторы мощностью до 1600 кВ∙А поставляются полностью со-

бранными и залитыми маслом. Трансформаторы большей мощности в зави-

симости от габаритных размеров и массы поставляются с демонтированными

узлами, залитые маслом или без масла.

При транспортировке большая ось трансформатора должна совпадать с

направлением движения. Крепление трансформатора при транспортировке

должно быть выполнено в соответствии с чертежом завода изготовителя.

При поступлении трансформатора на монтажную площадку организуют-

ся требуемые условия хранения трансформатора и его отдельных узлов до

начала монтажа, заблаговременно в лаборатории проверяются реле защиты

трансформатора и его измерительные приборы.

41

Все операции по транспортировке, разгрузке и хранению трансформато-

ра до его монтажа должны оформляться соответствующими актами.

Монтаж силового трансформатора. На подстанциях с высшим напря-

жением 35 кВ и более применяется, как правило, открытая установка транс-

форматоров. Закрытая установка трансформатора применяется в районах с вы-

сокой степенью загрязнения и в жилых районах для ограничения уровня шума.

Трансформатор устанавливается на фундамент таким образом, чтобы его

крышка имела подъем по направлению к расширителю не менее 1%. Это

необходимо для обеспечения беспрепятственного прохождения газов из бака

к газовому реле, устанавливаемому в маслопроводе между баком и расшири-

телем.

Нормативные документы (СНиП, ГОСТ и другие) предусматривают мон-

таж трансформатора без ревизии его активной части, если не нарушались

условия транспортировки, разгрузки и хранения трансформатора.

Ревизия активной части допускается, когда внешние признаки или ре-

зультаты измерений указывают на возможные внутренние повреждения. При

возникновении необходимости в ревизии активной части трансформатора

принимаются меры для защиты изоляции обмоток от попадания в нее влаги из

окружающего воздуха.

Разгерметизация трансформатора выполняется в сухую ясную погоду.

Температура активной части должна быть выше температуры окружающего

воздуха во избежании выпадения росы из окружающего воздуха на активную

часть трансформатора. При необходимости активную часть предварительно

прогревают. Продолжительность пребывания активной части трансформатора

на открытом воздухе Тоткр ограничивают в зависимости от относительной

влажности воздуха и напряжения трансформатора (табл. 1.2).

Зависимость пребывания трансформатора на воздухе Тоткр = ϯ (ε,u). Таблица 1.2

Напряжение тр-ра Влажность, % Тоткр , ч

до 35 кВ до 75 24

до 35 кВ до 85 16

110 кВ и выше до 75 16

110 кВ и выше до 85 10

При ревизии активной части выполняются: проверка состояния болтовых

креплений; подпрессовка обмоток; осмотр и проверка состояния изоляции эле-

ментов активной части; проверка схемы заземления; проверка сопротивления

изоляции магнитопровода и его частей.

После проведения всех работ по ревизии активной части ее промывают

сухим трансформаторным маслом, устанавливают в бак, после чего уплотня-

ют все места соединений крышки с баком (герметизируют трансформатор).

Монтаж системы охлаждения и отдельных узлов трансформатора.

Трансформаторы с естественным масляным охлаждением М (ONAN) мощно-

стью до 1600 кВ.А транспортируются вместе с радиаторами охлаждения,

трансформаторы мощностью 2500 кВ.А и более – с демонтированными радиа-

42

торами.

У трансформаторов с принудительной циркуляцией воздуха Д (ОNAF) и

принудительной циркуляцией воздуха и масла ДЦ (OFAF) системы охлажде-

ния на время транспортировки демонтируются и устанавливаются на месте

монтажа трансформатора (рис. 1.28).

а) б)

Рис. 1.28. Монтаж систем охлаждения Д (а) и ДЦ (б)

При монтаже системы охлаждения типа Д (рис.1.28, а) к боковой стороне

бака 1 крепятся кронштейны 3 с растяжками 4. На кронштейнах устанавли-

ваются двигатели с вентиляторами 2, монтируется схема их питания кабе-

лем 5. После установки радиаторов 6 открывают радиаторные краны для по-

следующего заполнения радиаторов маслом.

Система охлаждения ДЦ может поставляться в навесном и выносном ис-

полнении. Система охлаждения навесного исполнения (рис.

1.28, б) состоит из электронасоса 2, двигателей с вентиляторами 4, закреп-

ленными в диффузорах 5, калорифера 6 с камерами для масла 3. Такая систе-

ма поставляется в полностью собранном виде. При монтаже эта система со-

единяется с баком трансформатора 1 с помощью фланцев 9. Направления

принудительного потока масла и потока воздуха при работе трансформатора

показано стрелками 7 и 8 соответственно.

Блоки системы охлаждения выносного исполнения устанавливаются на

отдельных фундаментах по периметру трансформатора и соединяются труба-

ми с баком трансформатора.

Одновременно с монтажом системы охлаждения монтируются остальные

узлы, поставляемые отдельно от трансформатора: вводы к обмоткам, расши-

ритель с указателем уровня масла и воздухоосушителем, выхлопная труба, га-

зовое реле, реле уровня масла, термосифонный фильтр, измерительные при-

боры.

Если по условиям монтажа некоторых узлов требуется разгерметизация

трансформатора, необходимо соблюдать условия для предохранения изоляции

от увлажнения. Эти условия были отмечены выше при рассмотрении вопроса

43

о ревизии активной части трансформатора.

При установке вводов особое внимание обращают на качественное

уплотнение места посадки ввода в крышке трансформатора и на обеспечение

надежных контактных соединений выводов обмоток.

Расширитель 3 (рис. 1.29) с маслоуказателем 6 крепится на крышке 1 ба-

ка трансформатора с помощью специальных кронштейнов 2. Трубопровод 7

соединяет бак трансформатора с расширителем. В среднюю часть этого тру-

бопровода устанавливается газовое реле 5, а в верхнюю часть этого трубо-

провода на фланце дна расширителя устанавливается реле уровня масла.

Выхлопная труба 4 устанавливается на крышке бака трансформатора. В

верхней части трубы находится стеклянная мембрана, разрываемая при ава-

рийном выбросе масла из трансформатора. Трансформатор должен устанав-

ливаться таким образом, чтобы аварийный выброс масла не был направлен на

близко стоящее оборудование.

Рис.1.29. Монтаж отдельных узлов трансформатора

Воздухоосушитель соединяет надмасляное пространство в расширителе

с окружающим воздухом. Присоединение к трансформатору термосифонного

фильтра выполняется фланцевыми соединениями, расположенными в верх-

ней и нижней частях бака трансформатора.

После окончания монтажа всех узлов доливают сухое масло в бак

трансформатора с заполнением его системы охлаждения и термосифонного

фильтра. Температура заливаемого масла должна быть не ниже 10оС. При

этом температура активной части должна быть выше температуры масла.

Масло под давлением подается через вентиль, расположенный в нижней ча-

сти бака трансформатора.

1.4.1. Включение трансформатора

Перед включением трансформатора проводятся его испытания, измерения и

проверки в объеме, предусмотренном [2,14]:

измерение сопротивления изоляции обмоток; измерение тангенса угла ди-

электрических потерь;

испытание изоляции обмоток повышенным напряжением промышленной

44

частоты;

измерение сопротивления обмоток постоянному току;

проверка коэффициента трансформации;

проверка группы соединений обмоток;

измерение потерь холостого хода; испытания трансформаторного масла;

испытания бака на герметичность;

проверка переключающего устройства (РПН), устройств охлаждения и

средств защиты масла.

Результаты измерений, испытаний и проверок оформляются соответ-

ствующими актами и протоколами.

Первое включение трансформатора под напряжение допускается прово-

дить через 12 ч после доливки масла. На время первого пробного включения

трансформатора максимальная защита устанавливается с нулевой выдержкой

времени, сигнальные контакты газовой защиты пересоединяются на отключе-

ние. Включение производят толчком на номинальное напряжение на время не

менее 30 мин для прослушивания трансформатора и наблюдения за его со-

стоянием. При нормальной работе издаваемый им гул должен быть умерен-

ным и равномерным. Не должны прослушиваться потрескивания внутри бака.

Трансформатор отключают в случае сильного или неравномерного гу-

дения; потрескиваний внутри бака трансформатора; ненормально возрастаю-

щей температуры масла; выброса масла из расширителя или разрыва диафраг-

мы выхлопной трубы; течи масла и при других признаках нарушения нормаль-

ной работы.

При удовлетворительных результатах первого включения с трансформа-

тора снимается напряжение, изменяется уставка максимальной защиты, сиг-

нальные контакты газовой защиты пересоединяются на сигнал. Затем несколь-

ко раз включают и отключают трансформатор на номинальное напряжение для

отстройки дифференциальной защиты от бросков тока намагничивания.

При удовлетворительных результатах пробных включений трансформа-

тор включается под нагрузку и сдается в эксплуатацию.

1.5. Монтаж электрооборудования РУ и заземляющих устройств.

Осмотр распределительные устройства

Распределительных устройств (РУ) осматривают со следующей перио-

дичностью:

на объектах с постоянным дежурством персонала – не реже 1 раза в сутки и

не реже 1 раза в месяц в темное время суток для выявления разрядов и ко-

ронирования;

на объектах без постоянного дежурства персонала – не реже 1 раза в месяц.

Дополнительные осмотры проводятся при неблагоприятной погоде (туман,

сильный мокрый снег, гололед). Объекты в зонах интенсивного загрязнения

должны осматриваться дополнительно.

При осмотрах РУ проверяют:

уровень масла, его температуру и отсутствие течи в маслонаполненном обо-

45

рудовании;

состояние контактных соединений ошиновки;

состояние изоляции (загрязненность, наличие трещин, сколов, следов выпа-

дения росы);

соответствие указателей положения коммутационных аппаратов их действи-

тельному положению;

состояние открыто проложенных проводников заземляющего устройства;

действие устройств подогрева оборудования в холодное время года;

наличие средств пожаротушения, переносных заземлений и других защит-

ных средств, медицинской аптечки первой помощи.

При осмотрах закрытых РУ дополнительно проверяют:

состояние помещения, отопления, вентиляции, освещения, состояние кровли

или междуэтажных перекрытий, наличие и исправность дверей и замков.

В элегазовых РУ дополнительно проверяют влажность и давление эле-

газа в оборудовании, концентрацию элегаза в помещении закрытых РУ.

Замеченные при осмотрах дефекты и неисправности должны быть устранены

при ближайшем ремонте, дефекты аварийного характера должны устраняться в

кратчайшие сроки.

Загрязнение поверхности изоляторов оборудования РУ наибольшую

опасность представляет при моросящем дожде, тумане или выпадении росы,

когда загрязняющий слой становится проводящим. Это может привести к воз-

никновению разрядов на поверхности изоляторов и их перекрытию. Поэтому

важно своевременно очищать изоляцию РУ отзагрязнений и обрабатывать изо-

ляторы гидрофобными пастами,

обладающими водоотталкивающими свойствами.

Все трущиеся части механизмов коммутационных аппаратов и их при-

водов должны периодически смазываться. Используются смазки, эффективно

работающие при низких температурах.

Устройства электроподогрева приводов коммутационных аппаратов,

шкафов управления, релейной защиты и автоматики должны работать в авто-

матическом режиме включения и отключения.

При эксплуатации РУ выполняют следующие общие для всего оборудования

профилактические измерения и испытания:

1. Измерение сопротивления основной изоляции оборудования (изоля-

ции первичных цепей) мегаомметром на 2500 В; это сопротивление должно

быть не меньше значений, приведенных в табл. 1.3, сопротивление изоля-

ции, МОм, при номинальном напряжении, кВ.

Сопротивление основной изоляции. Таблица 1.3

Сопротивление изоляции, МОм, при номинальном напряжении, кВ

До 10 20…150 220

300 1000 3000

2. Измерение сопротивления изоляции вторичных цепей мегаомметром

на 1000 В; это сопротивление должно быть не меньше 1 МОм;

46

3. Испытание основной изоляции оборудования повышенным напряже-

нием в течение 1 мин. Величины испытательных напряжений приведены в

табл. 1.4.

Величины испыт. напряжений оборудования в течение 1 мин.Таблица 1.4

Uном РУ, кВ до 1 3 6 10 20 35

Uисп для фарфоровой изоляции, кВ 1 24 32 42 65 95

Uисп для органической изоляции, кВ 1 21,6 28,8 37,7 58,5 85,5

4. Испытание изоляции вторичных цепей проводится напряжением

1 кВ в течение 1 мин.

5. Тепловизионный контроль оборудования РУ.

Ремонт оборудования РУ осуществляется по мере необходимости с уче-

том результатов осмотров и профилактических испытаний.

Монтаж шины распределительных устройств. Шины распределительных

устройств (РУ) выполняются гибкими и жесткими. В качестве проводникового

материала используется алюминий. Гибкие шины представляют собой сталеа-

люминиевые провода, подвешиваемые к опорным конструкциям (порталам) с

помощью гирлянд подвесных изоляторов.

Жесткие шины прокладываются по опорным изоляторам, устанавливаемым на

различных конструкциях (рис. 1.30, а). Шина 1 закрепляется в шинодержателе,

состоящем из планок 2 и 5 и стяжных шпилек 6. Нижняя планка 2 крепится к

опорному изолятору 3 винтом 4. Для выполнения такого крепления в верхней

части изолятора при его изготовлении армируется металлическая втулка с внут-

ренней резьбой.

К оборудованию РУ шины крепятся с помощью аппаратных зажимов. На

рис. 1.30,б показано болтовое крепление гибкой шины 1 с опрессованным

наконечником 2 к аппаратному зажиму 3.

Жесткие шины соединяют между собой сваркой или болтовым контакт-

ным соединением. Сварные соединения, выполняются, как правило, полуав-

томатической сваркой на постоянном токе в среде аргона.

При монтаже болтовых соединений (рис. 1 .30 ,в) в соединяемых ши-

нах с помощью шаблона размечаются, а затем сверлятся отверстия. Кон-

тактные поверхности обрабатываются и покрываются слоем нейтральной

смазки. Затяжка болтовых соединений осуществляется в два приема:

затяжка до полного сжатия тарельчатой пружины;

ослабление затяжки приблизительно на четверть оборота.

При осмотре шин распределительных устройств визуально оценивается

состояние изоляторов – отсутствие трещин, сколов, степень загрязнения. Непо-

средственно у шин главное внимание уделяется контактным соединениям, ко-

торые выполняются разборными (болтовыми) и неразборными (сварными). В

процессе эксплуатации болтового контактного соединения его переходное со-

противление возрастает вследствие окисления поверхностей соприкосновения

и ослабления контактного давления под воздействием окружающей среды, ме-

47

ханических нагрузок, токов нагрузки и коротких замыканий.

а) б) в)

Рис. 1.30. Крепление и соединение шин

При возрастании переходного сопротивления температура контактного

соединения увеличивается, окислительные процессы ускоряются, вызывая

еще большее увеличение переходного сопротивления. В конечном итоге про-

исходит выгорание контактного соединения.

Состояние контактного соединения может определяться визуально. По-

темнение поверхности, искрение, испарение влаги при дожде и снеге указы-

вают на повышенную температуру контактного соединения.

Более точно состояние контактного соединения определяют путем изме-

рения переходного сопротивления Rкс, или температуры контактного соеди-

нения Θкс. Результаты измерений сравнивают с сопротивлением Rш целого

участка шины, равного длине контактного соединения. Для болтовых кон-

тактных соединений шин должно выполняться условие

(1.1)

Температура Θкс не должна превышать 90оС.

Переходное сопротивление измеряют с помощью микроомметров или

двойных мостов. Для температурного контроля контактных соединений приме-

няют термопленки, пирометры, тепловизоры и другие средства измерения. В

частности, термопленки, наклеивают на контактные соединения и по цвету

пленки определяют его температуру. При температуре до 50оС пленка имеет

красный цвет, при 60оС – вишневый, при 80

оС – темно-вишневый, при 100

оС

– черный, выше 110оС – светло-желтый. При температурах 100…110

оС пленка

разрушается и ее цвет при охлаждении контакта не восстанавливается. Прин-

ципы измерения температуры пирометрами и тепловизорами изложены ниже.

При неудовлетворительном состоянии разборного контактного соедине-

ния (Rкс > 1,2 Rш; Θкс > 90оС) его подвергают ревизии: разбирают, зачища-

ют, сдирая окисную пленку, смазывают нейтральными смазками и вновь со-

бирают. Зачистка контактных поверхностей выполняется напильником, но не

наждачной бумагой. Последняя оставляет на контакте частицы абразива,

ухудшающие состояние контакта.

Неразборные (сварные) контактные соединения являются более надеж-

ными в работе. В сварных контактных соединениях шин не должно быть тре-

щин, прожегов, непроваров шва более 10% его длины. При правильно выпол-

48

ненной сварке эти контактные соединения практически не нуждаются в даль-

нейшем обслуживании.

Монтаж коммутационных аппаратов. Коммутационные аппараты (вы-

ключатели, разъединители) поставляются на монтажную площадку в собран-

ном виде с комплектом металлоконструкций, позволяющих производить мон-

таж аппаратов, исключая сварочные работы.

Монтаж и регулировку коммутационных аппаратов следует производить

в соответствии с монтажными инструкциями предприятий-изготовителей.

Выключатели и разъединители устанавливаются на опорные конструкции

(фундамент). Выверяется вертикальность и горизонтальность установки аппа-

рата. На опорную конструкцию устанавливается привод, проверяется и регу-

лируется совместная работа привода и коммутационного аппарата.

К аппаратным зажимам полюсов подводится ошиновка. Металлические

части аппаратов, нормально не находящиеся под напряжением, подсоединя-

ются к заземляющему устройству.

Особое внимание при монтаже разъединителя уделяется работе контакт-

ной системы. Оси контактов каждого полюса должны совпадать; полюса разъ-

единителя должны замыкаться и размыкаться одновременно; контактное дав-

ление должно соответствовать заводским нормам.

Разъединители выполняются, как правило, с заземляющими ножами.

Проверяется работа блокировок от неправильных операций с главными и за-

земляющими ножами разъединителя: при включенных главных ножах блоки-

ровка не должна позволять включение заземляющих ножей; при включенных

заземляющих ножах блокировка не должна позволять включение главных но-

жей разъединителя.

Осмотры коммутационных аппаратов проводятся при осмотрах РУ. Вне-

очередные осмотры выключателей - после отключения тока короткого замыка-

ния. При осмотрах обращают внимание на нагрев и состояние наружных кон-

тактных соединений, крепление выключателя и привода, состояние и степень

загрязнения изоляции, исправность цепи заземления.

У масляных выключателей контролируются уровень масла, отсутствие его уте-

чек, температура и степень загрязненности масла.

В многообъемных (баковых) масляных выключателях бак заливается

маслом не полностью, под крышкой остается воздушная подушка, предназна-

ченная для демпфирования резкого повышения давления газов, выделяющих-

ся в процессе гашения дуги.

При высоком уровне масла демпфирующий эффект уменьшается и бак

выключателя может быть разорван высоким давлением газов. При низком

уровне масла выходящие в воздушную подушку газы (главным образом, во-

дород) не успевают охладиться в тонком слое масла и способны вызвать взрыв

смеси водорода с воздухом (гремучей смеси).

С понижением температуры вязкость масла увеличивается, заметно влияя

на временные характеристики выключателя. Поэтому при понижении темпе-

ратуры окружающей среды ниже – 25оС должны автоматически включаться

устройства электроподогрева масляных выключателей.

49

Загрязнение и увлажнение масла при эксплуатации вызывает снижение

его электрической прочности. У многообъемных выключателей напряжением

110 кВ и выше испытания масла на электрическую прочность проводятся при

выполнении выключателями предельно допустимого числа коммутаций то-

ков короткого замыкания или нагрузки; у многообъемных выключателей

напряжением до 35 кВ и малообъемных выключателей всех напряжений мас-

ло подлежит замене после выполнения выключателями предельно допустимо-

го числа коммутаций, которое указывается предприятиями-изготовителями в

инструкциях по эксплуатации. У воздушных выключателей контролируются

утечки и давление сжатого воздуха; у элегазовых выключателей – утечки,

давление и влажность элегаза.

Масляные и воздушные выключатели имеют низкую надежность, не-

большой коммутационный ресурс, пожароопасность, высокую трудоемкость

ремонта и обслуживания. В настоящее время устанавливаются элегазовые и

вакуумные выключатели, обладающие более высокими техническими харак-

теристиками.

Профилактические измерения и испытания силовых выключателей ре-

гламентируются [1,14]. В программу испытаний выключателей входят:

1. Измерение сопротивления постоянному току контактной системы вы-

ключателя с проверкой соответствия величины этого сопротивления данным

предприятия-изготовителя;

2. Проверка срабатывания привода при пониженном напряжении; мини-

мальное напряжение срабатывания электромагнитов управления должно быть

не менее 0,65Uном (0,7Uном);

3. Измерение скоростных характеристик выключателя (времени включе-

ния и отключения) с проверкой соответствия этих характеристик данным

предприятия - изготовителя;

4. Опробование в циклах О-В и О-В-О выключателей,

предназначенных для работы в цикле АПВ.

При осмотрах разъединителей проверяют состояние контактов и изоляции.

При наличии на контактах следов оплавления и других небольших дефектов

контакты зачищают и смазывают тонким слоем технического вазелина.

При включении разъединителей не должно быть удара одного контакта о

другой – оси контактов должны совпадать. Полюса разъединителя должны

замыкаться и размыкаться одновременно. Проверка выполняется медленным

включением разъединителя до момента соприкосновения контактов одного из

полюсов. После этого замеряются зазоры между контактами других полюсов,

которые не должны превышать 3 мм. Наличие отмеченных недостатков

устраняется специальными регулировками при обслуживании разъединителей.

Измерения и испытания разъединителей включают в себя:

1. Измерение сопротивления постоянному току контактной системы

разъединителей; омические сопротивления контактов не должны превышать

значений (табл. 1.5). Измерение усилия вытягивания одного контакта из дру-

гого; этим измерением проверяется контактное давление; измерения прово-

дятся при отсутствии на контактах смазки, табл. 1.5.

50

Омические сопротивления контактов. Таблица 1.5

Номинальный ток, А 600 1000 1500…2000

Сопротивление, мкОм 175 120 50

Усилие, Н ~200 ~400 ~400

3. Проверка работы многократным включением и отключением при номиналь-

ном напряжении на выводах электромагнитов управления и электродвигателей

приводов;

4. Проверка работы механических блокировок, которые не должны позволять:

– оперирование главными ножами разъединителя при включенных заземляю-

щих ножах;

– оперирование заземляющими ножами при включенных главных ножах.

5. У короткозамыкателей определяется временные характеристики, время

включения, у отделителей – время отключения.

Монтаж и обслуживание измерительных тр-ров, аппаратов защиты

от перенапряжений, конденсаторных установок. Перед монтажом измери-

тельных трансформаторов проводится их осмотр. Проверяется целостность

изоляции, исправность швов армировки, уровень масла в маслонаполненных

трансформаторах, его электрическая прочность, измеряются характеристики

изоляции обмоток.

Ревизия трансформаторов с выемкой активной части допускается в слу-

чае, когда имеются внешние признаки или результаты измерений, указываю-

щие на внутренние повреждения.

При монтаже измерительных трансформаторов должна быть обеспечена

вертикальность и горизонтальность их установки на опорной конструкции.

В период монтажа измерительных трансформаторов напряжения их пер-

вичные и вторичные обмотки с целью безопасности закорачиваются.

Все вторичные обмотки измерительных трансформаторов заземляются с

целью безопасного обслуживания вторичных цепей при эксплуатации.

Высоковольтные вводы смонтированного трансформатора напряжения

должны быть закорочены до его включения под напряжение. Корпус транс-

форматора должен быть заземлен.

При осмотрах трансформаторов тока (ТТ) проверяется состояние кон-

тактных соединений, состояние изоляции, заземление вторичных обмоток, уро-

вень и отсутствие течи масла у маслонаполненных ТТ.

При понижении уровня масла до 10% от общего объема доливается су-

хое масло до требуемого уровня. При большем понижении уровня масла

необходима сушка изоляции ТТ.Сушка изоляции ТТ напряжением до 10 кВ

выполняется нагрузочным первичным (или вторичным) током, превышаю-

щим приблизительно на 20% номинальный ток. Схема сушки изоляции ТТ

первичным нагрузочным током с использованием сварочного трансформато-

ра Т показана на рис. 1.31,а.

сушка продолжается 15…18 ч и заканчивается при стабильности в течение

3…4 ч сопротивления изоляции;

– сушку изоляции ТТ напряжением 35…110 кВ проводят в сушильных каме-

51

рах горячим воздухом при температуре не более 70оС в течение 8…10 ч.

Перед подключением ТТ проверяется полярность обмоток. Во вторичную

обмотку включается милливольтметр mV магнитоэлектрической системы

(рис. 1.31,б). Первичная обмотка замыкается рубильником QS на источник по-

стоянного тока напряжением 3…12,В. Если при включении рубильника

стрелка mV отклоняется вправо (а при отключении - влево), то положитель-

ный полюс источника и положительный полюс mV подключены к одноимен-

ным выводам (к началам или концам) обмоток.

При эксплуатации ТТ особое внимание уделяют заземлению вторичных

обмоток трансформатора и отсутствию обрыва вторичной цепи.

а) б) в)

Рис.1.31. а–схема сушки изоляции: б–определения полярности обмоток; в–

снятия характеристики намагничивания ТТ

Нормальный режим работы ТТ близок к короткому замыканию вторич-

ной обмотки. Разрыв вторичной цепи приводит к перенапряжению на вторич-

ной обмотке и повреждению ее изоляции. Перед заменой во вторичной цепи

измерительных приборов или устройств релейной защиты предварительно сле-

дует шунтировать (закоротить) вторичную обмотку ТТ.

При эксплуатации ТТ выполняются следующие проверки, измерения и

испытания: для оценки состояния изоляции обмоток измеряется ее tgδ, пре-

дельные значения которого указаны в табл. 1.6;

Предельные значения tgδ. Таблица 1.6

Для контроля изоляции витков вторичной обмотки ТТ снимается характери-

стика намагничивания (рис.1.31, в); в паспорте ТТ указываются параметры кон-

трольной точки этой характеристики; при измерениях устанавливливается

напряжение, соответствующее контрольной точке, и измеряется ток намагни-

чивания; при отсутствии витковых замыканий во вторичной обмотке ток

намагничивания отличается от контрольного тока не более чем на 10%; соответ-

ствие параметров ТТ паспортным данным проверяется измерением коэффици-

ента трансформации; первичная обмотка ТТ нагружается током не менее 20%

от номинального и измеряются первичный и вторичный токи; коэффициент

Тип изоляции Значение tgδ,%, при напряжении ТТ, кВ

3-10 20-35 110 220

Бумажно-бакелитовая 12 8 5 -

Бумажно-масляная - 4,5 3,0 1,5

52

трансформации определяется как отношение первичного тока к вторичному;

отличие измеренного коэффициента трансформации от паспортного должно

быть не более 2%; для маслонаполненных ТТ напряжением 110…220 кВ про-

водится проводится сокращенный анализ масла.

При осмотрах трансформаторов напряжения (ТН) проверяют уровень

масла и отсутствие его течи, состояние фарфоровых изоляторов, исправность

армировочных швов, заземление вторичных обмоток, которое необходимо

для защиты обслуживающего персонала от первичного напряжения при про-

бое изоляции между первичной и вторичной обмотками ТН.

При значительном понижении уровня масла проводится сушка изоляции

ТН, например нагрузочными токами, рис. 1.32.

Рис. 1.32. Схема сушки изоляции ТН нагрузочными токами

Удаление влаги из изоляции осуществляется за счет тепла, выделяемого

короткозамкнутой вторичной обмоткой. Вторичные токи, контролируемые

амперметрами А, определяются мощностью ТН. Температура обмоток при

сушке не должна превышать 85оС.

Режим работы ТН близок к режиму холостого хода. Наиболее характер-

ными повреждениями являются витковые замыкания во вторичной обмотке,

которые выявляются измерением тока холостого хода (ХХ). Для этого на

вторичную обмотку ТН подается номинальное напряжение и измеряется ток

этой обмотки при разомкнутой первичной обмотке. Результаты измерения то-

ка ХХ сопоставляются с паспортными данными ТН. Отличие результата из-

мерений от паспортных данных более чем на 20% свидетельствует о наличии

витковых замыканий. В этом случае ТН выводится в ремонт.

После выполнения ремонтных работ, связанных с заменой обмоток, про-

веряется коэффициент трансформации и группа соединения обмоток ТН.

При определении коэффициента трансформации на первичную обмотку

ТН подается напряжение 380/220 В, вторичная обмотка разомкнута. Измеря-

ются напряжения на первичной и вторичной обмотках. Коэффициент транс-

формации равен отношению измеренных напряжений на первичной и вторич-

ной обмотках. Проверка группы соединения обмоток выполняется так же,

как у силовых трансформаторов.

У ТН с дополнительной вторичной обмоткой, соединенной по схеме

разомкнутого треугольника, измеряется напряжение на выводах этой обмотки в

симметричных режимах работы сети с изолированной нейтралью. Измеренное

напряжение не должно превышать 3% номинального. При однофазном замы-

кании в сети напряжение на дополнительной вторичной обмотке должно быть

достаточным для срабатывания релейной защиты.Состояние масла ТН оцени-

53

вается по результатам сокращенного анализа.

Аппараты защиты от перенапряжений. Перед монтажом разрядников и

ограничителей перенапряжений осматривается их фарфоровая покрышка, в ко-

торой не должно быть трещин и сколов, проверяется состояние швов армировки

и положение герметизирующих прокладок. Легкое встряхивание или покачива-

ние аппарата не должны вызывать внутреннего шума или позвякивания.

Аппараты в полимерных покрышках имеют меньшую массу, меньшую вероят-

ность повреждения при транспортировке, хранении и монтаже, более надежны.

После установки аппарата защиты от перенапряжения на опорную кон-

струкцию (фундамент) выполняется его ошиновка и подключение к заземля-

ющему устройству. Все металлические части и швы армировки покрываются

влагостойкой краской.

Осмотры вентильных разрядников (РВ) и нелинейных ограничителей пере-

напряжений (ОПН) проводятся при осмотрах оборудования РУ, а также после

каждой грозы, вызвавшей работу релейной защиты на отходящих ВЛ.При

осмотрах РВ и ОПН, имеющих фарфоровые покрышки, особое внимание об-

ращают на герметичность конструкции, так как проникновение влаги внутрь

аппарата резко снижает надежность его работы. Признаками нарушения герме-

тичности аппарата являются наличие сколов и трещин на фарфоровой по-

крышке, повреждения армировочных швов между фланцами и крышкой, а

также ослабление уплотнений между фланцами многоэлементных аппаратов.

При наличии указанных повреждений аппарат выводится в ремонт.

Для предупреждения перекрытий РВ и ОПН необходимо следить за чи-

стотой поверхности фарфоровой или полимерной покрышки, так как загряз-

нение значительно искажает распределение напряжения по поверхности по-

крышки и увеличивает вероятность перекрытия даже при номинальном напря-

жении установки.

РВ и ОПН всех классов напряжений должны быть постоянно включены.

В РУ допускается отключение на зимний период РВ, предназначенных для

защиты только от грозовых перенапряжений.

В установках с вакуумными выключателями, как правило, должны быть

предусмотрены мероприятия по защите оборудования (высоковольтных дви-

гателей, конденсаторных установок) от коммутационных перенапряжений.

Такая защита выполняется ОПН, которые устанавливаются в одной ячейке с

выключателем.Испытания РВ и ОПН включают в себя: измерение сопротивле-

ния РВ и ОПН; измерения токов проводимости РВ и ОПН; измерение пробив-

ного напряжения РВ.

Измерение сопротивления аппаратов выполняется мегаомметром и поз-

воляет выявить увлажнение внутренних деталей, обрывы цепи шунтирующих

резисторов и другие грубые дефекты.

Измерение тока проводимости позволяет выявить увлажнение внутрен-

них деталей РВ и ОПН, ухудшение характеристик нелинейных резисторов

ОПН при нарушении их герметичности. Измерения проводятся с помощью

микро- или миллиамперметра при приложении к РВ или ОПН выпрямленного

напряжения от испытательной установки.

54

Измерение пробивного напряжения РВ производится с целью определе-

ния состояния искровых промежутков и соответствия защитных характеристик

разрядника требуемым нормам.

Значения сопротивлений, токов проводимости и пробивных напряжений

некоторых видов разрядников приведены в табл. 1.7.

Значения сопротивлений, токов и напряжений разрядников. Таблица 1.7.

Разрядник

Сопротивление,

МОм

Ток проводимости,

мкА

Пробивное

напряжение, кВ

не менее не более не менее не более не менее не более

РВМ-6 100 250 120 220 14 19

РВМ-10 170 450 200 280 24 32

РВМ-20 1000 10000 500 700 45 59

Конденсаторные установки. При монтаже конденсаторных установок

должна быть обеспечена горизонтальная установка каркасов и вертикальная

установка конденсаторов. Расстояние между дном конденсаторов нижнего яру-

са и полом помещения должно быть не менее 100 мм.

Паспорта конденсаторов (таблички с техническими данными) должны

быть обращены в сторону прохода.

Токоведущие шины и заземляющие проводники должны монтироваться

таким образом, чтобы обеспечить удобство смены любого конденсатора во

время эксплуатации. Ошиновка не должна создавать изгибающих усилий в

выводных изоляторах конденсаторов.

Осмотр конденсаторных установок (КУ) без отключения должен прово-

диться не реже 1 раза в сутки в электроустановках с постоянным дежурством

персонала и не реже 1 раза в месяц в установках без постоянного дежурства.

При осмотрах проверяют:

– целостность и степень загрязнения изоляции;

– состояние контактных соединений ошиновки;

– отсутствие течи пропитывающей жидкости из корпусов конденсаторов;

– состояние корпусов конденсаторов (отсутствие вздутия стенок);

– состояние открыто проложенных проводников заземления.

Регулируемые КУ должны работать в автоматическом режиме. Контроль

режима работы КУ выполняется измерением напряжения, тока, неравномерно-

сти нагрузки фаз. При повышении напряжения на КУ свыше 110% от номи-

нального установка должна быть отключена. Токи в фазах должны отличаться

не более чем на 5%.

После отключения КУ на конденсаторах сохраняется электрический за-

ряд. Поэтому перед любым обслуживанием отключенной КУ производится

контрольный разряд конденсаторов специальной изолирующей штангой с ме-

таллическим стержнем, хранящейся в помещении КУ. Конденсаторы испыты-

ваются повышенным напряжением, табл. 1.8.

Величины испытательных напряжений. Таблица 1.8

Uном, кВ 0,38 3,15 6,3 10,5

55

Uисп, кВ 2,1 15,8 22,3 30,0

Емкости конденсаторов не должны отличаться от паспортных данных

более чем на +10%.

Монтаж заземляющих устройств. Монтаж заземляющих устройств (ЗУ)

состоит из следующих операций:

подготовки земляной траншеи;

установки заземлителей (вертикальных и горизонтальных) и соединения их

между собой;

прокладки заземляющих проводников;

соединений заземляющих проводников с заземлителями и заземляемыми

частями оборудования.

В качестве заземлителей используются в первую очередь естественные

заземлители: железобетонные фундаменты зданий и сооружений, металличе-

ские трубы водопровода, металлические оболочки бронированных кабелей,

проложенных в земле. Не допускается использовать в качестве естественных

заземлителей трубопроводы горючих жидкостей и газов, трубопроводы кана-

лизации, алюминиевые оболочки кабелей.

При недостаточном сопротивлении естественных заземлителей устанавливают

искусственные заземлители (рис.1.33, а, где: 1 – заземлитель вертикальный

(электрод); 2 – заземлитель горизонтальный 3 – заземляющий проводник; 4 –

металлические части оборудования, подлежащие заземлению; 5 – места сварки;

6 – ввод заземляющих проводников в здание; 7 – заземляющая шина). С этой

целью по периметру объекта (подстанции) роется траншея глубиной 0,7…0,8 м.

В дно траншеи заглубляются вертикальные заземлители (электроды) длиной

3…5 м, в качестве которых используется стальной прокат:круглый диаметром

не менее 16 мм; трубный диаметром не менее 32 мм; угловой сечением не ме-

нее 100 мм2

.

а) б)

Рис. 1.33. Принципиальная схема ЗУ (а) и вертикальный заземлитель, подго-

товленный к заглублению вкручиванием (б).

Заглубление электродов в грунт выполняется ударным способом, вдавли-

ванием или вкручиванием. Для вкручивания применяется электрозаглубитель

- дрель с редуктором, понижающим частоту вращения ниже 100 об/мин и со-

56

ответственно увеличивающим вращающий момент на ввертываемом электро-

де. Нижнему концу электродов придается форма бурава (рис.1.33,б).

После заглубления в грунт верхние концы электродов, выступающие на

150…200 мм над дном траншеи, соединяются между собой горизонтальными

заземлителями. В качестве горизонтальных заземлителей используется поло-

совая сталь сечением не менее 100 мм2

или стальная проволока диаметром не

менее 10 мм.

В открытых РУ дополнительно прокладываются продольные и попереч-

ные горизонтальные заземлители, объединенные между собой в заземляющую

сетку. Это необходимо для выравнивания электрического потенциала на тер-

ритории РУ при стекании с ЗУ тока замыкания на землю.

Все соединения вертикальных и горизонтальных заземлителей выполня-

ются сваркой. Места сварки покрывают битумным лаком. При высокой кор-

розийной активности почвы по отношению к стали в качестве искусственных

заземлителей используется оцинкованный стальной прокат.

Каждая металлическая часть электроустановки, подлежащая заземлению,

присоединяется к заземлителям с помощью отдельного заземляющего про-

водника. Последовательное соединение двух и более элементов электроуста-

новки одним заземляющим проводником не допускается. Присоединение за-

земляющих проводников к заземлителям выполняется сваркой, а к металли-

ческим частям оборудования, как правило, с помощью болтового соединения

(для обеспечения возможности проведения измерений).

По окончании монтажа ЗУ составляется акт скрытых работ с указанием

привязки ЗУ к стационарным ориентирам

Заземление оборудования, находящегося внутри зданий, выполняется

присоединением этого оборудования с помощью заземляющих проводников к

заземляющей шине. Эта шина должна быть соединена с наружным контуром

заземления не менее чем двумя заземляющими проводниками в разных точ-

ках.Заземляющая шина крепится непосредственно к стенам зданий и соору-

жений на высоте 0,4…0,6 м от уровня пола через каждые 1,5 м. Соединения

отдельных полос заземляющей шины выполняются сваркой внахлестку. Дли-

на нахлеста должна быть не менее двойной ширины шины.

После монтажа все открыто проложенные элементы ЗУ окрашиваются

чередующимися продольными или поперечными полосами желтого и зеле-

ного цвета.

Визуальные осмотры видимой части заземляющих устройств (ЗУ) долж-

ны проводиться не реже 1 раза в 6 месяцев. При осмотре оценивается состоя-

ние открыто проложенных заземляющих проводников, болтовых контактных

соединений между заземляющими проводниками и оборудованием.

Осмотры с выборочным вскрытием грунта проводятся в местах ЗУ,

наиболее подверженных коррозии, а также у мест заземления нейтралей

трансформаторов, присоединений РВ и ОПН. Такие осмотры проводятся не ре-

же 1 раза в 12 лет. Элемент ЗУ бракуется, если коррозией поражено более 50%

его сечения. Результаты осмотров ЗУ с выборочным вскрытием грунта оформ-

ляются соответствующими актами.

57

Для определения технического состояния ЗУ проводятся следующие

профилактические измерения:

сопротивлений болтовых соединений; сопротивление исправного болтового

соединения должно быть не более 0,05 Ом;

напряжения прикосновения в электроустановках, ЗУ которых выполнено по

нормам напряжения прикосновения; наибольшие напряжения прикоснове-

ния Uпр при длительности их воздействия t не должны превышать норм,

приведенных в табл. 1.9; промежуточные значения определяются линейной

интерполяцией;

удельного сопротивления грунта в районе ЗУ;

сопротивления ЗУ.

Сопротивления ЗУ в электроустановках различного напряжения не

должны превышать значений, приведенных в табл. 1.10.

Напряжения прикосновения в электроустановках. Таблица 1.9

Uпр, В 500 400 200 130 100 65

t, с 0,1 0,2 0,5 0,7 1 5

Сопротивления ЗУ в электроустановках. Таблица 1.10

Характеристика электроустановки Rзу, Ом

110 кВ и выше, выполненные по нормам сопротивления 0,5

3-35 кВ с изолированной нейтралью 10 0,4 кВ с глухозаземленной нейтралью с учетом повторных зазем-

лений нулевого провода 4

1.5.1. Монтаж и техническое обслуживание распределительных устройств

Распространение получили комплектные РУ (КРУ) напряжением 3—10

кВ заводского изготовления. Они собираются из комплектных ячеек полной за-

водской готовности. Силовое оборудование ячеек (выключатели, трансформа-

торы напряжения) может располагаться на выкатных тележках (ячейки КРУ)

или стационарно в сборных камерах одностороннего обслуживания (камеры

КСО).

Монтаж комплектных РУ выполняется в два этапа. На первом этапе в хо-

де выполнения общестроительных работ устраиваются предусмотренные стро-

ительными чертежами проемы, ниши, кабельные каналы, устанавливаются за-

кладные детали и опорные конструкции под оборудование, выполняется мон-

таж заземляющего устройства и сети общего освещения. Поверхности всех

опорных металлических конструкций для установки оборудования должны

быть выверены по горизонтали. Стыки этих конструкций свариваются с помо-

щью накладок из полосовой стали для обеспечения непрерывности цепи зазем-

ления. На втором этапе на опорные конструкции устанавливаются комплект-

ные ячейки РУ, выполняются соединения сборных шин, проверяется совпаде-

ние разъединяющих контактов первичных и вторичных цепей и заземляющих

контактов путем медленного вкатывания тележек в рабочее положение.

58

Монтажные работы по первичным цепям завершают проверкой уровня

масла в маслонаполненном оборудовании и проверкой работы выключателей,

разъединителей, вспомогательных контактов и блокировочных устройств.

Одновременно выполняют монтаж вторичных цепей. В релейных отсеках

комплектных ячеек устанавливают приборы и аппараты защиты, управления,

сигнализации, измерения и учета электроэнергии, демонтированные на время

транспортировки.

В соответствии с проектом прокладывают, разделывают и подключают

контрольные кабели, кабели питания оперативным током и кабели освещения.

В соответствии с кабельным журналом на концы кабелей вешают маркиро-

вочные бирки с надписями.

Перед сдачей РУ в эксплуатацию восстанавливают поврежденную от-

делку ячеек, окрашивают места сварки. На фасадах ячеек выполняют четкие

надписи в соответствии с наименованием присоединений. У всех приводов

выключателей и разъединителей делают надписи с указанием

«Включено» и «Отключено». На дверях с внешней стороны делают надписи с

наименованием РУ и закрепляют стандартные металлические предупредитель-

ные плакаты.

Испытания комплектных распределительных устройств [2,14]. У выкат-

ных тележек выполняется проверка механизма доводки и блокировки в рабочем

и испытательном положениях. При попытке вывода тележки из закрепленного

положения с включенным выключателем последний должен отключаться. От-

ключение выключателя должно происходить раньше перемещения тележки, вы-

зывающего размыкание первичных разъединяющих контактов. Проверка работы

механических блокировок производится многократным вкатыванием тележки.

При этом не должно быть перекосов и заеданий. Давление ламелей разъединяю-

щих контактов первичных цепей должно быть в пределах 10…15 кг.

Измеряются переходные сопротивления первичных разъединяющих кон-

тактов, болтовых контактных соединений сборных шин, разъединяющих кон-

тактов вторичных цепей, связи заземления выкатной тележки с корпусом. Из-

мерения проводятся двойным мостом, микроомметром или методом ампер-

метра-вольтметра. Переходное сопротивление первичных контактов Rп не

должно превышать значений (табл.1.11).

Переходное сопротивление первичных контактов. Таблица 1.11 Iном, А 400 600 1000 1600 2000

Rп, мкОм 75 60 50 40 33

Переходное сопротивление контактов сборных шин не должно превы-

шать более чем в 1,2 раза сопротивления целого участка шины такой же дли-

ны. Переходное сопротивление разъединяющих контактов вторичных цепей

должно быть не более 4000 мкОм. Переходное сопротивление связи заземле-

ния выкатной тележки с корпусом не должно превышать 100 мкОм.

Сопротивление изоляции первичных цепей, измеренное мегаомметром на

напряжение 2500 В, должно быть не ниже 100 МОм. Сопротивления изоля-

ции вторичных цепей, измеренное мегаомметром на напряжение 500–1000 В,

59

должно быть не ниже 0,5 МОм.

Испытание повышенным напряжением промышленной частоты изоляции

первичных цепей проводится до присоединения силовых кабелей. Все тележ-

ки должны быть установлены в рабочее положение, выключатели – включе-

ны. Тележки с трансформаторами напряжения должны быть выкачены. Про-

должительность приложения испытательного напряжения составляет 1 мин.

Величина испытательного напряжения для керамической изоляции РУ–10(6)

кВ составляет 42 (32) кВ; для твердой органической изоляции – 37,8 (28,8)

кВ. Испытания изоляции вторичных цепей производится напряжением про-

мышленной частоты 1 кВ в течение 1 мин.

Упрощение монтажа РУ с выключателями нагрузки достигается в

настоящее время применением моноблочных конструкций, выпускаемых, в

частности, ОАО «ПО Элтехника» (КРУ «Ладога»). В моноблочной конструк-

ции в герметичный бак, заполненный элегазом с низким избыточным давле-

нием, заключены все рабочие части устройства (выключатели нагрузки, за-

земляющие разъединители, сборные шины). Плавкие предохранители, ис-

пользуемые в комбинации с выключателями нагрузки, помещены в отдель-

ные герметичные кожухи.

Расширение РУ осуществляется за счет простого присоединения допол-

нительного моноблока на уровне сборных шин без необходимости работы с

элегазом.

Использование моноблочных конструкций позволяет не только сократить

объем электромонтажных работ, но и существено уменьшить габариты РУ.

Моноблочные конструкции РУ практически не требуют эксплуатационного об-

служивания в течение всего срока службы.

1.5.2 Техническое обслуживание РУ напряжения до 1000 В

Эксплуатационный персонал, обслуживающий КРУ стационарного ис-

полнения серий КСО-272, КСО-366, К-ХИ, КРУ2-10 должен знать назначение

отдельных частей КРУ и их взаимодействие во время работы [24]. При обслу-

живании КРУ необходимо руководствоваться не только ПТЭ и ПТБ, но и ин-

струкциями на КРУ и установленное в них оборудование. Во время осмотра

проверяют: исправность сети освещения и заземления; наличие средств без-

опасности; уровень масла в цилиндрах выключателей; состояние изоляции,

приводов, механизмов блокировки разъединителей, первичных разъединяющих

контактов, механизмов доводки; состояние контактных соединений; наличие

смазки на трущихся частях механизмов; надежность соединения рядов зажи-

мов, переходов вторичных цепей на дверцы; плотность затяжки контактных со-

единений вторичных цепей; действие кнопок местного управления выключате-

лей. Вся изоляция КРУ рассчитана на напряжение 10 кВ и при эксплуатации

при 6 кВ имеет повышенную надежность. При эксплуатации КРУ запрещается

отвинчивать съемные детали шкафа, поднимать и открывать автоматические

шторки руками при наличии напряжения. В выкатных КРУ для проведения ра-

бот отключают выключатель разъединителями, встроенными в КРУ, заземляют

60

отходящую линию, устанавливают тележку в ремонтное положение и проверя-

ют нижние разъединяющие контакты на отсутствие напряжения. Далее вклю-

чают заземляющий разъединитель и устанавливают тележку в испытательное

положение (если нет необходимости вести работы внутри шкафа). Смену

предохранителей в шкафу трансформатора собственных нужд производят при

снятой нагрузке. Выкатка тележки с выключателем и установка ее в рабочее

положение являются операциями по отключению и включению присоединения;

они производятся только лицами, выполняющими оперативные переключения

или под их руководством. Установка тележки в рабочее положение возможна

только при отключенном заземляющем разъединителе.

Эксплуатация оборудования шкафов КРУ производится в соответствии с

инструкциями заводов-изготовителей.

В настоящее время распространение получили РУ, выполненные из щи-

тов одностороннего обслуживания Щ070. В номенклатуре Щ070 имеются ли-

нейные, вводные, секционные, специальные и комбинированные панели. Кроме

панелей Щ070 применяют панели собственных нужд ПСН, силовые пункты с

предохранителями СП и СПУ, распределительные пункты с автоматическими

выключателями серии ПР-21 и ПР-9000, шкафы с автоматами «Электрон», си-

ловые шкафы ШС, релейные шкафы ШР и др. Для осветительных установок

специально изготовляют вводные шкафы ШВ, вводно-распределительные

устройства ВРУ, щитки с установочными автоматами СУ-9400 и различные

групповые и этажные щитки. Осмотр РУ напряжения до 1000 В осуществляют

не реже 1 раза в 3 месяца или в сроки, предусмотренные местной инструкцией.

При техническом обслуживании осматривают и очищают РУ от грязи и пыли.

У металлических корпусов и кожухов аппаратов места заземления осматривают

и проверяют затяжку болтов или гаек.

Проверяют крепления контактных соединений в аппаратах. Контакты, имею-

щие цвета побежалости, окисление или потемнение, разбирают, зачищают до

металлического блеска шлифовальной шкуркой или надфилем, собирают и за-

тягивают. Осматривают контактные поверхности ножей и губок рубильников.

Несколькими включениями и выключениями ножей удаляют следы окислов с

контактных поверхностей. Проверяют вхождение ножей в губки, которые

должны входить одновременно, без перекосов, на полную ширину хода. Пере-

кос ножей устраняют затягиванием болтов крепления. Щупом 0,05 мм прове-

ряют степень соприкосновения ножей с губками. Щуп должен входить не более

чем на 1/2 контактной поверхности. Если прилегание неплотное, то его устра-

няют подгибанием губки или заменой контактной пружины. Осматривают изо-

ляцию проводов силовых цепей и вторичной коммутации аппаратов. При по-

вреждении медной токопроводящей жилы провода заменяют новыми или спаи-

вают припоем ПОС-30 или ПОС-40, при повреждении алюминиевой жилы про-

вода заменяют новыми. Магнитный пускатель включают вручную, убеждаются

в свободном ходе подвижной системы, наличии контакта между подвижными и

неподвижными контактами, отсутствии переносов контактной системы, ис-

правности контактных пружин. Несколько раз включают и отключают автома-

тический выключатель вручную. Скорость включения и выключения выключа-

61

теля не должна зависеть от скорости движения рукоятки или кнопок. В расце-

пителе нельзя переставлять регулировочные винты, подгибать или подпиливать

биметаллические элементы и т. п. При обычных условиях выключатель следует

осматривать со съемом крышки 1 раз в 6 мес При осмотре дугогасительных ка-

мер магнитных пускателей и автоматических выключателей удаляют обтироч-

ным материалом, смоченным в уайт-спирите или бензине, копоть. Брызги ме-

талла на деионных решетках счищают надфилем.

Измеряют толщину металлокерамического слоя контактов. При толщине менее

0,5 мм контакты заменяют.

Проверяют состояние магнитной системы и короткозамкнутого витка. Осмат-

ривают нагревательный элемент. Биметаллическую пластину заменяют при де-

формации и обгорании. После замены нагревательного элемента или биметал-

лической пластины реле подключают к прибору или схеме, позволяющим

плавно регулировать значение испытательного тока. Далее осматривают изоля-

ционные детали магнитных пускателей автоматических выключателей, пакет-

ных выключателей и переключателей рубильников. Убеждаются в отсутствии

сколов и трещин. У рубильников следы подгорания или перекрытия дугой на

изоляционных панелях зачищают шлифовальной шкуркой и покрывают слоем

бакелитового лака или клея БФ-2. Сопротивление изоляции электроустановок

РУ измеряют мегаомметром (рис.1.34, где: а–включение мегаомметра M4100/5;

б–М4100/1-4 на пределе «MQ»; в–4100/1-4 на пределе «КЛ»; г–M4100/5 на пре-

деле «МП»; д–M4100/5 на пределе «КП») в установленные сроки и вне очереди,

если обнаружены дефекты. Измерения производят по секциям или участкам се-

ти, разделенным двумя смежными предохранителями; за последним предохра-

нителем, предварительно удалив из него плавкую вставку; между фазой и зем-

лей, а также между двумя фазовыми проводами. При измерении в силовых це-

пях отключают электроприемники, аппараты, приборы, в осветительных – вы-

винчивают лампы, а штепсельные розетки, выключатели и групповые щитки

оставляют присоединеннми.

а) б)

Рис. 1.34. Схемы измерения изоляции мегаомметрами(а) и внешний вид тестера

(б)

Перед измерением сопротивления электроустановки разряжают, т. е. ка-

саются поочередно заземленным проводом каждой фазы, исключая возмож-

ность поражения работающих остаточным емкостным зарядом. Такую же раз-

рядку делают после измерения. Допустимые сопротивления изоляции электро-

62

установок до 1000 В приведены в табл.1.12. Мегаомметры изготовляют на 500,

1000 и 2500 В. У прибора три зажима: 3 (земля), Э (экран), Л (линия). Для по-

вышения точности измерения на изоляцию при необходимости накладывают

электрод-экран и присоединяют его к зажиму Э.

Таблица 1.12. Сопротивление изоляции электроустановок

Наименование электроустановки Напряжение

мегаомметра,В

Наименьшее допу-

стимое сопротивле-

ние изоляции, МОм

Катушки контакторов, автоматов и магнитных

пускателей 500 – 1000 0,5

Силовые и осветительные электропроводки, рас-

пределительные щиты и шинопроводы 1000 0,5

Вторичные цепи управления, защиты, измере-

ния(за исключением шинок) 500-1000 1

Шинки на щите управления(при отсоединенных

цепях) 500-1000 10

Для проверки наличия или отсутствия напряжения в РУ, определения нулевого

и фазового проводов используют индикатор напряжения УНН-10 или ИН-92

(рис.1.35.). Для обнаружения перегоревшего трубчатого или закрытого предо-

хранителя индикатор следует подключить, как показано на рис. 1.35, б, а для

проверки исправности защитного заземления или зануления — как показано на

рис.1.35, в. Фазирование проводов с помощью индикатора выполняют, как

изображено на рис.1.35, г.

а) б)

в) г)

63

Рис.1.35. Схема подключения индикатора напряжения ИН-92.

Защиту линий, питающих РУ при токе /р, осуществляют по расчетному

току /р (без учета рабочего тока пускаемого двигателя ) и пусковому /п току то-

го двигателя, у которого он больше, чем у других: /в = (/'р+/д/2,5. 6. Номиналь-

ный ток расцепителя выключателей не должен быть меньше расчетного тока

защищаемой цепи.

64

2. ОРГАНИЗАЦИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ЭЛЕТРООБОРУДОВАНИЯ

После завершения электромонтажных, пусконаладочных работ и приемо-

сдаточных испытаний начинается использование электрооборудования по

назначению в технологическом процессе предприятия, то есть эксплуатация

этого оборудования.

Под термином «эксплуатация» понимается стадия жизненного цикла обо-

рудования, на которой реализуются, поддерживаются и восстанавливаются его

технические характеристики, предусмотренные проектом и нормативными

документами.

Персонал, осуществляющий техническую эксплуатацию электрооборудо-

вания, подразделяется:

– на административно-технический, организующий техническое обслуживание

оборудования, оперативное управление оборудованием и ремонтные работы;

– оперативный, осуществляющий техническое обслуживание и оперативное

управление (проведение осмотров, оперативных переключений, подготовку ра-

бочего места, допуск к работе, надзор за работающими);

– ремонтный, выполняющий все виды работ по ремонту оборудования элект-

роустановок.

Эксплуатационный персонал должен иметь соответствующую выполняе-

мой работе квалификационную подготовку и группу по электробезопасности.

Организационные и технические положения по эксплуатации оборудования

изложены в Правилах технической эксплуатации электроустановок потреби-

телей [1, 13], являющиеся обязательными для всех отраслей народного хозяй-

ства. Применительно к конкретным условиям каждого предприятия разраба-

тываются и утверждаются руководителем электрохозяйства местные инструк-

ции, базирующиеся на указанных Правилах.

Основные этапы эксплуатации оборудования, показаны на рис. 2.1. Для

реализации и поддержания требуемых технических характеристик оборудо-

вания проводится его техническое обслуживание – комплекс работ, включа-

ющий в себя осмотры, межремонтное обслуживание, профилактические ис-

пытания и диагностирование состояния оборудования.

Техническое обслуживание Ремонт Утилизация

Контроль состоянияПрофилактические испытания

Диагностика состояния

Испытания послеремонта

Эксплуатация оборудования

Использование поназначению

Рис. 2.1. Основные этапы эксплуатации оборудования

Осмотры оборудования выполняются с целью визуального контроля со-

стояния этого оборудования. Различают плановые и внеочередные осмотры

оборудования. Периодичность плановых осмотров регламентируется [1], а

также с учетом конкретных условий работы оборудования – местными ин-

65

струкциями.

Внеочередные осмотры оборудования проводятся, например, при резких

изменениях условий его работы, после стихийных бедствий, отключения обо-

рудования релейной защитой.

При межремонтном обслуживании электрооборудования выполняются

технические мероприятия в соответствии с рекомендациями завода-

изготовителя, в частности чистка изоляции, смазка трущихся частей, а также

устраняются выявленные при осмотрах мелкие неисправности и дефекты обо-

рудования.

В процессе эксплуатации происходит износ оборудования, сопровожда-

ющийся изменением его технических характеристик. Осмотры не всегда вы-

являют техническое состояние оборудования и его дальнейшее использова-

ние по назначению (невозможно визуально оценить состояние изоляции кабе-

ля, состояние масла трансформатора и его твердой изоляции).

Достоверная оценка технического состояния и возможности дальнейшего

использования оборудования по назначению осуществляется профилактиче-

скими испытаниями (измерениями параметров) и диагностированием состоя-

ния оборудования.

Объем и нормы профилактических испытаний регламентируются [1], а

конкретные сроки этих испытаний определяются техническим руководителем

предприятия (главным энергетиком) с учетом рекомендаций заводских ин-

струкций и местных условий эксплуатации оборудования.

Основными задачами диагностирования оборудования являются:

определение вида технического состояния;

поиск места отказа или неисправностей;

прогнозирование технического состояния.

При определении вида технического состояния дается заключение об ис-

правности (неисправности) и работоспособности (неработоспособности) обо-

рудования. При прогнозировании технического состояния дается оценка оста-

точного ресурса и нижняя граница вероятности безотказной работы оборудо-

вания для заданного интервала времени.

Общий порядок проведения диагностирования оборудования регламен-

тируется [1].

По результатам осмотров, профилактических испытаний и диагностиро-

вания оборудования оценивается необходимость и целесообразность его ре-

монта (Гл.3).

2.1. Связь эксплуатации и надежности оборудования

Процесс эксплуатации оборудования сопровождается его износом - изме-

нением характеристик под действием окружающей среды и эксплуатационных

режимов работы.

К воздействиям окружающей среды относятся ее температура, влажность,

загрязненность, химическая активность, а также солнечная радиация, интен-

сивность грозовой деятельности, ветер, гололед и другие факторы.

66

В эксплуатационных режимах оборудование подвергается рабочим

нагрузкам, систематическим и аварийным перегрузкам, перегрузкам от токов

коротких замыканий, воздействию рабочих напряжений и перенапряжений

(грозовых, коммутационных, феррорезонансных) и других факторов.

Перечисленный комплекс факторов при их совместном воздействии на

оборудование приводит к ухудшению его характеристик, которое в конечном

итоге может привести к отказу оборудования. Под отказом понимается собы-

тие, заключающееся в потере работоспособности оборудования, после которо-

го оно не может выполнять свои функции.

К отказу оборудования могут привести нарушения условий транспорти-

ровки и хранения оборудования, а также случайные факторы, в частности

ошибочные действия эксплуатационного персонала.

При отказе оборудования может возникнуть ущерб, значение которого

зависит от категории приемников электроэнергии: опасность для жизни лю-

дей, расстройство сложного технологического процесса, массовый недоотпуск

продукции, простои рабочих и механизмов и другие виды ущерба.

Из изложенного следует, что безотказная (а в более широком смысле

надежная) работа оборудования тесно связана с различными сторонами его

эксплуатации: транспортировкой, хранением, условиями и режимами работы,

обслуживанием, ремонтами. Поэтому эксплуатация должна быть организова-

на таким образом, чтобы обеспечивалась надежная работа электрооборудова-

ния и предотвращались возможные негативные последствия (ущербы) при ее

нарушении.

Под надежностью понимается свойство оборудования выполнять задан-

ные функции, сохраняя во времени значения установленных эксплуатацион-

ных показателей в заданных пределах, соответствующих заданным режимам

и условиям использования.

Надежность является одним из свойств оборудования, которое проявляет

себя только в процессе эксплуатации. Надежность оборудования закладывает-

ся при его проектировании, обеспечивается при изготовлении и расходуется

при эксплуатации.

Оборудование состоит из большого количества различных элементов,

которые разделяются на группы: невосстанавливаемые и восстанавливаемые.

Невосстанавливаемыми являются элементы, работоспособность которых

после отказа восстановлению не подлежит (тиристор, лампа накаливания).

Восстанавливаемыми яляются элементы, работоспособность которых после

отказа подлежит восстановлению в процессе эксплуатации за счет проведения

ремонта (трансформатор, линия электропередачи).

Надежность является комплексным свойством оборудования, которое в

зависимости от назначения и условий эксплуатации характеризуется безотказ-

ностью, долговечностью и сохраняемостью, а для восстанавливаемого обору-

дования дополнительно ремонтопригодностью.

Безотказность - свойство оборудования непрерывно сохранять работо-

способность в течение некоторого времени. Эта наиболее общая и наиболее

важная характеристика надежности определяется следующим показателями:

67

вероятностью безотказной работы;

интенсивностью отказов и наработкой до отказа (невосстанавливаемые эле-

менты);

параметром потока отказов и наработкой на отказ (восстанавливаемые эле-

менты).

Долговечность - свойство оборудования сохранять работоспособность до

наступления предельного состояния. Предельное состояние оборудования

определяется невозможностью его дальнейшей эксплуатации вследствие эко-

номической неэффективности, требований безопасности или морального изно-

са. При достижении предельного состояния оборудование подлежит капиталь-

ному ремонту или утилизации. Показателями долговечности являются срок

службы невосстанавливаемых элементов и срок между ремонтами для восста-

навливаемых элементов. Для восстанавливаемых элементов долговечность

определяется системой обслуживания и ремонта в процессе эксплуатации.

Оборудование может изменять свои свойства при транспортировке, хра-

нении, нахождении в бездействии. Показателем сохраняемости оборудования

является срок сохраняемости.

Важной характеристикой надежности является ремонтопригодность -

приспособленность оборудования к предупреждению и обнаружению причи-

ны возникновения отказов и устранению их последствий путем проведения

ремонта. Основным показателем ремонтопригодности является среднее время

восстановления.

Выбор показателей надежности или их совокупности определяется не

только назначением оборудования, его местом в технологическом процессе,

но и условиями использования. В частности, при эксплуатации воздушной

инии электропередачи необходимо учитывать климатические условия, в ко-

торых проходит трасса линии: район по ветру, гололеду, интенсивности гро-

зовой деятельности, пляске проводов, диапазон изменения температуры окру-

жающей среды.

Правильный анализ и учет условий использования оборудования позво-

ляют обоснованно организовать систему его технического обслуживания и

ремонта.

Показатели надежности оборудования. Показатели надежности имеют

вероятностно-статистическую природу и исследуются методами теории веро-

ятностей и математической статистики, изучающими случайные события и ве-

личины. При оценке надежности оборудования в качестве случайного события

рассматривается отказ, в качестве случайной величины - время безотказной ра-

боты Т. В качестве одного из основных показателей безотказности принимает-

ся вероятность безотказной работы Р(t) за время эксплуатации t.

Вероятность безотказной работы - вероятность того, что время безотказ-

ной работы Т будет больше времени эксплуатации t

(2.1)

Вероятность Р(t) является функцией времени (рис. 6.2) и представляет

собой функцию распределения случайной величины - времени безотказной

работы.

68

Распределение случайной величины подчиняется определенным законам.

При оценке надежности часто используются известные из теории вероятно-

стей экспоненциальный и нормальный законы распределения случайной ве-

личины. Приведенное на рис. 2.2 распределение случайной величины Р(t)

можно описать экспоненциальным законом.

По аналогии с вероятностью безотказной работы, вероятность отказа

Q(t) - это вероятность того, что время безотказной работы Т будет меньше

времени эксплуатации t:

(2.2)

Вероятность безотказной работы Р(t) и вероятность отказа Q(t) на интервале

эксплуатации t образуют полную группу событий и, следовательно, связаны

соотношением:

(2.3)

Рис. 2.2. Зависимости вероятности безотказной работы Р(t) и вероятности

отказа Q(t) от времени эксплуатации

Статистически вероятность безотказной работы определяется отношени-

ем числа однотипных элементов N, безотказно проработавших время t, к

числу элементов N0, работоспособных в начальный момент времени t=0

(2.4)

Дифференциальная характеристика вероятности отказа

(2.5)

представляет собой плотность распределения случайной величины Q(t).

Функция распределения и плотность распределения случайной величины свя-

заны соотношением

∫

(2.6)

Под интенсивность отказов λ(t), понимается вероятность возникновения

отказа, определенная для рассматриваемого интервала времени ∆t при усло-

вии, что до начала этого интервала отказ не возник.

Из определения интенсивности отказов следует, что:

(2.7)

В сооветствии с (6.5)

(2.8)

Тогда

(2.9)

Таким образом, интенсивность отказов представляет собой условную

(относительную) плотность распределения отказов в любой момент времени.

Статистически λ (t) показывает, какая доля отработавших к моменту вре-

69

мени t элементов откажет в единицу времени после этого момента

(2.10)

где ∆m - разность между числом отказов к моменту времени t+∆t и чис-

лом отказов к моменту времени t; N - количество однотипных элементов.

Интенсивность отказов определяет вероятность безотказной работы обо-

рудования. В соответствии с основной формулой надежности

∫

(2.11)

Если интенсивность отказов при эксплуатации принять за постоянную

величину, не зависящую от времени λ (t) = λ 0, то для вероятности безотказной

работы будет получен экспоненциальный закон распределения

(2.12)

один из основных в теории надежности.

Показателем безотказности невосстанавливаемых элементов является

средняя наработка до отказа То, который представляющий собой математиче-

ское ожидание случайной величины – наработки оборудования до отказа, вы

ражается через вероятность безотказной работы зависимостью

∫

(2.13)

Геометрически величина То равна площади фигуры под кривой вероят-

ности безотказной работы Р(t) (рис. 2.1.2).

Статистически средняя наработка до отказа определяется отношением

суммы наработок однотипных элементов до отказа к количеству N этих эле-

ментов, если к концу интервала наблюдения все элементы отказали,λ

∑

(2.14)

Характерная для большинства восстанавливаемого оборудования зависимость

интенсивности отказов от времени эксплуатации показана на рис. 2.4. Эта за-

висимость, называемая «кривой жизни» технического изделия, имеет три ха-

рактерные временные области 1, 2 и 3. Область 1 - период приработки обо-

рудования после монтажа или ремонта, когда интенсивность отказов доста-

точно высокая. Область 2 - период нормальной эксплуатации оборудования с

практически неизменной интенсивностью отказов. Это область характеризует-

ся внезапными отказами случайного характера. Область 3 - период старения

отдельных узлов и оборудования в целом. Эта область характеризуется уве-

личением интенсивности износовых отказов.

При эксплуатации электрооборудование подвергается разнообразным

воздействиям, зависящим от нагрузки, режима и условий работы. По влиянию

на характеристики работоспособности оборудования эксплуатационные факто-

ры делят на две группы:

1. Ток и напряжение, род тока, характер нагрузки, частота срабатывания, про-

должительность включения и др.;

70

2. Окружающая температура, влажность воздуха, давление и запыленность воз-

духа, агрессивные газы, особенности монтажа, внешние вибрации, действия об-

служивающего персонала и др.

Возникновению отказов способствуют следующие часто встречающиеся

недостатки при эксплуатации оборудования: – пренебрежение указаниями за-

водских инструкций по монтажу, регулировке и обслуживанию; – недопусти-

мые замены материалов изношенными.

Рис.2.3. Кривая интенсивности отказов

На кривой интенсивности отказов показаны значения средней долговеч-

ности изделия T1 и средней наработки до первого отказа Tср> T1. Средняя

наработка до первого отказа Tср характеризует запас надежности устройства в

период нормальной эксплуатации. Обычно T1 ненамного превышает время t2,

т. е. соответствует начальному участку периода старения и износа.

Период приработки (0 < t < t1) начинается с выхода нового изделия из це-

хов завода (t = 0) ихарактеризуется высокой интенсивностью отказов, которая

постепенно падает. Эти отказы обусловлены технологическими, производствен-

ными или конструкционными недостатками, присущими как самому изделию,

так и производству (включая также производство материалов, их хранение и

транспортировку). Отказы, возникающие в период приработки, стремятся ис-

ключить путем выявления скрытых дефектов монтажа и изготовления, отбраков-

кой элементов. Отказы в период приработки подчиняются закону Вейбулла.

Период нормальной эксплуатации ( t1 < t < t2) характеризуется мини-

мальной интенсивностью отказов. В период нормальной эксплуатации проис-

ходят внезапные отказы, которые имеют случайный характер (механические

повреждения, повреждения вследствие неблагоприятных внешних условий и

т.д.). Природа таких отказов обусловлена неожиданной концентрацией нагру-

зок внутри изделия (или извне). Основной причиной внезапных отказов являет-

ся превышение механической прочности элемента. Регулярность событий в пе-

риод нормальной эксплуатации не наблюдается. Закон распределения отказов в

этот период экспоненциальный.

Период старения и износа (t > t2)характеризуется резким увеличением

интенсивности отказов и связан с интенсивным износом и старением, необра-

тимыми физико-химическими процессами в материалах, из которых изготовле-

ны элементы и их части (постепенные отказы). Закон распределения отказов -

либо нормальный, либо логарифмически-нормальный (могут быть и другие

71

случаи). Т.о., отказ оборудования может произойти в любом из рассматривае-

мых периодов работы и зависит это от суммарного воздействия той или иной

комбинации факторов, основными из которых являются следующие.

Эксплуатация оборудования систем электроснабжения должна быть орга-

низована таким образом, чтобы не допустить отказов оборудования по при-

чине его износа.

Последовательность отказов, происходящих один за другим в случайные

моменты времени, образует поток отказов, основным показателем которого

является параметр потока отказов ω (t). Этот параметр представляет собой

плотность вероятности возникновения отказа в рассматриваемый момент

времени. Иными словами, это математическое ожидание числа отказов в еди-

ницу времени.Статистически параметр потока отказов определяется как

(2.15)

где m - количество отказов за время t; N - количество однотипных элементов.

Поток отказов может иметь различный характер. Наибольшее распростране-

ние в практике нашел простейший поток, характеризуемый свойствами: орди-

нарности, стационарности и отсутствия последействия.

Ординарность выражается в том, что за малый промежуток времени веро-

ятность появления двух и более отказов стремится к нулю, то есть в системе

не произойдет более одного отказа.

Стационарность заключается в том, что параметр потока отказов является

постоянным, то есть ω (t) = ω0 = const.

Если поток отказов в период нормальной эксплуатации рассматривать

как простейший, то в период нормальной эксплуатации распределение веро-

ятности безотказной работы будет определяться экспоненциальным законом

(2.16)

Наработка на отказ восстанавливаемого оборудования в период его

нормальной эксплуатации при экспоненциальном законе распределения отка-

зов составит

(2.17)

В качестве основного показателя ремонтопригодности восстанавливаемо-

го оборудования используется среднее время восстановления Tв, представля-

ющее собой математическое ожидание времени восстановления.

Статистически среднее время восстановления определяется как

∑

(2.18)

где tвi - время восстановления оборудования после i-го отказа; m - количество

отказов.

В качестве показателя долговечности используется средний срок службы

Тсл - математическое ожидание срока службы от начала эксплуатации до до-

стижения предельного состояния.

Статистически средний срок службы определяется отношением суммы

сроков службы tслi однотипных элементов к количеству N этих элементов:

72

∑

(2.19)

Основным показателем сохраняемости восстанавливаемого и невосста-

навливаемого оборудования является средний срок сохраняемости - матема-

тическое ожидание срока сохраняемости. Для оценки влияния условий хране-

ния оборудования этот показатель определяется как

, (2.20)

где ωt, λt - параметр потока отказов и интенсивность отказов оборудования

при определенных условиях его хранения в течение срока t.

По приведенным выше показателям надежности можно определить ком-

плексные показатели надежности оборудования:

коэффициент простоя

(2.21)

Комплексные показатели надежности связаны соотношением

(2.22)

Рассмотренные выше показатели позволяют не только разносторонне

оценить надежность оборудования, но и обосновать комплекс технических,

организационных и экономических мероприятий, повышающих надежность и

эффективность эксплуатации оборудования.

Вот некоторые из мероприятий:

накопление статистических данных по надежности оборудования и органи-

зация обратной связи с проектными организациями и заводами- изготови-

телями;

выбор оптимальной продолжительности ремонтного цикла и цикла техни-

ческого обслуживания с целью использования оборудования до предельного

состояния, но исключения его работы в области износовых отказов;

совершенствование системы контроля и диагностирования оборудования,

позволяющей: выявлять дефекты на ранней стадии их развития, прогнози-

ровать состояние оборудования, эффективно уменьшать время отыскания

дефектов и устранения отказов за счет совершенствования технических и ди-

агностических средств;

вынос режима послеремонтной приработки оборудования в ремонтную зону;

повышение квалификации эксплуатационного персонала;

своевременная замена (утилизация) физически и морально изношенного

оборудования.

2.1.1. Контроль работоспособности и обслуживание оборудования

Эксплуатация электрооборудования предприятий осуществляется в ос-

новном на базе системы планово-предупредительного ремонта и обслужива-

ния (ППР). Сущность системы ППР заключается в том, что через опреде-

ленные промежутки времени оборудование подвергается плановым профи-

лактическим осмотрам, проверкам, испытаниям и различным видам ремонта.

Оценка продолжительности цикла технического обслуживания. Тех-

73

ническое обслуживание (ТО) - это система технических мероприятий, обеспе-

чивающая работоспособность оборудования в период между капитальными ре-

монтами. Система ТО включает в себя:регулярные осмотры оборудова-

ния;выполнение требований эксплуатационно - ремонтной документации, в

частности, инструкций заводов-изготовителей;контроль технического состоя-

ния (работоспособности) оборудования, осуществляемый профилактическими

испытаниями, измерениями и диагностированием оборудования;устранение

мелких неисправностей и дефектов;текущие ремонты оборудования.

Все мероприятия ТО выполняются периодически. Разные виды работ ТО

имеют различную периодичность, например, осмотры могут выполняться еже-

дневно, а текущий ремонт - один раз в несколько лет. Продолжительность цик-

ла i-й работы ТО обозначим Ттоi.

Поскольку стоимость ТО входит в себестоимость продукции, вопрос о

сроках и объемах ТО в большинстве случаев является вопросом технико-

экономическим.

Пусть затраты, связанные с выполнением i–й работы ТО,

Составляют величину Зтоi. Поток возникновения дефектов в оборудова-

нии, приводящих к его отказам, будем считать простейшим, характеризуе-

мым параметром ω. Выявление дефекта в процессе проведения ТО обусловит

затраты на проведение ремонта по устранению этого дефекта

(2.23)

где зд – стоимость ремонта по устранению дефекта.

Затраты на аварийные ремонты в интервале Ттоi при условии, что

ТО не проводится, составят

(2.24)

где за – стоимость одного аварийного ремонта.

Очевидно, что продолжительность интервала Ттоi определяется из условия

(2.25)

С учетом (2.24) и (2.25) получим

(2.26)

По выражению (2.26), имеющему смысл при заi > здi, можно оценить перио-

дичность каждой i-й работы ТО.

Оценка работоспособности оборудования. Периодический контроль ра-

ботоспособности оборудования позволяет выявлять его техническое состояние и,

следовательно, своевременно принимать меры по предотвращению отказов.

Система электроснабжения состоит из большого количества элементов.

С позиций надежности систему электроснабжения (линия, трансформатор,

коммутационный аппарат) можно рассматривать как схему последовательно

соединенных элементов. Для обоснования периодичности контроля работо-

способности системы необходимо иметь данные о параметрах потока отказов

каждого элемента, а также времени и условиях его эксплуатации.

Полагая поток отказов каждого элемента системы простейшим, определим

вероятность безотказной работы системы в течение времени t:

74

∏ (2.27)

где pi(t) – вероятность безотказной работы i-го элемента; N – количество после-

довательно включенных элементов в системе.

В силу стационарности потоков отказов

(2.28)

Тогда вероятность безотказной работы системы

∏ ( ∑

)

(

)

(2.29)

где ωо – параметр потока отказов системы; То – средняя наработка на отказ си-

стемы. Очевидно, что период Тк контроля работоспособности системы

должен быть таким, чтобы в течение этого периода количество отказов

оборудования было бы минимальным. Другими словами, период Тк не дол-

жен превышать время безотказной работы системы.

Интегрируя (2.29), определим это время:

∫ (

) (

)

( (

))

где Qк – вероятность отказа в интервале контроля Тк.

Более точное определение периода Тк может быть выполнено по

заданной вероятности отказа Qк (или вероятности безотказной работы) в

течение этого периода.

Обеспечение оборудования запасными частями. При организации

эксплуатации оборудования существенную роль играет обоснованное обеспе-

чение его запасными частями и материалами.

Достаточность запасных частей способствует быстрому и качественному

проведению технического обслуживания и ремонта оборудования. Дефицит

запасных частей приводит к увеличению простоев технологического оборудо-

вания; избыток - увеличивает расходы предприятия на приобретение, до-

ставку и хранение запасных частей.

Основная задача обеспечения оборудования запасными частями заключа-

ется в предварительном определении их номенклатуры, а затем количества и

сроков поставки запасных частей каждого наименования. Учитываются:

конструктивные особенности оборудования;

технологические возможности по замене его элементов в зависимости от

средств технического обслуживания и ремонта;

квалификация эксплуатационного персонала;

наименования изделий, подлежащих заменам при проведении ППР.

Определение количества запасных частей может выполнятся на основе имею-

щихся статистических данных и методов теории вероятностей.

При определении количества запасных частей на основе статистических

75

данных учитывается опыт обслуживания и ремонта аналогичного оборудова-

ния, эксплуатируемого на других предприятиях. Однако в этом случае требу-

ется корректировка количества запасных частей, учитывающая специфику ра-

боты конкретного предприятия: степень загрязненности окружающей среды,

климатические условия, продолжительность работы оборудования с перегруз-

кой (недогрузкой) и другие факторы.

При расчете количества запасных частей с учетом вероятностного харак-

тера их расходования используется параметр потока заявок х на запасные ча-

сти [19]. Показатель х представляет собой количество запросов на определен-

ную запасную часть в единицу времени (сутки, месяц, квартал, год).

По показателю х определяется среднее количество или математическое

ожидание запасных частей М[z]=xТ, расходуемых за время планирования Т.

Обоснование такого количества запасных частей является слишком прибли-

женным, поскольку вероятность расходования за время Т не более z запасных

частей составляет лишь 50%.

Очевидно, что для практических расчетов количества запасных частей z

требуется большее значение вероятности их использования.

Воспользуемся теоремой Пуассона, в соответствии с которой вероятность

расходования а время Т ровно k запасных частей составляет:

(2.31)

Вероятность того, что за время Т будет израсходовано не более z

запасных частей, составит:

∑ (2.32)

С учетом (6.61) эта вероятность определится по выражению

∑

(2.33)

Пользуясь выражением (2.33), при заданном значении Р(z) и предвари-

тельно вычисленном M[z] можно установить требуемое количество запасных

частей z, расходуемых за время Т. Поскольку непосредственная вычислитель-

ная процедура по выражению (2.33) достаточно сложная, в практических

расчетах пользуются таблицами или номограммами.

В качестве примера в табл. 2.1 для M[z]=1,2...7 приведены отношения

z/M[z] при трех значениях Р(z) = 90, 95 и 99%.

Отношения z/M[z] при трех значениях Р(z).Таблица 2.1.

M[z]

z/M[z] при Р(z),%

90 95 99

1 1,8 2,3 3,4

2 1,65 2,0 2,65

3 1,57 1,83 2,4

4 1,5 1,75 2,25

5 1,47 1,67 2,05

76

6 1,4 1,63 2,0

7 1,37 1,6 1,85

Для достаточно больших значений z (z>20) при вычислениях можно поль-

зоваться приближенными эмпирическими формулами. Так, например, для

Р(z)=95%

при 20 < z < 60...70; (2.34)

при z > 60...70. (2.35)

При технико-экономическом обосновании рациональных сроков поставки

запасных частей в качестве исходных данных принимаются [18]:

Z - полный спрос запасных частей за время планирования T;

со - удельные затраты на хранение запасных частей;

сп - затраты на поставку запасных частей.

Полагается, что внутри интервала планирования Т поставка запчастей осу-

ществляется партиями z=Z/n, где n - искомое количество поставок за время Т.

Внутри каждого интервала tn между поставками расход запасных частей являет-

ся линейной функцией времени (рис.2.4).

Z

Z = Z / n

tn

T

t

Рис.2.4. График поступления и расходования запасных частей

Среднее количество запасных частей, хранящихся на складе в интервале пла-

нирования Т, составляет Z/2n.

Затраты на хранение запасных частей составят ZcoT/2n, а затраты на их по-

ставку - cnn.

Полные затраты за время планирования Т будут

(2.36)

Дифференцируя функцию затрат по переменной n и приравнивая произ-

водную нулю, получим

(2.37)

Оптимальное количество поставок запасных частей за интервал планирования

Т составит:

√

(2.38)

Оптимальный интервал между поставками tn=T/n, а оптимальное ко-

личество запасных частей в одной поставке z=Z/n.

77

Таким образом, оптимизируя количество и сроки поставки запасных ча-

стей, можно повысить эффективность эксплуатации оборудования, сокращая

сроки его простоя. При этом сокращается объем неиспользуемых запасных

частей, затраты на их приобретение, доставку и хранение.

Эксплуатационная техническая документация. Важным фактором ор-

ганизации эффективной эксплуатации оборудования является качество и пол-

нота эксплуатационной документации, которая существенно влияет на затраты

труда, средств и времени. Основой такой документации являются отраслевые

нормативные документы:

Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей;

Правила устройства электроустановок;

Нормы испытаний электрооборудования;

Межотраслевые правила по охране труда при эксплуатации электроустано-

вок;

ГОСТ, РД, заводские инструкции по эксплуатации и другие документы.

На каждом предприятии кроме отраслевых нормативных документов

должна быть своя техническая документация, отражающая структуру и спе-

цифику этого предприятия и способствующая эффективной эксплуатации

электрооборудования.

Необходимый объем технической документации устанавливается в зави-

симости от структуры и мощности предприятия, количества и состава элек-

трооборудования делится на три группы:

техническая документация по объекту;

структурному подразделению (отделу, цеху, участку);

рабочему месту.

В первую группу входит следующая основная техническая документация:

генеральный план предприятия с нанесенными зданиями, сооружениями и

подземными коммуникациями;

акты наладки, испытаний и приемки электроустановок в эксплуатацию;

исполнительные рабочие схемы электрических соединений; технические

паспорта основного электрооборудования;

производственные инструкции по эксплуатации электроустановок; долж-

ностные инструкции по рабочим местам, включая инструкции по охране

труда и другие.

Основная техническая документация в структурном подразделении

(цехе) включает в себя:

журналы учета электрооборудования с указанием его технических данных

и инвентарных номеров;

исполнительные чертежи воздушных и кабельных линий и заземляющих

устройств;

схемы электроснабжения по объекту в целом и по структурным подразде-

лениям;

производственные инструкции по эксплуатации электроустановок подразде-

ления, должностные инструкции, инструкции по охране труда;

78

списки работников, имеющих право отдавать распоряжения, выдавать наря-

ды-допуски, допускать к работе, выполнять оперативные переключения.

Непосредственно на рабочих местах (подстанциях, распределительных

устройствах) должна быть следующая документация:

оперативная однолинейная схема электрических соединений, на которой

отмечается фактическое положение коммутационных аппаратов;

журнал учета электрооборудования;

кабельный журнал;

оперативный журнал;

журнал учета работ по нарядам и распоряжениям;

листки осмотра оборудования;

журнал неисправностей и дефектов электрооборудования; ведомости показа-

ний контрольно-измерительных приборов; ведомости профилактических

испытаний, измерений и контроля состояния оборудования;

месячные, годовые и многолетние планы-отчеты работ по обслуживанию и

ремонту оборудования;

Все изменения в электроустановках, выполненные в процессе их эксплу-

атации, должны своевременно отражаться на схемах и чертежах. Оперативная

техническая документация должна периодически проверяться вышестоящим

оперативным или административно- техническим персоналом.

2.2.Эксплуатация воздушных линий электропередачи

Осмотр воздушных линий. При техническом обслуживании воздушных

линий (ВЛ) периодически проводятся их осмотры. Осмотр – это обход ВЛ с

визуальной проверкой состояния трассы и всех элементов ВЛ. График

осмотров ВЛ утверждается техническим руководителем предприятия в соот-

ветствии с требованиями [1]:

осмотр ВЛ по всей длине - не реже 1 раза в год;

отдельные участки ВЛ, включая участки, подлежащие ремонту, не реже 1 ра-

за в год должны осматриваться административно-техническим персоналом;

для ВЛ напряжением 35 кВ и выше не реже 1 раза в 10 лет должны прово-

диться верховые осмотры (осмотры с подъемом на опору);

для ВЛ напряжением 35 кВ и выше, проходящих в зонах с высокой степе-

нью загрязнения или по открытой местности, а также для ВЛ напряжением

35 кВ и выше, эксплуатируемых 20 и более лет, верховые осмотры должны

проводиться не реже 1 раза в 5 лет;

для ВЛ напряжением 0,38…20 кВ верховые осмотры должны проводиться

при необходимости.

По мере необходимости осмотры ВЛ проводятся в темное время суток

для выявления коронирования и опасности перекрытия изоляции и возгорания

деревянных опор.

Внеочередные осмотры ВЛ или их участков должны проводиться при

образовании на проводах и тросах гололеда, при пляске проводов, во время

79

ледохода и разлива рек и после стихийных бедствий (бурь, ураганов, пожа-

ров) в зоне прохождения ВЛ, а также после отключения ВЛ релейной защитой

и неуспешного АПВ.

Трасса ВЛ. При осмотрах ВЛ, проходящих в лесных массивах, обращают

внимание на зарастание просек, их ширину и противопожарное состояние.

Правилами охраны электрических сетей для ВЛ устанавливается охранная

зона в виде земельного участка и воздушного пространства, ограниченная вер-

тикальными плоскостями, отстоящими по обе стороны линии от крайних про-

водов при неотклоненном их положении на расстоянии:для линий напряжением

до 1000 В – 2 м; линий до 20 кВ включительно – 10 м; линий 35 кВ – 15

м;линий 110 кВ – 20 м;линий 220 кВ – 25 м.

В охранной зоне без письменного согласования с организацией, эксплуа-

тирующей ВЛ, не должны проводиться какие-либо работы, складирование ма-

териалов, свалки мусора и тому подобное.

При прохождении ВЛ в населенной местности расстояния по горизонта-

ли от крайних проводов при наибольшем их отклонении до ближайших зда-

ний и сооружений должны быть не менее:2 м - для ВЛ напряжением до 20 кВ;4

м - для ВЛ напряжением 35…110 кВ;6 м для ВЛ напряжением 220 кВ.

Опоры. При осмотре опор обращают внимание на их отклонения от вер-

тикального положения, разворот и уклон траверс, прогибы (кривизну) эле-

ментов опор. В местах заглубления опор не должно быть проседания или

вспучивания грунта. У железобетонных фундаментов металлических опор и

железобетонных приставок деревянных опор не должно быть трещин и ско-

лов бетона с обнажением стальной арматуры.

На опорах должны присутствовать их порядковые номера, информаци-

онные знаки с указанием ширины охранной зоны, а в населенной местности

– предупредительные плакаты безопасности. Номер или условное обозначе-

ние ВЛ должны быть указаны на концевых опорах линии, первых опорах от-

ветвлений, опорах в местах пересечений ВЛ одинакового напряжения, опорах

пересечения с железными дорогами, опорах участков параллельно идущих

линий при расстоянии между ними менее 200 м.

У деревянных опор не должно быть видимого загнивания деревянных

частей, следов обгорания или расщепления. Внешнее загнивание опор опре-

деляется визуально, наличие внутреннего загнивания – путем простукивания

древесины молотком в сухую и неморозную погоду. Звонкий звук указывает

на здоровую древесину, глухой – на наличие в ней внутреннего загнивания.

Проверяется состояние бандажей (хомутов), сочленяющих деревянную

стойку с железобетонной приставкой. Не должно быть ослабления бандажей,

поражения их коррозией.

У металлических опор проверяются сварные швы и болтовые соедине-

ния, состояние антикоррозийного покрытия и степень поражения элементов

опор коррозией в местах нарушения этого покрытия. Не допускается сквозное

поражение коррозией металлических элементов опор, появление трещин в

металле и сварных швах. У фундаментов металлических опор не должно быть

зазора между пятой опоры и железобетонным фундаментом.

80

У железобетонных опор проверяется состояние антикоррозийного по-

крытия и степень поражения коррозией металлических траверс. Особое вни-

мание уделяется осмотру железобетонной стойки опоры, в которой не должно

быть трещин и других повреждений бетона. Трещины способствуют коррозии

арматуры и, следовательно, уменьшению прочности опоры.

Провода и тросы. У проводов и тросов не должно быть обрывов и оплав-

лений отдельных проволок, набросов на провода посторонних предметов.

У ВЛ с изолированными проводами проверяется состояние изоляции про-

водов в местах их соприкосновения с деревьями и отдельными сучьями, состо-

яниет изолирующей оболочки соединительных и ответвительных зажимов.

Изоляторы и арматура. Изоляторы ВЛ не должны иметь трещин, ожо-

гов от перекрытия и других видимых повреждений глазури. Все изоляторы в

гирляндах должны быть чистыми и целыми. По интенсивности коронирова-

ния изоляторов определяется степень их загрязненности. У ВЛ со штыревыми

изоляторами не должно быть срывов изоляторов со штырей или крючьев, об-

рыва вязки провода к изолятору, не должно быть выпадения и ослабления

крючьев (штырей) или их изломов.

При оценке состояния арматуры обращают внимание на ее комплект-

ность (наличие всех болтов, гаек, шплинтов, замков), отсутствие трещин, де-

формации, видимых следов коррозии. На поверхности овальных и опрессо-

ванных соединителей не должно быть следов коррозии, трещин и других ме-

ханических повреждений. Гасители вибрации должны быть на установленном

при монтаже месте.

У трубчатых разрядников проверяется направление зоны выхлопа, состо-

яние поверхности разрядника, которая не должна иметь ожогов электрической

дугой, трещин, расслоений и глубоких царапин.

У заземляющих устройств проверяется состояние (целостность и степень

поражения коррозией) заземляющих проводников и их соединений с заземли-

телями.

При оценке состояния проводов, изоляторов, арматуры и других элемен-

тов ВЛ, расположенных достаточно высоко, целесообразно использовать би-

нокль. Все замеченные при осмотрах дефекты и неисправности ВЛ заносятся в

листок осмотра.

2.2.1.Осмотр, профилактические измерения и испытания ВЛ

При техническом обслуживании ВЛ периодически проводятся профилак-

тические проверки, измерения и испытания, периодичность которых должна

соответствовать требованиям [1,14,21].

Опоры. Отклонение от вертикального положения металлических, желе-

зобетонных и деревянных опор должно быть не более 1:200, 1:150 и 1:100 соот-

ветственно. Отклонение от горизонтали (уклон) траверс железобетонных и де-

ревянных опор должен быть не более 1:100 и 1:50. У деревянных опор разво-

рот траверс относительно линии, перпендикулярной оси ВЛ, не должен пре-

вышать 5о; у железобетонных и стальных опор – 100 мм.

81

В зонах с высокой степенью загрязненности атмосферы измеряется по-

перечное сечение металлических элементов опор, уменьшившееся в

результате коррозии. Для этой цели используются ультразвуковые толщино-

меры, позволяющие измерять остаточное сечение элемента без предваритель-

ной его очистки от грязи и ржавчины. Допустимый коррозийный износ попе-

речного сечения металлических элементов опор и тросовых оттяжек не дол-

жен превышать 20% от площади первоначального сечения.

У стоек железобетонных опор измеряется ширина раскрытия трещин.

Трещины шириной до 0,3 мм должны закрашиваться влагостойкой краской;

0,3…0,6 мм – затираться полимерцементным раствором. Стойки опор при

ширине раскрытия трещин более 0,3 мм и их количестве более двух в одном

сечении должны быть усилены железобетонным бандажом, а при длине таких

трещин более 3 м необходима замена опоры.

В тросовых оттяжках железобетонных анкерно-угловых опор измеряется

тяжение. Измеренные тяжения не должны отличаться от проектных значений

более чем на 20%.

Один из методов измерения, не требующий специальных приборов, осно-

ван на зависимости между периодом собственных колебаний оттяжки и вели-

чиной тяжения в ней. В оттяжке рукой возбуждаются колебания и с помощью

секундомера определяется период ее собственных колебаний. Величина тяже-

ния Т рассчитывается по формуле [12]

где l – длина оттяжки, м; m – масса оттяжки, кг; τ – период собственных одно-

волновых колебаний, с.

Тяжения в оттяжках можно определить по упругой деформации

(прогибу) натянутого стального каната, поскольку существует прямая зависи-

мость между тяжением Т и силой Р, вызывающей прогиб f каната: Р = Тf. Вы-

полненные по указанному принципу измерители тяжения в оттяжках (ИТО)

позволяют осуществлять измерения с погрешностью, не превышающей 2%.

Степень внешнего или внутреннего загнивания деревянных опор опреде-

ляется приборами, принцип действия которых основан на измерении хода и

усилия, с которым игла прокалывает древесную стойку. Граница между здо-

ровой и загнившей частями древесины определяется по резкому изменению

этого усилия. Загнившую древесину игла прокалывает с усилием менее 300 Н.

Стойка деревянной опоры бракуется и подлежит замене при диаметре

здоровой части менее:

12 см (ВЛ до 35 кВ);

15 см (ВЛ 35 кВ и выше с проводами сечением до 120 мм2);

18 см (ВЛ 35 кВ и выше с проводами сечением более 120 мм2).

Провода и тросы. Стрелы провеса проводов и тросов должны отличаться

от проектных значений не более чем на 5%. Расстояния от проводов ВЛ до

поверхности земли должны быть не менее:

5 м - для ВЛ до 1 кВ с самонесущими изолированными проводами;

82

6 м – то же, но с голыми проводами;

6 м - для ВЛ выше 1 кВ с изолированными проводами;

7 м - для ВЛ напряжением до 110 кВ в населенной местности;

6 м - то же, но в ненаселенной местности;

5 м - то же, но в труднодоступной местности;

8 м - для ВЛ напряжением 220 кВ в населенной местности;

7 м - то же, но в ненаселенной местности;

6 м - то же, но в труднодоступной местности.

Расстояния от проводов ВЛ до различных объектов и сооружений в ме-

стах пересечений и сближений ВЛ с этими объектами должны быть не менее

установленных [2, 21].

При уменьшении площади поперечного сечения проводов вследствие

обрыва, истирания или оплавления отдельных проволок более чем на 16%

(алюминиевые провода) и более чем на 33% (сталеалюминиевые провода)

дефектный участок провода должен быть заменен.

У изолированных проводов определяются размеры повреждения изоля-

ции. Места незначительного повреждения изоляции ремонтируются с помо-

щью термоусаживаемых ремонтных лент или манжет. При значительных по-

вреждениях изоляции дефектный участок вырезается и заменяется новым.

Изоляторы и арматура. Сопротивление одного фарфорового изолятора

гирлянды, измеренное мегаомметром, должно быть не менее

300 МОм. Такие измерения могут выполняться только на отключенной ли-

нии. Без отключения линии измеряется распределение напряжения по изоля-

торам гирлянды. Для этого используется измерительная изолирующая штан-

га. Напряжения на фарфоровых изоляторах гирлянды составляют от 5 до 20

кВ на одном изоляторе. Наибольшее напряжение приложено к изолятору со

стороны провода, а наименьшие напряжения – к изоляторам в середине гир-

лянды. Сумма напряжений на изоляторах гирлянды не должна отличаться от

фазного напряжения ВЛ более чем на +10% у металлических и железобетон-

ных опор и более чем на +20% у деревянных опор.

В качестве примера в табл. 2.2 приведено усредненное распределение

напряжения по гирлянде из 7 фарфоровых изоляторов для ВЛ напряжени-

ем 110 кВ. Нумерация изоляторов начинается от траверсы опоры.

Распределение напряжения по гирлянде. Таблица 2.2

Напряжение, кВ, на одном изоляторе

1 2 3 4 5 6 7

9 6 5 7 8,5 10 18,5

Изолятор бракуется, если напряжение на нем меньше 50% указанного. Испыта-

ния и измерения установленных на ВЛ стеклянных подвесных изоляторов, изо-

ляторов всех типов для подвески грозозащитного троса и полимерных изолято-

ров не производятся; их контроль осуществляется только внешним осмотром.

Стеклянные изоляторы бракуются и подлежат замене при появлении на по-

верхности стекла волосянных трещин.

83

Сцепная арматура бракуется, если ее поверхность сплошь поражена кор-

розией, на поверхности есть трещины, следы оплавления и механической де-

формации, шарнирные соединения имеют износ более 10%.

У трубчатых разрядников измеряются внешний и внутренний искровые

промежутки и диаметр дугогасительного канала. Длина внешнего искрового

промежутка должна соответствовать проектному значению, длина внутренне-

го искрового промежутка не должна отличаться от проектного более чем на 5

мм. Диаметр дугогасительного канала в зависимости от типа разрядника не

должен превышать начальный диаметр более чем в 1,3…1,5 раза.

Заземляющие устройства. Измерения сопротивлений ЗУ выполняются еже-

годно в период наибольшего высыхания грунта. Сопротивления повторных за-

землений нулевого провода ВЛ напряжением до 1 кВ должны быть не более 30

Ом. В сетях такого напряжения, работающих с глухозаземленной нейтралью,

измеряется полное сопротивление петли «фаза-нуль» и рассчитывается ток од-

нофазного короткого замыкания. По величине этого тока проверяется надеж-

ность срабатывания защитного аппарата, установленного в начале линии.

На ВЛ напряжением выше 1 кВ сопротивления ЗУ устанавливаются в за-

висимости от удельного сопротивления грунта ρ и должны быть не более ве-

личин, указанных в табл. 2.3

Зависимость сопр-я ЗУ от удельного сопротивления грунта ρ.Таблица 2.3

Удельное сопротивление грунта ρ, Ом.м Сопротивление ЗУ, Ом

до 100

более 100 до 500

более 500 до 1000

более 1000 до 5000

более 5000

10

15

20

30

6*10E–3ρ

Результаты измерений оформляются соответствующими протоколами.

Проверка ЗУ со вскрытием грунта производится не менее чем у 2% опор

от общего числа опор с заземлителями. Указанную проверку следует прово-

дить в населенной местности и на участках с наиболее агрессивными и плохо

проводящими грунтами. Элемент заземлителя должен быть заменен, если кор-

розией разрушено более 50% его сечения.

2.2.2. Определение места повреждения

Проведение периодических осмотров, профилактических измерений и

испытаний не гарантирует безотказной работы ВЛ. В практической эксплуа-

тации всегда имеют место случайные повреждения ВЛ: однофазные и много-

фазные замыкания, обрывы проводов и другие повреждения. Одной из важ-

ных задач эксплуатации ВЛ является быстрое определение места повреждения

и проведение ремонтно - восстановительных работ. При большой протяжен-

ности и разветвленности распределительных сетей указанная задача может

эффективно решаться только при использовании специальных технических

84

средств, определяющих поврежденную линию и расстояние до места повре-

ждения. В зависимости от класса напряжения средства ОМП можно разде-

лить на два вида: средства ОМП в сетях с большими токами замыкания на

землю (ЗЗ) (110-220 кВ) и средства ОМП в сетях с малыми токами замыка-

ния на землю (6…35 кВ).

Линии электрических сетей с большими токами ЗЗ характеризуются до-

статочно большой протяженностью. Методы и средства ОМП здесь основаны

на измерении и запоминании параметров аварийного режима (токов и

напряжений прямой, обратной и нулевой последовательности) и вычислении

расстояния до мест повреждения. В таких сетях используются, как правило,

двусторонние методы, основанные на фиксации токов и напряжений по кон-

цам ВЛ.

Для измерения и запоминания токов и напряжений используются полу-

проводниковые и микропроцессорные фиксирующие приборы. Погрешность

определения расстояния до места повреждения микропроцессорных приборов

ОМП не превышает 5 %.

При повреждении на контролируемой линии средства ОМП осуществля-

ют в темпе процесса лишь функции измерения и запоминания токов и

напряжений аварийного режима. Обработка результатов измерения выполня-

ется уже после отключения линии релейной защитой.

Пусть в некоторой точке линии, соединяющей подстанции 1 и 2, (рис.

2.5), происходит повреждение, например однофазное короткое замыкание.

Индикаторы, установленные по концам линии, фиксируют в аварийном ре-

жиме токи и напряжения. Параметры аварийного режима связаны соотно-

шениями

(2.40)

где U1, U2 и Ux – напряжения нулевой последовательности по концам линии

и в месте повреждения; I1, I2 – токи нулевой последовательности по концам ли-

нии; z, zx – сопротивления нулевой последовательности линии и участка до

места повреждения. После преобразования получим

(2.41)

85

Рис. 2.5. Напряжения и токи в линии в момент повреждения

Поделив правую и левую части последнего выражения на удельное сопротив-

ление проводов линии zо, получим искомое расстояние до места повреждения:

Параметры линии z и zo вводятся с клавиатуры устройства при его

установке. Величина Lx в километрах выдается на дисплей устройства. Воз-

можность исключения из расчетных выражений напряжения Ux показывает

независимость результата ОМП от сопротивления в месте повреждения.

Существенной особенностью структуры распределительных сетей 6…35 кВ

является их разветвленность. Расстояния до мест многофазных замыканий в

этих сетях определяются средствами ОМП, установленными на питающих

подстанциях (односторонние средства ОМП). Однако даже высокая точность

этих средств не позволяет указать место повреждения вследствие разветвленно-

сти сетей. На рис. 2.6 показана разветвленная электрическая сеть. После от-

ключения повреждения выключателем Q и определения расстояния до места

повреждения возникает задача определения аварийного участка разветвленной

сети, поскольку повреждения в точках К1, К2 или К3 являются равноудален-

ными от питающей подстанции.

Рис. 2.6. Расстановка указателей поврежденного участка в разветвленной сети

Для ориентирования при поиске места повреждения в местах разветвле-

ния сети устанавливаются указатели поврежденного участка, фиксирующие

факт протекания тока короткого замыкания. По положениям указателей 1, 2 и

3 эксплуатационный персонал правильно определяет направление поиска ме-

ста повреждения. В частности, при замыкании в точке К1 факт протекания

86

4

тока короткого замыкания будет зафиксирован только указателем 1.

В электрических сетях с изолированной нейтралью (6…35 кВ) ток од-

нофазного замыкания на землю имеет емкостной характер, а по величине

значительно (на один-два порядка) меньше тока нагрузки.Малая величина то-

ков замыкания на землю исключает возможность применения рассмотренных

выше методов и средств ОМП.

В соответствии с [1] допускается работа сети с заземленной фазой до

устранения повреждения; при этом эксплуатационный персонал обязан

отыскать и устранить повреждение в кратчайший срок. Отыскание места од-

нофазных замыканий на землю (ОЗЗ) осуществляется с помощью переносных

приборов, измеряющих вблизи ВЛ уровень магнитного поля токов нулевой

последовательности (ТНП).

Принцип определения места замыкания на землю в разветвленной сети

иллюстрируется схемой (рис. 2.8), состоящей из линий W1, W2, W3 и W4. При

замыкании в точке К через место повреждения протекают емкостные токи

нулевой последовательности, замыкающиеся через распределенные емкости

линий, представленные на рис.2.7 сосредоточенными емкостями С1, С2, C3,

C4 и С ’. Распределение этих токов в линиях сети показано эпюрами.

Величины токов, растекающихся по линии W4 влево (I04’) и вправо (I04”)

от места замыкания пропорциональны суммарным емкостям на землю:

(2.43)

где k – коэффициент пропорциональности.

Наибольший уровень емкостных ТНП имеет место в поврежденной линии

до места замыкания, после которого уровень этих токов резко уменьшается.

Рис. 2.7. Схема сети и эпюры показаний переносного прибора в различных ее

участках

Применение приборов, реагирующих на магнитные поля основной ча-

стоты (50 Гц), затруднено вследствие значительного влияния на измерения

рабочих токов линий. Поэтому при поиске мест замыканий на землю исполь-

зуют приборы, реагирующие на высшие гармонические составляющие маг-

87

нитного поля ТНП. В этом случае влияние токов нагрузки на результаты из-

мерения существенно меньше.

Определение мест повреждения на линиях 6-750 кВ. Для отыскания

мест повреждений на линиях (обрывы проводов, замыкания между проводами,

замыкания на землю) существуют приборы и методы, основанные на измере-

нии времени распространения электрических импульсов по линии и на измере-

нии параметров аварийного режима.

При первом методе неавтоматические локационные искатели типов ИКЛ-5, Р5-

1А и др. подключают с помощью изолирующих штанг к проводу отключенной

для измерений линии и в линию посылают электрический импульс. В месте по-

вреждения импульс отражается от неоднородного волнового сопротивления и

приходит к началу линии. Трасса прохождения импульса изображена на

рис.2.8, где: 1 - место повреждения; 2 - локационный искатель; 3 - зондирую-

щий импульс; 4 - отраженный импульс; L - общая длина линии; I - расстояние

до места повреждения. Расстояние до места повреждения:

(2.44)

где tn - время между моментом посылки импульса и моментом его возвраще-

ния; v - скорость распространения испульсов в линии.

Отраженные сигналы наблюдаются на экране электронно-лучевой трубки, где по

числу масштабных меток определяется расстояние до места повреждения.

Для определения мест с неустойчивыми повреждениеми примененяются автома-

тические локационные искатели типа Р5-7, УИЗ-1, УИЗ-2 и др. В момент воз-

никновения повреждения на линии, обслуживаемой искателем, соответствующие

реле выбирают повредившуюся линию и автоматически подключают к ней иска-

тель. Запись результата измерения производится на запоминающем устройстве.

Второй метод — определение места повреждения по параметрам аварийного

режима. Фиксация этих параметров (в большинстве случаев токов и напряже-

ний нулевой последовательности) производится фиксирующими измеритель-

ными приборами (ФИП) во время возникновения КЗ.

Рис.2.8. Прохождение импульса при измерениях на ЛЭП

Фиксирующие измерительные приборы устанавливаются с двух или только с

одного конца линии.Расстояние до места повреждения по показаниям прибо-

ров, измеряющих токи и напряжения нулевой последовательности на шинах

подстанций, от которых отходит ВЛ, подсчитывается по формулам, графикам, а

также с помощью компьютера. Приборы серии ФИП позволяют определять

расстояния до места повреждения на лниях НО—500 кВ с погрешностью 3—5

88

% длины линии.ОЗЗ в воздушных распределительных сетях 6—20 кВ состав-

ляют до 80 % всех повреждений. Для определения места ЗЗ без отключения ли-

ний в разветвленных распределительных сетях применяют приборы «Поиск-1»

«Зонд» и др., основанные на измерении вблизи линии составляющих высших

гармонических тока ЗЗ, источниками которых являются силовые трансформа-

торы, электродвигатели, дугогасящие реакторы и т. д. При ОЗЗ в поврежденной

линии проходит суммарный емкостный ток, содержащий токи высших гармо-

ник (5, 7, 11-й и т. д.) электрически связанных цепей, и стрелка прибора откло-

няется на максимальное число делений. В то же время близ неповрежденной

линии отклонение стрелки прибора будет незначительным. Прибор «Зонд» ука-

зывает также «направление» по линии к месту повреждения.

2.2.3. Борьба с гололедом

Гололедно-изморозевые отложения на проводах и тросах ВЛ происходят

при температуре воздуха около -5оС и скорости ветра 5…10 м/с. Полная мас-

са гололедно-изморосевых отложений приводится к форме полого цилиндра

льда с толщиной стенки, равной b (рис.2.9).

Рис. 2.9. Идеализированное представление гололеда на проводах

По толщине стенки гололеда при повторяемости 1 раз в 25 лет территория

страны делится на 8 районов:

I район b =10 мм; II айон b =15 мм; III район b =20 мм; IУ район b =25 мм; У

район b =30 мм; УI район b =35 мм; УII район b =40 мм; особый b ≥45 мм.

Гололед обуславливает дополнительные механические нагрузки на все

элементы ВЛ. Возможны обрывы проводов, тросов, разрушения арматуры,

изоляторов и даже опор ВЛ. Гололед может откладываться по фазным прово-

дам достаточно неравномерно. Стрелы провеса проводов с гололедом и без го-

лоледа могут отличаться на несколько метров. Такая разрегулировка стрел

провеса, а также неодновременный сброс гололеда при его таянии, вызываю-

щий «подскок» отдельных проводов, могут привести к перекрытию воздушной

изоляции. Гололед является одной из причин «пляски» проводов, способной

привести к их схлестыванию.

На небольших участках ВЛ производится механическое удаление голо-

леда. При механическом удалении гололеда без отключения ВЛ должны ис-

пользоваться шесты из бакелита, стеклопластика и другого изоляционного ма-

териала. Основным методом борьбы с гололедом при эксплуатации протяжен-

ных ВЛ является его плавка за счет нагревания проводов протекающим по

ним током. Существует достаточно большое количество схем плавки гололеда,

89

определяемых схемой электрической сети, нагрузкой потребителей, возможно-

стью отключения линий и другими факторами. Схема плавки гололеда пере-

менным током искусственного короткого замыкания показана на рис. 2.10, а.

Ши

ны

6..

.10

кВ

хRIпл

RIпл

R

R

Ud

UZ

Ши

ны

6..

.10

кВ

Iпл

а) б)

Рис.2.10. Принципиальные схемы плавки гололеда переменным (а) и вы-

прямленным (б) током

ВЛ одним концом подключается к источнику питания, которым, как пра-

вило, служат шины 6 - 10 кВ подстанций или отдельный трансформатор, про-

вода на другом конце ВЛ замыкаются. Напряжение и мощность источника вы-

бираются таким образом, чтобы обеспечить протекание по проводам ВЛ тока

в 1,5…2 раза превышающего длительно допустимый ток [12, 21]. Величины

токов при различной продолжительности плавки гололеда переменным током

приведены а табл. 2.4, в последнем столбце которой указан ток, предупре-

ждающий образование гололеда на проводах.

Величины токов для плавки гололеда перем. Током. Таблица 2.4.

Марка провода Ток плавки, А, при продолжительности, мин Ток пре-

дупр., А 30 60 100

АС 50 330 270 240 160

АС 70 410 330 290 205

АС 95 510 400 350 245

АС 120 565 450 400 275

АС 150 660 525 460 325

АС 185 750 600 520 375

АС 240 860 690 610 440

Для ВЛ напряжением 220 кВ и выше с проводами сечений 240 мм2

и более

плавка гололеда переменным током требует очень больших мощностей источ-

ника питания (десятки МВ.А). Для параметров проводов ВЛ такого класса

справедливо соотношение R<<X. Полная мощность источника увеличивается за

счет большой и бесполезной для плавки гололеда реактивной нагрузки. На та-

ких ВЛ плавка гололеда осуществляется выпрямленным током.

Для получения большей мощности выпрямительные блоки можно

включать последовательно или параллельно. ОАО НИИПТ разработана на

базе управляемого трехфазного мостового выпрямителя установка для плав-

ки гололеда, подключаемая к серийному силовому трансформатору или ши-

нам соответствующего напряжения (до 35 кВ). В отличие от нерегулируе-

мых выпрямительных блоков эта установка позволяет при плавке гололеда

плавно изменять выходные параметры в диапазоне:

выпрямленное напряжение 0…50 кВ;

90

выпрямленный ток 0…1200 А;

мощность на выходе 0…60000 кВт.

Эксплуатационный персонал ВЛ должен контролировать процесс голо-

ледообразования и обеспечивать своевременное включение схем плавки голо-

леда. ВЛ, на которых производится плавка гололеда, должны быть оснащены

сигнализаторами гололеда.

Вопросы:

1.Какими способами очищаются трассы В Л от зарослей?

2.Какие неисправности и дефекты возможны на ВЛ?

3.Почему не проверяется электрическая прочность подвесных изоляторов из

стекла?

4.Как соединяются концы проводов в пролетах ВЛ?

5.Как защищаются тросы и арматура ВЛ от коррозии?

6.Какими способами контролируется степень загнивания Деталей деревянных

опор?

7.Чем опасны трещины в стволах железобетонных опор?

8.Для какой цели на ВЛ применяются трубчатые разрядники?

9.Основные меры борьбы с гололедом и вибрацией проводов а тросов ВЛ.

10.Как определяются места повреждений на ВЛ?

2.3. Эксплуатация кабельных линий электропередачи

Осмотр кабельных линий. При техническом обслуживании кабельных

линий (КЛ) периодически проводят их осмотры с целью визуального обнару-

жения неисправностей и дефектов. КЛ на напряжение до 35 кВ, проложенные

открыто, должны осматриваться не реже 1 раза в 6 месяцев; проложенные в

земле - не реже 1 раза в 3 месяца.

Не реже 1 раза в 6 месяцев выборочные осмотры КЛ должны проводиться

административно-техническим персоналом.

Внеочередные осмотры КЛ должны проводиться в период паводков и по-

сле ливневых дождей, когда возможны сдвиги почвы и попадание грунтовых

вод в подземные кабельные сооружения, а также после отключения КЛ релей-

ной защитой.

При осмотрах трасс КЛ, проложенных в земле, проверяется наличие зна-

ков привязки линии к постоянным ориентирам (или пикетов на незастроенной

территории), обозначающих трассу. На трассе КЛ не должно быть вспучива-

ния или проседания грунта, не должно производиться каких-либо работ, рас-

копок, складирования строительных материалов, свалок мусора.

Правилами охраны электрических сетей для КЛ, проложенной в земле,

устанавливается охранная зона в размере 1 м с каждой стороны от крайних ка-

белей. Любые работы в охранной зоне КЛ должны выполняться с разрешения

и под наблюдением организации, эксплуатирующей КЛ.

В местах выхода кабеля из земли, например на стену здания или опору

ВЛ, должна быть защита кабеля от механических повреждений.

Осмотры КЛ, проложенных в кабельных сооружениях (тоннелях, эстака-

91

дах и других), должны проводить два человека. В первую очередь проверяет-

ся с помощью газоанализатора отсутствие в кабельных сооружениях газов,

состояние освещения и вентиляции.

Проверяется общее состояние кабельных сооружений, наличие средств

пожаротушения, отсутствие посторонних предметов. Все металлические кон-

струкции кабельных сооружений должны быть покрыты негорючим антикор-

розийным составом.

Кабельные туннели должны быть оборудованы средствами для отвода

ливневых и почвенных вод. Эти средства должны находиться в исправном

состоянии.

По температуре внутри кабельных сооружений косвенно контролируется

тепловой режим кабелей. Температура воздуха внутри сооружений должна

превышать температуру наружного воздуха не более чем на 10оС.

На открыто проложенных кабелях должны быть стойкие к воздействию

окружающей среды бирки, прикрепляемые в начале и конце кабеля и через 50

м. На этих бирках указываются: марка и сечение кабеля, напряжение, номер

или другое условное обозначение линии. На бирках муфт должны быть отме-

чены номер муфты и дата ее монтажа.

Проверяется состояние антикоррозийного покрова металлических оболо-

чек кабелей, расстояния между кабелями, состояние соединительных и конце-

вых кабельных муфт, отсутствие следов вытекания масла или кабельной ма-

стики.

Все замеченные при осмотрах дефекты и неисправности КЛ заносятся в

листок осмотра. Эти дефекты и неисправности в зависимости от их харак-

тера устраняются при текущем техническом обслуживании. Повреждения

аварийного характера должны быть устранены немедленно.

2.3.1. Допустимые нагрузки при эксплуатации

Для каждой КЛ при вводе в эксплуатацию устанавливается допустимая

токовая нагрузка. Эта нагрузка определяется по условию, что температура

жил кабеля будет не выше длительно допустимой температуры Θдоп, нормиру-

емой [2, 14].

Для кабелей с бумажной пропитанной изоляцией величина Θдоп

зависит от номинального напряжения Uном (см. табл.2.5). Зависимость Θдоп от номинального напряжения Uном Таблица 2.5

Uном, кВ до 3 6 10 20 35

Θдоп, о

С 80 65 60 55 50

Для кабелей:

с изоляцией из полиэтилена и поливинилхлорида Θдоп = 70оС;

с изоляцией из сшитого полиэтилена Θдоп = 90оС;

с резиновой изоляцией Θдоп =65оС.

Перегрев изоляции кабеля выше Θдоп заметно ускоряет процесс ее ста-

92

рения и, следовательно, сокращает срок службы кабеля.

Непосредственное измерение температуры жилы кабеля представляет

значительные трудности. Поэтому для проверки теплового режима кабель

нагружают током и снимаются показания термодатчиков, установленных на

стальной броне (оболочке или шланге) кабеля.

Температура жилы кабеля Θж рассчитывается по формуле

(2.45)

где Θб – температура брони (оболочки или шланга), измеренная при ис-

пытании; ∆Θ – превышение температуры жилы кабеля над температурой

брони (оболочки или шланга).

Величина ∆Θ рассчитывается по эмпирической формуле или определяет-

ся по номограммам [7, 24]. Одна из таких номограмм для кабелей с алюмини-

евыми жилами, находящихся в эксплуатации от 5 до

25 лет, приведена на рис. 2.12.

Токовая нагрузка КЛ, при которой Θж = Θдоп, соответствует допусти-

мой длительной нагрузке.

Рис. 2.12. Разность температур между броней и алюминиевыми жилами ка-

белей напряжением 10 кВ

В практической эксплуатации действительную токовую нагрузку кабеля

I сопоставляют с длительно допустимым током Iдоп, приводимым в справочной

литературе [2]. Длительный режим работы кабеля считается допустимым при

выполнении условия

(2.46)

где k – поправочный коэффициент.

Принимаемые по справочным данным [2] поправочные коэффициенты

учитывают реальную температуру охлаждающей среды, количество кабелей в

земляной траншее, удельное тепловое сопротивление грунта, срок службы ка-

беля и другие факторы.

При эксплуатации КЛ допускаются кратковременные перегрузки, напри-

мер, на период ликвидации аварии [1]. Допустимые перегрузки кабелей

93

напряжением до 10 кВ в зависимости от вида изоляции составляют:

кабели с бумажной изоляцией - на 30%;

изоляцией из полиэтилена и поливинилхлорида - на 15%;

резины - на 18%;

сшитого полиэтилена - на 25%;

для кабелей со всеми видами изоляции, находящихся в эксплуатации более

15 лет, перегрузки должны быть снижены до 10%.

Указанные перегрузки допускаются продолжительностью не более

6 часов в сутки в течение 5 суток. Суммарная продолжительность перегрузки

в год не должна превышать 100 ч.

Для кабелей напряжением 20-35 кВ с бумажной изоляцией перегрузки

не допускаются [1].

Контроль нагрузочного режима КЛ осуществляется снятием графиков

нагрузки, выполняемым не реже 2 раз в год. Причем один раз контроль осу-

ществляется в период зимнего максимума нагрузки.

2.3.2. Профилактические испытания и определение мест повреждения

Особое внимание при техническом обслуживании КЛ уделяется кабель-

ной изоляции. Одним из средств контроля состояния изоляции является из-

мерение ее сопротивления, выполняемое мегаомметром. На рис.2.13 приве-

дены схемы измерения фазной и междуфазной изоляции кабеля и внешний

вид мегаомметра. Отсчет величины сопротивления изоляции осуществляет-

ся приблизительно через 1 минуту после начала процесса измерения. Сопро-

тивление изоляции кабелей на напряжение до 1 кВ должно быть не менее

0,5 МОм. Сопротивление изоляции кабелей на напряжение выше 1 кВ не

нормируется.

а) б) в)

Рис. 2.13. Измерение сопротивления фазной (а) и междуфазной (б)

изоляции кабеля и внешний вид мегаомметра

Электрическая прочность изоляции КЛ проверяется испытанием повы-

шенным выпрямленным напряжением. Величина испытательного напряже-

ния Uисп и длительность его приложения t в зависимости от вида кабельной

изоляции приведены в табл. 2.6.

94

Испытательное напряжение прикладывается поочередно к каждой жи-

ле кабеля, при этом две другие жилы кабеля и его металлическая оболочка

(экран) должны быть заземлены. Испытательное напряжение поднимается

плавно со скоростью 1…2 кВ/c до требуемого значения и поддерживается

неизменным в течение времени, указанного в табл. 2.6.

При проведении испытаний повышенным напряжением измеряются токи

утечки и их несимметрия по фазам.

Испытательное напряжениею Таблица 2.6

Uном, кВ до 1 3 6 10 20 35

Бумажная пропитанная изоляция

Uисп, кВ / t, мин 2,5/5 15-25/5 36/5 60/5 100/5 175/

5

Пластмассовая изоляция и СПЭ-изоляция

Uисп, кВ / t, мин 2,5/5 7,5/5 36/5 60/5

Резиновая изоляция

Uисп, кВ / t, мин 6/5 12/5 20/5

Изоляция кабеля считается удовлетворительной, если не произошло ее

пробоя, а токи утечки и коэффициент несимметрии этих токов по фазам не

превысили значений, приведенных в табл. 2.7.

Допустимые токи утечки по фазам. Таблица 2.7

Uном, кВ 6 10 20 35

Iут, мА 0,2 0,5 1,5 1,8

Iут max/Iут

min

2 3 3 3

У кабелей с пластмассовой защитной оболочкой (шлангом) дополнитель-

ным испытаниям повышенным выпрямленным напряжением подвергается за-

щитная оболочка. Испытательное выпрямленное напряжение –10 кВ в тече-

ние 1 мин подается между металлической оболочкой (экраном) и землей. При

неуспешных испытаниях отыскивается место повреждения пластмассовой

оболочки и выполняется ее ремонт.

На вертикальных участках кабелей напряжением 20…35 кВ с бумажной

изоляцией контролируется осушение изоляции. Этот контроль осуществляется

с помощью термометров, укрепленных на бронекабеля в верхней, средней и

нижней частях вертикального участка. Разность показаний термометров более

чем на 2…3оС свидетельствует о сильном осушении изоляции и начавшемся

процессе ее пробоя. В этом случае вертикальный участок кабеля должен быть

выведен из эксплуатации и заменен.

У одножильных кабелей, собранных в трехфазную группу, измеряется

токораспределение. Неравномерность распределения токов по фазам должна

быть не более 10%.

После отсоединения кабеля от оборудования, профилактических испыта-

ний, монтажа или перемонтажа кабельных муфт должны быть проверены

фазировка кабеля и целостность его жил. Сущность

фазировки заключается в проверке соответствия фаз А, В и С кабеля фазам

95

А, В и С, например, распределительного устройства, к шинам которого под-

ключается кабель после отсоединения.

Определение целостности жил выполняется мегаомметром. Измерения

сопротивления проводят между каждой парой фаз с одного конца кабеля.

Жилы кабеля на другом конце замыкаются между собой. При целых жилах

кабеля мегаомметр при всех измерениях должен показать нулевое сопротив-

ление.

Определение мест повреждения. Несмотря на периодический осмотр

кабельных трасс и проведение профилактических испытаний, при эксплуата-

ции имеют место повреждения (случайные отказы) КЛ. Как правило, это

пробой изоляции, реже - разрыв фаз.

Поврежденный кабель отсоединяется с обоих концов от оборудования и

с помощью мегаомметра определяется характер повреждения: измеряется

сопротивление изоляции между каждой фазой и заземленной металлической

оболочкой и между каждой парой фаз. Измерения проводят с одного конца

кабеля. Фазные жилы другого конца кабеля разомкнуты (для определения за-

мыканий) или замкнуты и заземлены (для определения обрывов).

Результаты измерений могут не выявить характер повреждения, посколь-

ку переходное сопротивление в месте повреждения может быть достаточно

высоким, в частности, из-за затекания места пробоя изоляции маслокани-

фольным составом (заплывающий пробой) в кабелях с бумажной пропитанной

изоляцией.

Для снижения переходного сопротивления изоляция кабеля в месте по-

вреждения прожигается. Для этого на кабель подается напряжение, достаточ-

ное для пробоя изоляции в месте повреждения. После некоторого времени

повторения пробоев переходное сопротивление в месте повреждения умень-

шается, разрядное напряжение снижается, а ток разряда увеличивается.

Изоляция прожигается этим током, переходное сопротивление в месте повре-

ждения уменьшается.

После определения характера повреждения выбирается способ и аппара-

тура для определения места повреждения кабеля.

По точности определения места повреждения различают относительные

и абсолютные методы. Относительные методы имеют определенную по-

грешность и позволяют определить лишь зону повреждения. Это импульсный,

петлевой и емкостной методы.

Точное место повреждения позволяют найти абсолютные методы

такие, как индукционный и акустический.

Импульсным методом определяется зона однофазного или многофазного

замыкания, зона обрыва любого количества фазных жил.В поврежденную ли-

нию посылается эталонный электрический импульс. По экрану измеритель-

ного прибора, проградуированному в мкс, измеряется интервал времени tx

между моментом подачи импульса и моментом прихода импульса, отражен-

ного от места повреждения.

Скорость распространения электромагнитных волн в силовых кабелях

практическине зависит от сечения и материала жил и составляет 160+3

96

м/мкс. Расстояние до места повреждения вычисляется как lx = 80tx, м.

Для случая, приведенного на рис. 2.15, зона повреждения находится на

расстоянии lx = 80 . 3,5 = 280 м от места измерения.

По знаку отраженного импульса судят о характере повреждения. Если

посланный и отраженный импульс разного знака – повреждение типа замы-

кание (рис. 2.14,а), если одного знака – повреждение типа обрыв (рис. 2.14, б).

Петлевой метод применяется для определения зоны однофазных и двух-

фазных замыканий на землю. Этот метод основан на измерении омического

сопротивления жил кабеля до места повреждения.

На одном конце кабеля замыкаются нормальная и поврежденная жилы

(образуется петля). Измерения проводятся с другого конца кабеля (см.

рис.2.15). Для измерения сопротивлений R2 и R4 может использоваться,

например, мост постоянного тока.

а) б)

Рис. 2.14. Экран прибора при определении зоны повреждения кабеля им-

пульсным методом: а – при замыкании; б – при обрыве

Рис. 2.15. Схема определение зоны повреждения петлевым методом

В одну диагональ моста включается источник постоянного напряжения –

U, в другую – измерительный прибор, например милливольтметр mV. Регули-

руемыми сопротивлениями R1 и R3 достигается равновесие моста – нулевое

показание милливольтметра.

Известно, что равновесие моста будет достигаться при выполнении соот-

ношения

(2.46)

где R2 – сопротивление нормальной жилы и участка поврежденной жилы от

конца кабеля до места повреждения; R4 – сопротивление участка поврежден-

ной жилы от начала кабеля до места повреждения.

Поскольку сопротивление жилы кабеля пропорционально его длине, зона

повреждения после достижения равновесия моста определяется несложными

вычислениями

97

(2.47)

где l – длина кабеля.

Емкостной метод позволяет определить зону обрыва фазных жил кабе-

ля. Метод базируется на измерении емкости между каждой жилой и заземлен-

ной металлической оболочкой кабеля.

Пусть измеренная емкость оборванной жилы составляет Сх, а измеренная

емкость целой жилы – С. Расстояние до места обрыва составляет

(2.48)

При обрыве трех фазных жил емкость кабеля рассчитывается по извест-

ному выражению

(2.49)

где bo – удельная емкостная проводимость кабеля, определяемая по спра-

вочным данным.

Индукционный метод позволяет определить место многофазных замыка-

ний в кабеле после успешного прожига изоляции в месте повреждения. Метод

основан на улавливании магнитного поля, создаваемого вокруг кабеля проте-

кающим по нему током. Улавливание поля производится с помощью специ-

альной поисковой катушки, имеющей магнитный сердечник для концентрации

поля.

По двум поврежденным жилам кабеля пропускается ток высокой

частоты (800…1000 Гц) от звукового генератора G (рис. 2 . 1 6 ). Вокруг

кабеля образуется магнитное поле высокой частоты. Поместив в это

поле поисковую катушку, соединенную через усилитель с наушниками,

можно прослушивать звуковой сигнал. Обслуживающий персонал, про-

двигаясь по трассе КЛ, прослушивает этот звуковой сигнал.

Рис. 2.16. Иллюстрация индукционного метода отыскания повреждения

Слышимость сигнала вдоль кабельной линии будет периодически

изменяться от max до min. Это объясняется спиральным повивом жил

кабеля. Преобладание над поверхностью земли магнитного поля одной

жилы периодически меняется на преобладание противоположного маг-

98

нитного поля другой жилы.

В месте короткого замыкания ток от генератора G меняет свое

направление, интенсивность магнитного поля и, следовательно, слыши-

мость сигнала в этом месте усиливаются. За местом повреждения звуко-

вого сигнала не будет.

Использование тока высокой частоты необходимо для отстройки звуко-

вого сигнала от фона промышленной частоты 50 Гц соседних кабелей.

Акустический метод позволяет определить место однофазных и много-

фазных замыканий в кабеле при заплывающем пробое.

В поврежденную жилу (в поврежденные жилы) периодически подаются

импульсы постоянного напряжения, например, от накопительного конденса-

тора. В месте повреждения возникают разряды, вызывающие акустический

шум. Уровень этого шума прослушивается с поверхности земли, например, с

помощью стетоскопа или прибора с пьезодатчиком-преобразователем меха-

нических колебаний в электрические.

При практическом поиске мест повреждения КЛ используется сочетание

относительных и абсолютных методов. С помощью относительного метода

определяется зона повреждения, а затем в этой зоне отыскивается место по-

вреждения абсолютным методом.

2.4. Эксплуатация силовых трансформаторов

Осмотр трансформаторов. Осмотры трансформаторов являются сред-

ством визуального контроля их состояния при эксплуатации. Осмотры прово-

дятся без отключения трансформаторов со следующей периодичностью:

главных понижающих трансформаторов подстанций с постоянным де-

журством персонала – 1 раз в сутки;

остальных трансформаторов электроустановок с постоянным и без по-

стоянного дежурства персонала – не реже 1 раза в месяц.

Внеочередные осмотры трансформаторов производятся:

– после неблагоприятных климатических воздействий, например после рез-

кого – изменения температуры окружающего воздуха;

– после срабатывания газовой защиты на сигнал;

после отключения трансформатора газовой или дифференциальной защитой.

При осмотрах трансформаторов проверяются:

показания всех измерительных приборов (термометров, термосигнализа-

торов, мановакуумметров и других);

состояние внешней изоляции трансформатора (отсутствие трещин и ско-

лов фарфора, степень загрязнения поверхности);

состояние ошиновки, кабельных вводов и доступных для наблюдения

контактных соединений;

состояние фланцевых соединений маслопроводов и отсутствие течи

масла;

наличие и уровень масла в расширителе и маслонаполненных вводах;

99

состояние контура заземления;

состояние маслоприемных устройств (гравийной засыпки);

при закрытой установке трансформаторов проверяется состояние поме-

щения, исправность вентиляции, наличие средств пожаротушения.

Одним из показателей состояния трансформатора служит характер изда-

ваемого им гула (прослушивание ведется при отключенных вентиляторах). Не

должно быть потрескиваний и щелчков, связанных с разрядами в баке транс-

форматора; гудение должно быть равномерным без периодических изменений

уровня или тона.

2.4.1. Режимы работы трансформаторов, перегрузки

Одной из главных задач эксплуатации трансформаторов является кон-

троль режима их работы. Этот контроль осуществляется путем проверки

нагрузки трансформатора, напряжения на обмотках, температуры масла и дру-

гих параметров. На подстанциях с постоянным дежурством персонала контроль

осуществляется с периодичностью 1…2 часа с фиксированием параметров ре-

жима в суточной ведомости.

На подстанциях без постоянного дежурства персонала контроль режима

трансформаторов осуществляется при каждом посещении подстанции опера-

тивным персоналом, но не реже 1 раза в месяц.

Силовые трансформаторы могут работать в различных режимах, харак-

теризуемых нагрузкой, напряжением, условиями окружающей среды и други-

ми факторами.

Номинальным режимом трансформатора называется режим его работы

при номинальном напряжении, номинальной нагрузке и температуре охла-

ждающей среды (воздуха) +20оС.

Из приведенного определения видно, что длительный номинальный ре-

жим является идеализированным (практически недостижимым) режимом. Од-

нако считается, что в таком режиме трансформатор способен проработать

установленный заводом-изготовителем срок службы.

Нормальным называется режим работы трансформатора, при котором его

параметры отклоняются от номинальных в пределах, допустимых стандарта-

ми, техническими условиями и другими нормативными документами.

При нагрузке, не превышающей номинальную, допускается продолжи-

тельная работа трансформатора при повышении напряженияна любом от-

ветвлении любой обмотки на 10% сверх номинального напряжения данного

ответвления. При этом напряжение на любой обмотке не должно быть выше

наибольшего рабочего напряжения Uраб max, определяемого надежностью рабо-

ты изоляциии и нормируемого ГОСТ 721-77 в следующих пределах от номи-

нального напряжения электрической сети Uном:

Uном = 6, 10 кВ Uраб max = 1,2 Uном, Uном =

35, 110 кВ Uраб max = 1,15 Uном, Uном

= 220 кВ Uраб max = 1,1 Uном.

Допускается режим параллельной работы трансформаторов при усло-

100

вии, что ни один из них не будет перегружен. Для этого должны выпол-

няться следующие условия:

группы соединений обмоток трансформаторов должны быть одинаковыми;

соотношение мощностей трансформаторов не более 1:3;

отличие коэффициентов трансформации не более чем на 0,5%;

отличие напряжений короткого замыкания не более чем на 10%;

произведена фазировка трансформаторов.

При параллельной работе трансформаторов и переменном графике их

суммарной нагрузки возможна оптимизация количества работающих транс-

форматоров в течение суток. Критерий оптимальности – минимум потерь ак-

тивной мощности.

Потери активной мощности в одном трансформаторе при его нагрузке,

равной S, составляют

(2.50)

где Sном, ∆Рх и ∆Рк – паспортные данные трансформатора: номинальная

мощность, потери холостого хода и потери короткого замыкания (нагрузоч-

ные потери).

(2.51)

Потери активной мощности в n

параллельно работающих трансформаторах при их суммарной нагрузке,

равной S, составляют

Из (2.50) и (2.51) видно, что при увеличении (с 1 до n) количества

трансформаторов, работающих на одну и ту же нагрузку S, потери холостого

хода увеличиваются в n раз, а нагрузочные потери уменьшаются в n раз.

Построим зависимости потерь мощности ∆Р от нагрузки S для одного

(n=1) и двух (n=2) трансформаторов (рис. 2 . 1 7 ). Видно, что при нагрузке S

= S12 потери мощности в одном и двух трансформаторах равны. При нагруз-

ке S < S12 целесообразно оставить в работе один трансформатор, а при

нагрузке S > S12 – два трансформатора.

Рис.2.17. Зависимости потерь мощности в параллельно работающих

трансформаторах от нагрузки

Величина граничной мощности S12 или в общем случае граничной мощ-

ности Sn(n+1) может быть вычислена после приравнивания выражений для по-

101

терь мощности в n и (n+1) трансформаторах:

(2.52)

Мощность S, выраженная из (9.3), и будет граничной мощностью

√

(2.53)

При нагрузке S < S n (n+1) целесообразно оставить в работе n

трансформаторов, а при нагрузке S > S n (n+1) – (n+1) трансформаторов.

Режим регулирования напряжения. Устройства регулирования напряже-

ния под нагрузкой (РПН) должны работать, как правило, в автоматическом

режиме. Допускается дистанционное переключение РПН с пульта управления.

На трансформаторах с переключением без возбуждения (ПБВ) правильность

выбора коэффициента трансформации должна проверяться два раза в год – пе-

ред зимним максимумом и летним минимумом нагрузки.

Аварийные режимы. При отключении трансформатора защитой, не свя-

занной с его внутренними повреждениями, например, максимальной токовой

защитой, трансформатор может быть вновь включен в работу.

При отключении трансформатора защитами от внутренних повреждений

(газовой, дифференциальной) этот трансформатор включается в работу толь-

ко после осмотра, испытаний, анализа масла, анализа газа из газового реле и

устранения выявленных дефектов.

При срабатывании газового реле на сигнал производится наружный

осмотр трансформатора и отбор газа из газового реле для анализа. Если газ в

реле негорючий, при наружном осмотре признаки повреждения не обнаруже-

ны, а отключение трансформатора вызовает недоотпуск электроэнергии,

трансформатор может быть оставлен в работе до выяснения причин срабаты-

вания газового реле на сигнал. После выяснения этих причин оценивается

возможность дальнейшей нормальной эксплуатации трансформатора.

Аварийный вывод трансформатора из работы осуществляется:

при сильном и неравномерном шуме или потрескиваниях внутри бака транс-

форматоры;ненормальном и постоянно возрастающем нагреве трансформатора

при нагрузке, не превышающей номинальную, и нормальной работе устройств

охлаждения;выбросе масла из расширителя или разрыве диафрагмы выхлопной

трубы;течи масла или уменьшении уровня масла ниже уровня масломерного

стекла в расширителе.

Режим перегрузки трансформаторов. Наиболее подверженным процес-

су старения элементом трансформатора является целлюлозная изоляция обмо-

ток, фактически определяющая ресурс (срок службы) трансформатора. Основ-

ным фактором, влияющим на старение изоляции, является ее нагрев, обуслав-

ливающий термический износ изоляции. Существует так называемое 6-

градусное правило: увеличение температуры изоляции на 6 градусов сокраща-

ет срок ее службы вдвое. Это правило справедливо в диапазоне температур

102

80…140о

С.

Наиболее интенсивный нагрев изоляции обмоток происходит при пере-

грузке трансформаторов. Поэтому режиму перегрузки трансформаторов уде-

лим особое внимание.

Перегрузки, обусловленные неравномерным суточным графиком нагруз-

ки трансформатора, называются систематическими. Перегрузки, обусловлен-

ные аварийным отключением какого-либо элемента системы электроснабже-

ния, называются аварийными перегрузками.

Допустимость систематических и аварийных перегрузок трансформато-

ров при их эксплуатации регламентируется Руководством

по нагрузке силовых масляных трансформаторов (ГОСТ 14209-97). Здесь

учитываются система охлаждения трансформатора, температура охлаждаю-

щей среды, график нагрузки трансформатора и другие факторы.

С целью ознакомления с основными положениями ГОСТ 14209-97 рас-

смотрим сначала режим работы трансформатора при неизменной нагрузке S.

Источником нагрева в трансформаторе является его активная часть. Масло

нагревается от обмоток, его объем увеличивается, а плотность уменьшается.

Нагретое масло поднимается в верхнюю часть бака и вытесняется в радиато-

ры системы охлаждения трансформатора (рис. 2.18, а). Проходя через радиа-

торы, масло остывает и поступает в нижнюю часть бака. Так происходит есте-

ственная циркуляция масла.

На тепловой диаграмме трансформатора (рис. 2.18, б) температура охла-

ждающего воздуха Θа принята неизменной (вертикальная прямая 1). Темпера-

тура масла и температура витков обмотки увеличиваются практически линей-

но по высоте обмотки. Превышение температуры масла над температурой

воздуха (прямая 2) в верхней части обмотки достигает величины ∆Θоа.

В силу дополнительных потерь в верхней части обмотки будет

находиться наиболее нагретая точка обмотки h. Превышение температуры

наиболее нагретой точки обмотки над температурой масла (зависимость 3) в

верхней части обмотки достигает величины ∆Θho.

103

а) б)

Рис. 2.18. Естественная циркуляция масла в трансформаторе (а) и теп-

ловая диаграмма трансформатора (б)

Допустимость работы трансформатора в режиме перегрузки оценивается со-

поставлением температуры масла в верхней части обмотки Θо и температуры

наиболее нагретой точки обмотки Θh с их предельными значениями. Эти пре-

дельные значения для распределительных трансформаторов (мощность до 2,5

МВ.А и напряжение до 35 кВ) и трансформаторов средней мощности (до

100 МВ.А) приведены в табл.2.8. Здесь же указаны предельные перегрузки

трансформаторов, обуславливающие предельные температуры Θо max и Θh max

при температуре воздуха Θа=20оС.

Предельные значения для распределительных трансформаторов. Таблица 2.8

Режим работы Распреде-

лительный

Средней

мощности

Режим систематических перегрузок:

предельная перегрузка, о.е. предельная температура

наиболее нагретой точки обмотки, Θh max, о

С

1,5 1,5

предельная температура масла в верхних слоях, Θо

max, о

С 140 140

Режим продолжительных аварийных перегрузок:

предельная перегрузка, о.е. предельная температура

наиболее нагретой точки обмотки, Θh max, о

С

1,8 1,5

предельная температура масла в верхних слоях, Θо

max, о

С 150 140

Действительная температура воздуха изменяется в течение суток, сезона,

года. При одной и той же нагрузке трансформатора увеличение температуры

воздуха вызовет увеличение температуры масла и обмотки. Таким образом,

термический износ изоляции определяется как нагрузкой трансформатора, так

и температурой окружающего воздуха.

При инженерных расчетах режимов перегрузки трансформаторов ис-

пользуется эквивалентная температура воздуха. Это условно постоянная

температура, которая в течение рассматриваемого периода времени вызы-

вает такой же износ изоляции, как и действительная изменяющаяся темпера-

тура за тот же период времени.

Для разных районов страны эквивалентные сезонные и годовые темпе-

ратуры рассчитаны и приведены в [8]. Значения эквивалентных годовых,

зимних и летних температур для некоторых населенных пунктов Северо-

Западного региона приведены в табл.2.9.

Значения эквивалентных годовых температур Таблица 2.9

104

Населенный пункт Эквивалентная температура воздуха Θa, оС

годовая зимняя летняя

Архангельск 5,8 -11,4 14,0

Вологда 7,4 -10,8 15,5

Воркута 0,5 -19,4 9,4

Калининград 9,9 -2,4 16,5

Кандалакша 4,5 -10,6 12,5

Кировск 2,9 -11,3 10,9

Мурманск 3,4 -9,5 10,7

Нарьян-Мар 2,0 -15,7 10,3

Новгород 8,3 -7,6 16,0

Петрозаводск 7,1 -8,8 15,1

Псков 8,8 -6,5 16,3

Санкт-Петербург 8,6 -6,8 16,4

Сыктывкар 6,5 -14,1 15,0

Череповец 7,7 -10,2 15,8

2.4.2. Расчет теплового режима трансформатора и термического из-

носа изоляции

Практическое снятие суточного графика нагрузки трансформатора осу-

ществляется с некоторым интервалом времени, внутри которого нагрузка

считается неизменной. Поэтому график нагрузки представляет собой ступен-

чатый вид. На рис. 9.3,а приведен суточный ступенчатый график нагрузки

трансформатора, снятый с временным интервалом 1 ч.

Для оценки допустимости перегрузки трансформатора суточный график

его нагрузки преобразуется в эквивалентный по тепловому воздействию на

изоляцию двухступенчатый график. На исходном графике проводится линия

номинальной нагрузки Sном. Пересечением этой линии с исходным графиком

выделяется участок перегрузки продолжительностью t.

Часть графика нагрузки, расположенная ниже линии Sном, состоит из

интервалов ∆ti c нагрузкой Si на каждом интервале (i=1, 2,…m). Другая

часть графика нагрузки, расположенная выше линии Sном, состоит из ин-

тервалов ∆tj c нагрузкой Sj на каждом интервале (j=1, 2,…n).

Эквивалентирование каждой части графика нагрузки проводится по

условию одинакового теплового воздействия на изоляцию действительного

переменного и эквивалентного неизменного графика нагрузки:

эквивалентная неизменная на интервале (24 - t) предшествующая

нагрузка

√

(2.54)

эквивалентная неизменная на интервале t перегрузка S2

105

√

(2.55)

Эквивалентный по тепловому воздействию на изоляцию двухступенча-

тый график нагрузки с предшествующей нагрузкой S1 и перегрузкой S2 пока-

зан на рис.2.19,б.

Рис.2.19. Преобразование графика нагрузки (а) в эквивалентный двухсту-

пенчатый (б) и переходный тепловой режим трансформатора (в)

При оценке допустимости перегрузки трансформаторов удобно пользо-

ваться относительными единицами. Относительные значения предшествующей

нагрузки и перегрузки определяются отношениями

(2.56)

Рассмотрим расчет теплового режима трансформатора при изменении

его нагрузки на примере двухступенчатого графика (рис.9.3). Температура

охлаждающей среды в течение суток принимается постоянной и равной экви-

валентной температуре Θа.Установившийся тепловой режим. В установившем-

ся тепловом режиме, предшествующем перегрузке, температура масла Θо и

наиболее нагретой точки обмотки Θh неизменны. Этому режиму соответствует

участок графика с нагрузкой S1 (в относительных единицах К1) перед интерва-

лом перегрузки t. Температура масла на выходе из обмотки Θо К1 и температура

наиболее нагретой точки обмотки Θh К1 вычисляются по следующим выраже-

ниям:

(2.57)

106

(2.58)

(2.59)

(2.60)

Необходимые для расчетов показатели приведены в табл.2.10.

Переходный тепловой режим в интервале t увеличения нагрузки от значе-

ния К1 до значения К2. Тепловая постоянная времени металлических обмоток τоб

значительно меньше тепловой постоянной времени масла τо. Поэтому при уве-

личении нагрузки температура обмоток (по сравнению с температурой масла)

увеличивается до нового установившегося значения практически мгновенно. В

дальнейшем температуры обмоток и масла увеличиваются с одинаковой посто-

янной времени τо. Индекс r соответствует номинальному значению параметра.

Таблица 2.10

Название показателя Обозна-

чение

Трансформатор

ТМН ТД

Показатель степени масла х 0,8 0,9

Показатель степени обмотки у 1,6 1,6

Отношение потерь ∆Ркз/∆Рхх R 5 6

Тепловая постоянная времени τo 3 2,5

Температура воздуха, о

С Θа 20 20

Превышение температуры масла на выходе из

обмотки над температурой воздуха в номи-

нальном режиме, о

С

∆Θоаr 55 52

Превышение температуры наиболее нагретой

точки обмотки над температурой масла на

выходе из обмотки в номинальном режиме,

оС

∆Θhоr 23 26

Температура наиболее нагретой точки об-

мотки, при которой относительный износ

изоляции равен единице, о

С

Θh 98 98

Изменения во времени температуры масла Θо(t) и температуры наибо-

лее нагретой точки обмотки Θh (t) вычисляются по следующим выражениям:

(2.61)

(2.62)

(2.63)

107

(2.64)

где ∆Θоа K2 – превышение температуры масла над температурой воздуха при

длительной нагрузке трансформатора, равной К2, рассчитываемое по форму-

ле, аналогичной (9.11);

t = 1, 2, 3 ... t – текущее время, ч.

Температура масла на выходе из обмотки и температура наиболее нагре-

той точки обмотки к концу интервала перегрузки t соответственно составят

Θоt и Θht.

Переходный тепловой режим после интервала t при уменьшении нагруз-

ки от значения К2 до значения К1. После снижения нагрузки процесс

уменьшения температуры масла Θо(t) и температуры наиболее нагретой

точки обмотки Θh (t) рассчитывается по следующим выражениям:

(2.65)

(2.66)

(2.67)

(2.68)

где t = 1, 2, 3 ... 3τо – текущее время.

При t ≅ 3τо наступает установившийся тепловой режим, соответствующий

нагрузке К1.

Расчет термического износа витковой изоляции. При номинальной

нагрузке трансформатора, температуре воздуха Θа = 20оС и номинальных зна-

чениях превышений температур ∆Θоаr = 55оС и ∆Θhоr = 23

оС температура

наиболее нагретой точки обмотки Θh = 98оС. Это базовая температура наибо-

лее нагретой точки обмотки, при которой износ изоляции обмоток соответ-

ствует относительному сроку службы трансформатора, равному 1.

В установившемся тепловом режиме с нагрузкой К и температурой

наиболее нагретой точки обмотки ΘhК износ витковой изоляции за сутки

определяется по выражению

(2.67)

где ∆ = 6оС – температурный интервал, принятый в соответствии с 6-

градусным правилом износа изоляции.

Размерность относительного износа витковой изоляции – нормальные

сутки. Например, для неизменной в течение суток нагрузки К, обуславлива-

ющей температуру наиболее нагретой точки обмотки Θh К = 86оС, относитель-

ный износ витковой изоляции составит:

108

норм. Сут. (2.68)

Таким образом, за одни сутки при нагрузке К и температуре наиболее

нагретой точки обмотки ΘhК = 86оС витковая изоляция износится так же как

за 0,25 суток при нагрузке, обуславливающей температуру наиболее нагретой

точки обмотки Θh = 98оС.

В переходном тепловом режиме, когда температура наиболее нагретой

точки обмотки является функцией времени Θh(t), износ изоляции на интервале

времени t1 < t < t2 определяется как

∫

(2.69)

На практике применяется более простой способ расчета термического

износа изоляции в переходном тепловом режиме. Зависимость Θh(t) разбива-

ется на n участков ∆ti, на каждом из которых изменение Θh(t) можно считать

линейным. На каждом i–м участке величина Θh(t) заменяется средним зна-

чением температуры Θhi. Износ изоляции определяется как

∑

(2.70)

Кроме аналитических выражений в [8] приводятся таблицы и номограм-

мы, позволяющие при эксплуатации трансформаторов оценить допустимые

перегрузки и износ изоляции, не прибегая к вычислениям.

Эксплуатация трансформаторного масла. Трансформаторное масло выпол-

няет в трансформаторе три основные функции: изолирует находящиеся под

напряжением узлы активной части; охлаждает нагревающиеся при работе узлы

активной части; предохраняет твердую изоляцию обмоток от увлажнения. Экс-

плуатационные свойства масла и его качество определяются

химическим составом масла. Вновь поступившее масло должно иметь серти-

фикат предприятия-поставщика, подтверждающий соответствие масла стан-

дарту. Для масла, прибывшего вместе с трансформатором, соответствие стан-

дарту подтверждается записью в паспорте трансформатора.

При каждом осмотре трансформаторов проверяется температура верхних

слоев масла, контролируемая по термометрам или термосигнализаторам. Эта

температура не должна превышать 95оС. В противном случае нагрузка

трансформатора должна быть снижена.

Состояние масла оценивается по результатам испытаний, которые в зави-

симости от объема делятся на три вида.

1. Испытания на электрическую прочность. Здесь определяется пробив-

ное напряжение масла Uпр, визуально (качественно) определяется содержание

механических примесей и влаги.

Электрическая прочность - одна из основных характеристик диэлектри-

ческих свойств масла. Испытания масла на электрическую прочность прово-

дятся в стандартном маслопробойнике (рис.2.20), представляющем собой

фарфоровый сосуд 1, в который вмонтированы два плоских электрода 2.

109

Масло заливается в маслопробойник и отстаивается в течение 20 ми-

нут для удаления из него воздушных включений. Напряжение на электродах

маслопробойника плавно повышается до пробоя масла. С интервалом 10 мин.

выполняются шесть пробоев. Первый пробой не учитывается, а среднее

арифметическое пяти других пробоев принимается за пробивное напряжение

масла.

Снижение пробивного напряжения свидетельствует об увлажнении мас-

ла, наличии в нем растворенного воздуха, загрязнении масла волокнами от

твердой изоляции и другими примесями.

2. Сокращенный анализ масла. Здесь дополнительно к п.1

определяются температура вспышки масла и кислотное число.

Температура вспышки паров масла в закрытом тигле характеризует

фракционный состав масла и служит для обнаружения в трансформаторе про-

цессов разложения масла.

Рис.2.20. Стандартный маслопробойник

Кислотное число – это количество едкого кали (КОН), выраженное в мг

и необходимое для нейтрализации кислот, содержащихся в 1 г масла. Ста-

рение масла сопровождается увеличением в нем содержания кислотных со-

единений, поэтому кислотное число характеризует степень старения масла.

3. Полный анализ масла. Здесь дополнительно к п.2 определяются, коли-

чественное определение влаги и механических примесей, тангенс угла ди-

электрических потерь tgδ, содержание водорастворимых кислот и щелочей,

содержание антиокислительных присадок, температура застывания, газосо-

держание и другие показатели.

Величина диэлектрическиех потерь (tgδ) характеризует степень загрязне-

ния и старения масла.

Влагосодержание тщательно контролируется при эксплуатации транс-

форматорного масла. Ухудшение этого показателя характеризует нарушение

герметичности трансформатора или его работу в

недопустимом нагрузочном режиме. В последнем случае происходит интен-

сивное старение целлюлозной изоляции и выделение ею влаги под воздей-

ствием повышенной температуры. Кроме того, масло содержит химически

связанную воду, которая может выделяться в виде свободной воды в резуль-

тате старения масла и под воздействием повышенной температуры.

Увеличение газосодержания (кислорода воздуха) приводит к интенси-

110

фикации окислительных процессов в масле. Этот показатель косвенно харак-

теризует и герметичность трансформатора.

Температура застывания актуальна для масла, эксплуатируемого в рай-

онах крайнего севера.

Различают масло свежее, регенерированное (восстановленное) и эксплу-

атационное. Характеристики свежего и регенерированного масла практиче-

ски не отличаются. Для эксплуатационного масла установлены нормально

допустимые и предельно допустимые показатели качества.

Нормально допустимые показатели гарантируют нормальную работу

оборудования. При показателях масла, приближающихся к предельно допу-

стимым, необходимо принять меры по восстановлению эксплуатационных

свойств масла или провести его замену.

В табл. 2.11 приведены показатели трансформаторного масла в соответ-

ствии с сокращенным анализом.

Показатели трансформаторного масла. Таблица 2.11

Показатель масла

Оборудо-

вание,

Uном, кВ

Свежее

масло

Регенерир.

масло

Эксплуатац. масло

Норм.

доп. пред. доп.

Uпр, кВ до 35

до 150

220

35

60

65

35

60

65

-

40

60

25

35

55

кисл.число, мг

КОН/г до 220 0,02 0,05 0,1 0,25

т-ра вспышки, о

С до 220 135 130 * 125

* - уменьшение не более чем на 5оС по сравнению с предыдущим анализом.

Для определения показателей масла берется его проба в сухую, чистую,

стеклянную емкость вместимостью около 1 л с притертой стеклянной проб-

кой. Масло берется из нижних слоев через специальный сливной кран. Пред-

варительно сливается некоторое количество масла (2…3 л) для ополаскива-

ния стеклянной емкости. На емкости должна быть этикетка с указанием

оборудования, из которого взята проба, даты, причины отбора пробы и фами-

лии лица, отобравшего пробу масла.Периодичность отбора проб масла соот-

ветствует периодичности текущих ремонтов трансформатора.

Непосредственный контакт масла с атмосферным воздухом приводит к

насыщению масла влагой и кислородом. В результате уменьшается электри-

ческая прочность масла, ускоряются окислительные процессы в масле (масло

стареет).

Для замедления процессов увлажнения и старения масла в него добавля-

ют антиокислительные присадки, а в конструкции трансформатора преду-

сматривают специальные устройства: термосифонные фильтры, воздухоосу-

шители, пленочную и азотную защиты.

111

Антиокислительные присадки способствуют поддержанию требуемого

качества масла длительное время, а также защищают другие изоляционные

материалы трансформатора.Срок службы масла с такими присадками увели-

чивается в 2…3 раза. Стоимость присадок относительно невелика. Добавку

присадок выполняют раз в 4…5 лет. Примером антиокислительной присадки

служит технический пирамидон в количестве 3% от массы масла [10].

Термосифонный фильтр предназначен для поглощения влаги и продук-

тов окисления и старения масла в процессе эксплуатации. Общий вид термо-

сифонного фильтра приведен на рис.2.21,а. Корпус фильтра 1 заполнен ад-

сорбентом 2 (силикагелем или другим веществом), поглощающим влагу и

продукты окисления масла. С помощью патрубков 5 фильтр присоединен к

верхней и нижней частям бака трансформатора. Масло через фильтр цирку-

лирует за счет разности плотностей нагретого (в верхних слоях) и холодного

(в нижних слоях) масла.

Количество адсорбента в фильтре составляет около 1% массы масла.

Насыщенный влагой адсорбент удаляется через бункер 4, а через бункер 3 за-

гружается свежий адсорбент. Использованный адсорбент регенерируется

нагреванием до температуры 400…500оС.

Насыщение адсорбента влагой контролируется по изменению его окрас-

ки. В частности, добавка к силикагелю хлористого кобальта обуславливает

его голубую окраску. Появление розовой окраски является признаком насы-

щения силикагеля влагой и продуктами старения масла.

Трансформаторы мощностью 1000 кВ.А и более должны эксплуатиро-

ваться с постоянно включенными термосифонными фильтрами.

Масло очень гигроскопично, и если расширитель непосредственно связан

с атмосферой, то влага из воздуха поглощается маслом, снижая его изоля-

ционные свойства. Для предотвращения этого расширитель

связывают с окружающей средой через воздухоосушитель (позиция 3 на

рис.2.21,б), заполненный силикагелем.

Принцип пленочной защиты (рис. 2.21,б) заключается в герметизации

масла за счет установки внутри расширителя 2 эластичной емкости 1, предна-

значенной для компенсации температурного изменения объема масла. Эта ем-

кость плотно прилегает к внутренней поверхности расширителя и масла,

обеспечивая герметизацию последнего от окружающей среды.

Внутренняя полость эластичной емкости соединена с окружающей сре-

дой через воздухоосушитель 3, препятствующий конденсации влаги внутри

емкости. Патрубок 4 соединяет расширитель с баком трансформатора.

Азотная защита (рис.2.21, в) заключается в заполнении надмасленного

пространства 1 герметичного расширителя сухим азотом. Компенсация темпе-

ратурных изменений объема масла осуществляется за счет связи надмасляно-

го пространства с мягким резервуаром 2.

Несмотря на все применяемые защиты, в процессе длительной эксплуа-

тации масло увлажняется и стареет. При приближении показателей масла к

предельно допустимым его подвергают регенерации (восстановлению). На

специальных установках масло центрифугируют, фильтруют, сушат,

112

дегазируют.

а) б) в)

Рис.2.21. Термосифонный фильтр (а), принципиальные схемы пленочной (б) и

азотной (в) защит масла

При центрифугировании из масла удаляются твердые механические при-

меси и частично влага, имеющие большую плотность, чем масло. При

фильтровании масло продавливается через пористую среду (картон,бумагу), в

которой задерживаются нерастворимые примеси и частично влага. Глубокая

сушка масла выполняется распылением в вакууме или на цеолитовых уста-

новках, в которых масло фильтруется через слой молекулярных сит - цеоли-

тов, задерживающих молекулы воды, но пропускающих молекулы масла. Рас-

творенный в масле кислород удаляют в специальных дегазационных установ-

ках.

Стоимость регенерированного масла при полностью восстановленных

эксплуатационных качествах не превышает 50-60% от стоимости нового мас-

ла.

Сложности эксплуатации трансформаторного масла: защита от окружа-

ющей среды, периодический контроль состояния, испытания, регенерация –

обусловили широкое использование в распределительных сетях 6…35 кВ

трансформаторов герметичного исполнения (ТМГ), изготавливаемых с номи-

нальной мощностью до 1600 кВ.А. Эти трансформаторы полностью заполнены

маслом и не имеют расширителя. Температурные изменения объема масла

воспринимаются гофрированным баком.

В трансформаторах ТМГ контакт масла с окружающей средой полно-

стью отсутствует, что исключает его увлажнение, окисление и шламообразо-

вание. Масло практически не меняет своих свойств в течение всего срока

службы трансформатора. Поэтому при эксплуатации таких трансформаторов

отсутствует необходимость периодического взятия проб и испытаний масла.

В настоящее время альтернативой трансформаторному маслу являются

жидкие диэлектрики Midel 7131, Софексил ТСЖ и другие. Экологически чи-

стый диэлектрик Midel 7131 (пробивное напряжение 55 кВ, кислотное число

113

0,02 мг КОН/г, температура вспышки 257оС) применяется там, где требуется

высокая пожаробезопасность – в жилых, служебных, некоторых производ-

ственных помещениях.

Для улучшения свойств трансформаторного масла российский произво-

дитель трансформаторов ОАО "Уралэлектротяжмаш" использует смесь из ми-

нерального трансформаторного масла и Midel 7131. Этой фирмой изготавли-

ваются трансформаторы, полностью заполненные Midel 7131.

Экологически чистый диэлектрик Софексил ТСЖ (пробивное напряже-

ние 35 кВ, температура вспышки 300оС) является пожаробезопасным. В усло-

виях сурового российского климата явным преимуществом Софексил ТСЖ

является низкая температура застывания -75oC. Температура застывания стан-

дартного трансформаторного масла -45oC. Недостаточно низкая температура

застывания масла может привести к перегреву и повреждению трансформато-

ра при его запуске в суровых климатических условиях (Сибирь, районы край-

него Севера).

Трансформаторы с экологически чистыми жидкими диэлектриками до-

роже традиционных масляных трансформаторов, но дешевле сухих транс-

форматоров и успешно конкурируют с последними в части пожарной без-

опасности в распределительных сетях 6…35 кВ.

Хроматографический анализ газов, растворенных в трансформатор-

ном масле. Необходимость контроля за изменением состава масла в процессе

эксплуатации трансформаторов ставит вопрос о выборе такого аналитического

метода, который смог бы обеспечить надежное качественное и количественное

определение содержащихся в трансформаторном масле соединений. В

наибольшей степени этим требованиям отвечает хроматография, представля-

ющая собой комплексный метод, объединивший стадию разделения сложных

смесей на отдельные компоненты и стадию их количественного определе-

ния. По результатам этих анализов проводится оценка состояния маслонапол-

ненного оборудования.

Хроматографический анализ газов, растворенных в масле, позволяет

выявить дефекты трансформатора на ранней стадии их развития, предполага-

емый характер дефекта и степень имеющегося повреждения. Состояние

трансформатора оценивается сопоставлением полученных при анализе коли-

чественных данных с граничными значениями концентрации газов и по ско-

рости роста концентрации газов в масле. Этот анализ для трансформаторов

напряжением 110 кВ и выше должен осуществляться не реже 1 раза в 6 меся-

цев [1, 14].

Основными газами, характеризующими определенные виды дефектов в

трансформаторе, являются: водород Н2, ацетилен С2Н2, этан С2Н6, метан СН4,

этилен С2Н4, окись СО и двуокись СО2 углерода.

Водород характеризует дефекты электрического характера (частичные,

искровые и дуговые разряды в масле); ацетилен – перегрев активных элемен-

тов; этан – термический нагрев масла и твердой изоляции обмоток в диапа-

114

зоне температур до 300°С; этилен – высокотемпературный нагрев масла и

твердой изоляции обмоток выше

300°С; окись и двуокись углерода – перегрев и разряды в твердой изоляции

обмоток.

С помощью анализа количества и соотношения этих газов в трансформа-

торном масле можно обнаружить следующие дефекты в трансформаторе.

1. Перегревы токоведущих частей и элементов конструкции магнитопро-

вода. Основные газы: этилен или ацетилен. Характерные газы: водород, метан

и этан. Если дефектом затронута твердая изоляция, заметно возрастают кон-

центрации окиси и двуокиси водорода.

Перегрев токоведущих частей может определяться: выгоранием контак-

тов переключающих устройств; ослаблением крепления электростатического

экрана; ослаблением и нагревом контактных соединений отводов обмотки

низкого напряжения или шпильки проходного изолятора ввода; лопнувшей

пайкой элементов обмотки; замыканием проводников обмотки и другими де-

фектами.

Перегрев элементов конструкции магнитопровода может определяться:

неудовлетворительной изоляцией листов электротехнической стали; наруше-

нием изоляции стяжных шпилек, ярмовых балок с образованием короткоза-

мкнутого контура; общим нагревом и недопустимыми местными нагревами

от магнитных полей рассеяния в ярмовых балках, бандажах, прессующих

кольцах; неправильным заземлением магнитопровода и другими дефектами.

2. Дефекты твердой изоляции. Эти дефекты могут быть вызваны перегре-

вом изоляции от токоведущих частей и электрическими разрядами в изоля-

ции. При перегреве изоляции от токоведущих частей основными газами яв-

ляются окись и двуокись углерода, их отношение СО2/CO, как правило,

больше 13; характерными газами с малым содержанием являются водород,

метан, этилен и этан; ацетилен, как правило, отсутствует.

При разрядах в твердой изоляции основными газами являются ацетилен и

водород, а характерными газами любого содержания - метан и этилен. При

этом отношение СО2/CO, как правило, меньше 5.

3. Электрические разряды в масле. Это частичные, искровые и дуговые

разряды. При частичных разрядах основным газом является водород; характер-

ными газами с малым содержанием - метан и этилен. При искровых и дуговых

разрядах основными газами являются водород и ацетилен; характерными га-

зами с любым содержанием - метан и этилен.

После выявления дефекта и его подтверждения не менее чем двумя- тре-

мя последующими измерениями следует планировать вывод трансформатора

из работы прежде всего с дефектами группы 2. Чем раньше выведен из рабо-

ты трансформатор с развивающимся дефектом, тем меньше риск его аварий-

ного повреждения и объем ремонтных работ.

Если по результатам диагностики трансформатор должен быть выведен

из работы, но по каким-то объективным причинам это невозможно осуще-

ствить, его следует оставить на контроле с учащенным отбором проб масла

и хромотографическим анализом газов.

115

Хроматографический анализ газов, растворенных в масле, позволяет вы-

являть не только развивающиеся дефекты в трансформаторе, но и общее со-

стояние изоляции его обмоток. Объективным показателем, позволяющим

оценить степень износа изоляции обмоток трансформатора, является степень

ее полимеризации, снижение которой

прямо характеризует глубину физико-химического разрушения (деструкции)

изоляции в процессе эксплуатации. Деструкции целлюлозной изоляции сопут-

ствует рост содержания в трансформатором масле окиси и двуокиси угле-

рода и образование фурановых производных. В частности, наличие суммар-

ной концентрации СО и СО2 более 1% может свидетельствовать о деградации

целлюлозной изоляции. Образование фурановых производных является пря-

мым следствием старения бумажной изоляции.

Метод жидкостной хроматографии позволяет определять и контролиро-

вать требуемое содержание в трансформаторном масле антиокислительных

присадок, защищающих масло и другие изоляционные материалы трансфор-

матора от старения.

2.4.3. Технология дефектации и предремонтные испытания транс-

форматора.

В процессе осмотра собранного трансформатора проверяют его ком-

плектность, а также состояние его наружных частей: целостность сварных швов

и соединений, отсутствие течи масла из фланцевых со- единений арматуры с

баком, механических повреждений циркуляци- онных труб, расширителя, тре-

щин в армировочных швах и сколов фарфора выводов. Замеченные неисправ-

ности отмечают в дефектиро- вочной ведомости [3, 26, 36].

Предремонтные испытания трансформатора. Проверка целостности и

сопротивления изоляции обмоток осуществляется при помощи мегомметра

или контрольной лампы.

Сопротивление изоляции обмоток измеряют мегомметром на

2,5 кВ всех фаз относительно корпуса и между обмотками разных на- пряже-

ний. За сопротивление изоляции принимают одноминутное значение изме-

ренного сопротивления R60. Значение сопротивления изоляции не нормируется, но не должно быть ниже чем на 30% от ус- танов-

ленного в результате статистических наблюдении или полученного при

предыдущем ремонте.

Степень увлажнения изоляции определяют по коэффициенту абсорбции

Kабс , представляющему со5ой отношение сопротивления

изоляции, измеренное через 1 мин (R60) > к сопротивлению изоляции, из-

меренному через 15 с R15 : Kабс = R60/ R15. Измерения сопротивлений изоляции относительно корпуса про-

водят мегомметром на 2,5 кВ. Для трансформаторов с напряжением до 35 кВ

включительно величина коэффициента абсорбции должна быть не ниже 1,3

при температуре 10—30 °С.

Измерение коэффициента трансформации (k) проводят с целью обнару-

116

жения витковых замыканий в обмотках и замыканий в анцапф- ном пере-

ключателе. Для определения k на обмотку высокого напряжения подают по-

ниженное напряжение, обычно сетевое. Измеряют три линейных напряже-

ния со стороны ВН и НН на всех ответвлениях фаз (положениях анцапфного

переключателя). В соответствий с ГОСТ 11677—

85 значение коэффициента трансформации не должно отличаться более чем

на 12% от значений, полученных на соответствующих ответвлениях других

фаз или от заводских (паспортных) значений.

Измерение сопротивления обмоток постоянному току осуществляется с целью

проверки состояния цепей, контактов, паек. Сопро- тивление обмоток измеря-

ют с помощью измерительного моста или методом, вольтметра—амперметра. В

последнем случае во избежание нагрева обмотки и внесения ошибок в резуль-

таты измерения, ток при измерении не должен превышать 20% номинального.

Сопротивления измеряют на всех выводах трансформатора для всех ответвле-

ний обмоток всех фаз. При наличии выведенной нейтрали (нуля) измерения

проводят между фазовым выводом и нулевым. Измеренное линейное значение

сопротивления между линейными выводами пересчитывают на фазовое: соеди-

нение обмоток «звездой» rф = 3/2rизм. Соединение обмоток «треугольником»

rф = 3/2rизм. (2.61)

Измеренное сопротивление пересчитывают на температуру 75 °С по вы-

ражению

(2.62)

где rt – сопротивление фазы, измеренное при температуре обмотки t °С.

Результаты измерений считают удовлетворительными, если со- против-

ления фаз одной и той же обмотки отличаются друг от друга и от данных за-

водских измерений не более чем на 2%.

Технология дефектации трансформатора при разборке (выемной части)

Проверка обмотки. При осмотре обмоток трансформатора об- ращают

внимание на: состояние витковой изоляции (визуально); от- сутствие дефор-

мации и смещения обмоток в радиальном и осевом направлениях относитель-

но магнитопровода и относительно одна другой; состояние паек на обмотках

и соединений на анцапфном переключателе; состояние охлаждающих каналов

между обмотками, а также между обмоткой НН и магнитопроводом [22]. Изо-

ляционные и дистанционные детали: цилиндры, перегородки,прокладки из-

готавливают преимущественно из электрокартона, а планки и рейки — из

твердых пород дерева, обычно бука. При их осмотре необходимо проверить

прочность крепления, отсутствия усушки, пробоев изоляции, которые сопро-

вождаются появлением прожогов, трещин, обугливанием и растрескивани-

ем.Для определения состояния изоляции, например электрокартона,из не-

скольких мест (изоляции ярма, изоляции между слоями, витками и т.д.) выре-

зают образец в виде полоски, которую сгибают под прямым углом и за-

тем свободно складывают вдвое без сдавливания места сгиба. Если при пол-

117

ном сгибании вдвое электрокартон не ломается, изоляция хорошая (свежая);

если при полном сгибании образуются трещины, изоляция удовлетворитель-

ная; когда при полном сгибании изоляция ломается, она ограниченно годная;

изоляция, которая ломается при сгибе до прямого угла, негодная.

Изоляцию по ее состоянию подразделяют на четыре класса: I класс —

изоляция хорошая (при нажатии рукой мягкая и не дает трещин, II класс —

изоляция удовлетворительная (при нажатии рукой сухая, твердая, но трещин не

образует); III класс — изоляция ненадежная (при надавливании рукой на ней

появляются мелкие трещины или расслоения); IV класс — изоляция плохая и

к дальнейшей эксплуатации непригодна (при нажатии рукой осыпается).

Если при ремонте требуется изготовление новых обмоток, а завод-

ская техническая документация отсутствует, необходимо составить подробный

эскиз установки обмоток на магнитопроводе. При этом следует указать размеры

окна и магнитопровода, а также катушек, изоляции и каналов в радиальном и

осевом направлениях.

Проверка магнитопровода. При дефектации магнитопровода обращают

внимание на: отсутствие отслаивания листов активной стали; отсутствие цветов

побежалости и ржавчины на стали, что свидетельствует об удовлетворительном

состоянии межлистовой изоляции и магнитопровода (отсутствие перегрева);

качество шихтовки (отсутствие перекоса стержней, увеличенных зазоров в ме-

стах стыков); состояние изоляции стяжных шпилек и ярмовых балок; качество

прессовки активного железа.

Состояние изоляции стяжных шпилек и ярмовых балок оценивают по

значению сопротивления изоляции их относительно магнитопровода. Сопро-

тивление изоляции измеряется мегомметром на 1—2,5 кВ. Значение сопротив-

ления изоляции не нормировано. Исходя из опыта ремонта и эксплуатации

трансформаторов считают, что сопротивление изоляции этих частей относи-

тельно магнитопровода должно быть не ниже 10 МОм.

Качество прессовки магнитопровода проверяют остро заточенным ножом:

кончик его лезвия при среднем усилии нажатия не должен входить между ли-

стами стали на глубину более 3 мм.

118

3. РЕМОНТ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ

Ремонт оборудования – это комплекс работ для поддержания работоспо-

собности и требуемых технических характеристик оборудования путем заме-

ны или восстановления изношенных или отказавших элементов с последую-

щей регулировкой, наладкой и испытаниями оборудования.

По назначению различают восстановительный ремонт, реконструкцию и

техническое перевооружение. Восстановительный ремонт осуществляется без

изменения конструкции отдельных узлов и всего устройства в целом. Техни-

ческие характеристики оборудования остаются неизменными.

По объему работ восстановительные ремонты делятся на текущие и капи-

тальные. При капитальном ремонте проводится полная разборка оборудова-

ния с заменой или восстановлением любых его частей. При таком ремонте

достигается практически полное восстановление ресурса оборудования.

К текущим ремонтам относятся ремонты, проводимые для обеспечения

работоспособности оборудования и состоящие в замене или восстановлении

его отдельных частей, например быстро изнашивающихся деталей. Эти ре-

монты проводятся в период между двумя капитальными ремонтами.

При реконструкции производится изменение конструктивного исполне-

ния отдельных узлов, замена отдельных материалов при практически неиз-

менных технических характеристиках оборудования.

При техническом перевооружении некоторые узлы и материалы заменя-

ются более совершенными, технические характеристики оборудования улуч-

шаются.

Для оценки состояния оборудования после проведения ремонтных работ

проводятся испытания, объем которых регламентируется [1,14].

При эксплуатации оборудования происходит не только его физический,

но и моральный износ, обусловленный появлением нового оборудования, ха-

рактеризующегося более высокими технико- экономическими показателями.

При экономической неэффективности восстановительного ремонта, осо-

бенно морально устаревшего оборудования, выполняется его утилизация – по-

следняя стадия эксплуатации оборудования.

Ремонтный цикл Трк предствляет собой интервал времени между двумя

капитальными ремонтами оборудования, а для нового оборудования - интер-

вал времени между вводом оборудования в эксплуатацию и первым капиталь-

ным ремонтом.

Под структурой ремонтного цикла понимают порядок расположения и

чередования различных видов технического обслуживания в пределах одного

ремонтного цикла.

Главной задачей при определении продолжительности и структуры ре-

монтного цикла является обеспечение требуемого уровня надежности обо-

рудования при наиболее полном использовании его работоспособности. Кро-

ме того, периодичность обслуживания и ремонтов оборудования является ис-

ходной информацией для оценки общего объема работ, численности ремонт-

119

ного персонала, потребности в материалах и запасных частях.

Контроль работоспособности, ремонтный цикл. Определение продол-

жительности ремонтного цикла представляет собой сложную многокритери-

альную оптимизационную задачу, решение которой должно выполняться как

по техническим, так и экономическим критериям.

Рассмотрим использование различных критериев лишь для качествен-

ной оценки продолжительности ремонтного цикла Трк.

Наиболее просто поставленная задача решается, если в качестве

критерия можно принять предельное значение некоторого параметра (пара-

метров), скорость изменения которого может контролироваться при эксплуа-

тации. В частности, в [1] приводятся предельные показатели для трансформа-

торного масла (пробивное напряжение, кислотное число, температура вспыш-

ки и другие). При приближении показателей масла к предельным значениям

выполняется его замена.

Оценку продолжительности ремонтного цикла можно выполнить по нор-

мам ежегодных амортизационных отчислений на капитальный ремонт рк:

(3.1)

где зк – стоимость одного капитального ремонта; К – стоимость оборудования.

Нормы рк отчислений на капитальный ремонт оборудования распредели-

тельных сетей составляют [4]:

силовые трансформаторы – 0,029;

кабельные линии – 0,003;

воздушные линии на деревянных опорах – 0,017;

воздушные линии на железобетонных опорах – 0,006.

Простота исходной информации при использовании выражения (3.1) привле-

кательна, однако ответ на вопрос о наиболее полном использовании работо-

способности оборудования здесь не очевиден.

Для периода нормальной эксплуатации, когда поток отказов можно

считать простейшим, вероятность безотказной работы при продолжительно-

сти ремонтного цикла t = Tрк распределяется по экспоненциальному закону

(3.2)

Если задаться допустимым значением вероятности безотказной работы Рд

(или вероятности отказа Qд) в пределах ремонтного цикла, то продолжитель-

ность этого цикла составит

(3.3)

Использование выражения (3.3) для оценки Трк ограничивается недоста-

точной исходной информацией, особенно в отношении значения Рд (илиQд).

При выполнении плановых ремонтов полностью не исключается вероят-

ность аварийных отказов оборудования. Поток этих отказов будем считать

120

простейшим, характеризуемым параметром потока отказов ω.

Отсутствие аварийных отказов при вероятности Р(Трк) = ехр(-ωТрк )

обусловит затраты на плановый капитальный ремонт внутри срока Трк.

Наличие отказов при вероятности Q(Трк) = 1-ехр(-ωТрк) обусловит затраты

на аварийно-восстановительные ремонты.

Приведем суммарные затраты на плановые капитальные и случайные

аварийные ремонты к одному году эксплуатации

( )

(3.4)

где зк – стоимость одного капитального ремонта; за – стоимость одного аварий-

но-восстановительного ремонта; То =1/ω – наработка на отказ.

( )

( ) ( ) (3.5)

Взяв производную от затрат по продолжительности ремонтного

периода и приравняв ее нулю получим продолжительность ремонтного цикла,

отвечающую минимуму полных затрат

√

(3.6)

Определение Трк по выражению (3.6) позволяет использовать в расче-

тах относительное значение затрат зк/за, что заметно сокращает требу-

емый объем исходной информации.

Существующая в настоящее время периодичность проведения ремонтов

некоторых видов оборудования систем электроснабжения приведена в табл. 3.1

[5, 12].

Периодичность проведения ремонтов. Таблица 3.1

Оборудование Периодичность ремонта, лет

текущего капитального

Силовые трансформаторы 10/04кВ 3 12

КТП внутренней установки 3 12

КТП наружной установки 1 8

Выключатели масляные 10 кВ 1 3

Выключатели нагрузки 10 кВ 1 3

Разъединители 10 кВ: внутренней установки

наружной установки

1

1

4

3

Конденсаторные установки до 10 кВ 0,5 4

Трансформаторы тока до 10 кВ 1 3

Воздушные линии 0,4-10 кВ:

на деревянных опорах на ж.б. опорах

3

4…5

6

8…10

121

Сопоставление систем ремонта оборудования и его эффективности. По-

скольку стоимость ремонта электрооборудования входит в себестоимость про-

дукции предприятия, вопрос о сроках и объемах этих работ в большинстве

случаев является вопросом технико- экономическим.

Сопоставим три системы ремонта оборудования:

планово-предупредительную;

аварийно-восстановительную;

по действительному техническому состоянию оборудования.

Первая система предусматривает планово-предупредительные ремонты

(ППР) оборудования. Эта система ремонта в настоящее время является

наиболее распространенной. Основным количественным показателем вывода

оборудования в плановый ремонт являетсякалендарное время его работы (без

учета режима работы, условий окружающей среды и других факторов).

Основным недостатком системы ППР является возможность вывода в ре-

монт еще достаточно работоспособного оборудования. Кроме того, примене-

ние системы ППР полностью не исключает возможности аварийного отказа

оборудования в межремонтном периоде.

Вторая система предполагает восстановление работоспособности обору-

дования только после его отказа. Эта аварийно-восстановительная система

ремонта (АВР) не предусматривает выполнения плановых капитальных ре-

монтов оборудования. Техническое обслуживание (чистка изоляции, замена

смазки) и текущий ремонт (замена быстроизнашивающихся элементов) в си-

стеме АВР могут предусматриваться в таком же объеме, как и в системе ППР.

Третья система предусматривает вывод оборудования в ремонт по техни-

ческому состоянию (РТС), то есть при достижении оборудованием предельно-

го состояния. Важнейшая роль в этой системе отводится диагностическому

контролю состояния оборудования, определению характера и места нахожде-

ния дефекта на ранней стадии его развития, прогнозированию дальнейшего

технического состояния оборудования.

Применение этой системы, как и системы ППР, полностью не исключает

возможности аварийного отказа оборудования в межремонтном периоде.

Поскольку вопрос о выборе системы обслуживания и ремонта оборудо-

вания является технико-экономическим, рассмотрим структуру затрат при

различных системах [4]:

; (3.7)

; (3.8)

, (3.9)

где Зо, Зк и За затраты на техническое обслуживание, капитальные и аварий-

Воздушные линии 35-110 кВ:

на деревянных опорах на метал. и ж.б. опо-

рах

- 6

12

Кабельные линии до 10 кВ 1 20

122

но-восстановительные ремонты в системах ППР, АВР и РТС соответственно;

Зр3 – экономия затрат от максимального использования работоспособности

оборудования в системе РТС, представляющая собой неамортизированную

часть стоимости элементов оборудования, заменяемых до истечения норма-

тивного срока службы.

Поскольку в настоящее время наиболее распространенной является си-

стема ППР, сравним эту систему с другими системами обслуживания и ре-

монта оборудования.

Сравнение систем ППР и АВР. Затраты на обслуживание и текущий ре-

монт в обеих системах будем считать одинаковыми и исключим из рассмот-

рения.Тогда

(3.10)

(3.11)

Поток отказов оборудования при той и другой системе ремонта будем

считать простейшим, а параметр потока отказов представим двумя со-

ставляющими

(3.12)

Первая составляющая ω’ обусловлена причинами, не зависящими от дея-

тельности эксплуатационного персонала (например, наезд автотранспорта на

опору ВЛ). Вторая составляющая ω” обусловлена причинами, зависящими от

деятельности персонала (например, пробой изоляции рабочим напряжением,

выгорание контактного соединения).

С учетом (3.12) затраты на аварийно-восстановительные работы в той и

другой системе можно представить в виде:

(3.13)

(3.14)

где Тi – период эксплуатации; зоi’ и зоi” – удельные затраты на ремонт.

Очевидно, что:

.

(3.15)

Тогда, принимая Т1=Т2=1, получим

(3.16)

(3.17)

где δ > 1 - коэффициент, учитывающий увеличение отказов оборудования,

обусловленных зависящими от деятельности персонала причинами, при си-

стеме АВР по сравнению с системой ППР.

123

Выразим из (3.16) и (3.17) затраты За2 через затраты За1:

(3.18)

где – доля отказов оборудования, обусловленных зависящими от деятельно-

сти персонала причинами, в общем количестве отказов.

Из сопоставления выражений (6.41) и (6.49) можно оценить эффектив-

ность каждой системы. При выполнении условия

(3.19)

более эффективной является система ППР, а при выполнении условия

(3.20)

более эффективна система АВР.

Для оценки эффективности системы обслуживания и ремона по условиям

(3.19) и (3.20) в качестве исходной информации требуются стоимостые пока-

затели ремонта и статистические данные по отказам оборудования различно-

го вида.

В частности, для городских распределительных сетей значение ϕ составляет 0,3; 0,15 и 0,9…1, а отношение Зк1/За1 находится в пределах

3,0…3,3; 2,5…3,0 и 3,5…4,0 для кабельных, воздушных линий

электропередачи и оборудования трансформаторных подстанций соответ-

ственно [4]. Уровень приведенных показателей лишь при δ>10, δ>15 и δ>5

оправдывает применения системы ППР для кабельных, воздушных линий

электропередачи и оборудования трансформаторных подстанций городских

распределительных сетей.

Сравнение систем ППР и РТС. Сравнение выполним без учета составля-

ющей Зр3 в выражении (6.40) и при равенстве затрат Зк1= Зк3 на проведение

капитальных ремонтов. Выражения для затрат будут иметь вид:

(3.21)

(3.22)

Очевидно, что затраты на техническое обслуживание в системе РТС будут

в k раз больше, чем в системе ППР. Количество аварийных отказов при ис-

пользовании системы РТС должно уменьшится в n раз по сравнению с систе-

мой ППР. Таким образом, затраты при использовании системы РТС составят

(3.23)

где k > 1, n < 1.

Из сравнения выражений (3.21) и (3.23) следует, что при выполнении

условия:

(3.24)

более эффективной является система ППР, а при выполнении условия

124

(3.25)

более эффективна система РТС.

Для оборудования городских распределительных сетей, в частности,

для оборудования трансформаторных подстанций

(n = 0,1…0,5; k ≅ 1,1) применение системы РТС является вполне оправ-

данным [4].

Выполненное (хотя и достаточно упрощенное) сравнение эффективности

различных стратегий обслуживания и ремонта оборудования указывает:

на недостаточную обоснованность наиболее широко применяемой в настоя-

щее время системы ППР;

возможность использования для оборудования распределительных сетей

более простой системы АВР;

экономическую целесообразность анализа технического состояния обору-

дования при его обслуживании и ремонте.

Оценка эффективности капитального ремонта оборудования

Эмпирические формулы для определения продолжительности ремонтно-

го цикла, составленные на основе обобщенного опыта эксплуатации и стати-

стических данных, вполне приемлемы для практических оценок. Однако в

каждом конкретном случае вопрос о выводе оборудования в ремонт должен

решаться по результатам экспертизы его технического состояния, оценки эф-

фективности и целесообразности ремонта.

Текущие ремонты практически не влияют на рыночную стоимость обо-

рудования, они поддерживают заданную продолжительность ремонтного цик-

ла. Капитальный ремонт непосредственно влияет на рыночную стоимость

оборудования, поэтому необходимо оценить эффективность и целесообраз-

ность этого ремонта с позиций изменения рыночной стоимости оборудования.

Применяемая в статистике аналитическая оценка износа исходит только

из фактора возраста и не учитывает реального состояния конкретного обору-

дования. Считается, что объект, отработавший 50…60% своего срока службы

(примерное время, когда требуется капитальный ремонт), характеризуется

аналитическим износом

25…35%. Приведенные цифры имеют среднестатистическое значение и не

относятся к конкретному состоянию оборудования (до или после капитально-

го ремонта), не учитывают изменения его стоимости.

Стоимостный подход позволяет ответить на вопрос: выгоден или не вы-

годен капитальный ремонт. Как любой бизнес-проект, капитальный ремонт

характеризуется затратами и результатом. Экономический результат ремонта

заключается в повышении рыночной остаточной стоимости оборудования.

Динамика изменения этой стоимости от продолжительности эксплуатации по-

казана на рис. 3.1.

125

Рис.3.1. Изменение остаточной стоимости оборудования при его экс-

плуатации

В результате капитального ремонта остаточная стоимость увеличивается,

но не достигает первоначального значения Со, так как всегда имеет место не-

устранимый износ. Экономический результат ремонта равен разности стои-

мости оборудования после ремонта и стоимости этого оборудования до ре-

монта Спр - Сдр.

Для оценки стоимости оборудования до и после ремонта

воспользуемся эмпирической формулой для расчета коэффициента физиче-

ского износа (журнал «Оборудование: рынок, предложение, цены», №3, 2000

г.)

(3.26)

где В – оценка технического состояния оборудования по 50-балльной шкале;

Т – хронологический возраст оборудования в годах.

Остаточная стоимость оборудования до капитального ремонта составляет

(3.27)

где Со – первоначальная стоимость оборудования.

Остаточная стоимость оборудования после капитального ремонта

Спр может быть оценена в результате маркетинговых исследований или по

выражениям (3.26) и (3.27) при достаточно высокой оценке технического

состояния (В = 45…50).

Затраты на ремонт Зр включают в себя стоимость материалов и запасных

частей, технологической энергии (на сварку, резку, термообработку), заработ-

ную плату ремонтного персонала с начислениями, накладные расходы. Каль-

куляцию затрат на ремонт можно выполнить, используя нормативы затрат,

предусмотренные системой ППР.

Альтернативой ремонту является покупка нового оборудования, стои-

мость которого составляет Сн. Выгодность капитального ремонта выражается

в положительности экономического эффекта

– – (3.28)

Если старое оборудование невозможно продать по остаточной стоимости,

вместо стоимости до капитального ремонта следует принять утилизационную

стоимость оборудования Су. Тогда условие выгодности капитального ремон-

та приобретает вид

126

– – (3.29)

Таким образом, оценка стоимости оборудования до и после ремонта в со-

поставлении с затратами на его проведение дает возможность оценить эффек-

тивность и целесообразность ремонта.

В качестве примера оценим эффективность капитального ремонта

трансформатора ТМ-1000/10 с хронологическим возрастом 10…12 лет и тех-

ническим состоянием, оцениваемым в 20, 30 и 40 баллов. Стоимость нового

трансформатора составляет 200000 руб. Стоимость трансформатора такого же

возраста, но в отличном состоянии (В=45…50) в соответствии с (3.28) и (3.29)

составляет 160000 руб. Стоимость ремонта зависит от его сложности:

30000 руб. ремонт без замены обмоток;

90000 руб. ремонт с частичной сменой обмоток;

150000 руб ремонт с полной сменой обмоток.

Расчет эффективности капитального ремонта трансформатора сведен в

табл. 3.2. Видно, что капитальный ремонт трансформатора при техническом

состоянии, оцениваемом в 20 баллов и требующем ремонта с полной сменой

обмоток, не эффективен.

Расчета эффективности капитального ремонта трансформатора Таблица 3.2

В Киз Сдр Спр Сн Зр Э

20 0,75 54000 150000 -4000

30 0,57 93000 90000 17000

40 0,39 132000 30000 38000

160000 200000

Таким образом, оценка стоимости оборудования до и после капитального

ремонта в сопоставлении с затратами на его проведение делает возможным

принять обоснованное управленческое решение в отношении эффективности

ремонта оборудования.

Правильная постановка ремонтного дела на предприятии является крайне важ-

ной задачей обеспечения бесперебойной работы и сохранности оборудования.

В процессе работы оборудования его отдельные части изнашиваются, т. е. по-

степенно теряют свои механические или электрические свойства, которые

необходимы для нормальной работы. Например, при вращении вала электро-

двигателя в подшипнике стирается поверхность вала, загрязняется масло в

подшипнике, в результате капли смазочных масел попадают на изоляцию обмо-

ток в нагретом состоянии и постепенно разрушают ее. Во многих аппаратах,

осуществляющих включение и отключение (рубильники, контакторы, магнит-

ные пускатели и др.), обгорают и наплавляются токоведущие контакты, в связи

с чем увеличивается их переходное сопротивление, что в свою очередь влечет к

перегреву контактного соединения. Своевременное проведение профилактиче-

ских осмотров и чисток позволяет обеспечить продолжительную работу элек-

трооборудования и сетей без ремонта. Периодические профилактические испы-

тания, а также изучение наблюдений за работой оборудования помогают уста-

127

новить наиболее оптимальные сроки ремонтов оборудования и таким образом

продлевают сроки эксплуатации оборудования без замены его новым. Перио-

дический ремонт, имеющий профилактическое назначение, выполняется по за-

ранее устанавливаемым планам и графикам и называется планово-

предупредительным ремонтом (ППР), который разделяется на текущий и капи-

тальный.

Текущий ремонт предусматривает небольшие по объему работы, выполняемые

без разбора основных узлов оборудования, например: очистка от грязи и пыли,

устранение мелких неисправностей (промывка подшипников и замена масла,

очистка контактов магнитных пускателей от копоти и наплавления, смена ще-

ток на коллекторе и контактных кольцах и т. п.). Текущий ремонт, как правило,

выполняет персонал обслуживания, а затраты на производство текущих ремон-

тов относятся на себестоимость продукции, выпускаемой предприятием. Капи-

тальный ремонт предусматривает разборку и частичную замену отдельных уз-

лов оборудования, например замену сильно изношенных обмоток двигателя,

вкладышей в подшипниках кольцевой смазки или шарикоподшипников, про-

точку коллектора и контактных колец, ремонт трансформаторов с выемкой его

активной части и т. п. Затраты по капитальному ремонту не включаются в со-

став себестоимости продукции и производятся за счет специальных ассигнова-

ний на капитальный ремонт, планируемых и отпускаемых предприятию его

вышестоящей организацией из общих государственных фондов капитального

ремонта.

Для производства капитальных ремонтов предприятия обычно организуют ре-

монтные цехи с необходимым оборудованием и квалифицированными специа-

листами-ремонтниками. Для повышения эффективности капитальных ремонтов

(улучшения его качества при одновременном снижении затрат и ускорения

сроков проведения ремонтов) в нашей стране в различных отраслях народного

хозяйства создается и развивается система централизованного ремонта на спе-

циальных ремонтных заводах. В системе Министерства электропромышленно-

сти СССР имеется Главное управление по ремонту электрооборудования, рас-

полагающее сетью специализированных заводов, обслуживающих капиталь-

ным ремонтом все отрасли народного хозяйства.

В зависимости от масштабов предприятия определяется размер и оснастка обо-

рудованием его электроремонтного цеха. На крупных предприятиях электроре-

монтный цех располагает всем необходимым оборудованием для производства

капитального ремонта: станочный парк, сварочное оборудование, маслохозяй-

ство, мостовые и автомобильные краны, контрольно-измерительная аппаратура

и испытательные станции (стенды). Если объем капитального ремонта не обес-

печивает надлежащей загрузки собственного парка станков в электроремонт-

ном цехе, отдельные виды станочных работ выполняют в основных цехах этого

предприятия или по кооперации с другими предприятиями. Капитальному ре-

монту всех видов оборудования предшествует его дефектация — разборка,

очистка, промывка, составление ведомости выявленных дефектов и составле-

ние сметы на капитальный ремонт. После капитального ремонта оборудование

принимает персонал обслуживания электроустановок в таком же порядке, как и

128

после монтажа нового оборудования. При этом Правила технической эксплуа-

тации устанавливают пониженные нормативы на приемку и испытания после

капитального ремонта по сравнению с требованиями к приемке вновь смонти-

рованного оборудования. Требования ПТЭ при приемке в эксплуатацию наибо-

лее распространенного вида электрооборудования — электродвигателей пере-

менного тока приведены в § 27. Вопросы ремонта электрооборудования и спо-

собы его выполнения подробно изложены в книге В. Б. Атабекова «Ре-

монтэлектро- оборудования ромышленных предприятий» (М., «Высшая шко-

ла», 1974).

3.1 Организация ремонта электрооборудования. Структура электроре-

монтной мастерской

Надежность, бесперебойность и безопасность работ электрооборудования

и сетей обеспечивается правильной системой ремонта электрооборудования

эксплуатирующей организацией [22]. Такой системой является планово-

предупредительный ремонт электрооборудования (ППРЭО), представляющий

собой форму организации ремонта, состоящего из комплекса организационно-

технических мероприятий, обеспечивающих выполнение технического обслу-

живания и профилактического ремонта оборудования.

Организация ППРЭО. Система ППРЭО вводится в действиеприказом по

предприятию, которым устанавливаются обязанности различных цехов и служб,

утверждается график ремонта и другие мероприятия. Например, определяются

обязанности персонала по уходу за электрооборудованием и межремонтному

техническому обслуживанию; обязанности рабочих электроремонтного цеха

(ЭРЦ); положение об изготовлении запасных частей; мероприятия по дальней-

шему совершенствованию ремонта т.д.Большое значение имеет инженерная и

материальная подготовка ремонта.

Инженерная подготовка должна обеспечить ремонтный персонал необхо-

димой проектно-конструкторской документацией, к которой от- носятся: тех-

нические описания устройства завода-изготовителя; инст- рукции по эксплуа-

тации; паспорт на соответствующее устройство; опи- сание технологических

процессов ремонта, разрабатываемых, как правило, специализированными

научно-исследовательскими и тех- нологическими институтами; технологиче-

ские карты ремонта, разра- батываемые ремонтными предприятиями или спе-

циализированными конструкторско-технологическими бюро.

Технологическая подготовка, входящая в состав инженер-

ной,начинается с организации рабочего места, которое должно быть удобным,

хорошо освещенным, безопасным и оснащенным необходимыми приспособле-

ниями, инструментами и технологической документацией.Для ремонта необхо-

димо подготовить материалы, запчасти и покупные изделия. При этом следует

максимально использовать при- годные и неповрежденные детали списанного

оборудования.Все работы планово-предупредительного ремонта электродвига-

телей подразделяются на текущий, средний и капитальный ремонты.Текущий и

средний ремонты включают такие работы, которые не требуют полной разбор-

ки электрооборудования.

129

Текущий ремонт электродвигателя заключается, например, в промывке

подшипников и смене в них масла, осмотре и устранении неисправностей пуско-

регулирующей аппаратуры, смене щеток и т.д. Текущие ремонты в большинстве

случаев выполняет персонал, обслуживающий электроустановку при отключен-

ном напряжении.

При среднем ремонте тщательно осматривают и чистят оборудование, заме-

няют изношенные части, осуществляют мероприятия, связанные с регулировкой

частей машин, аппаратов и других элементов электроустановки.

Капитальным ремонтом называют работы по замене или вос- становле-

нию основных и, как правило, наиболее сложных частей или деталей электро-

двигателя, например перемотку его роторной или статорной обмотки. Работы

по капитальному ремонту выполняет пер- сонал ремонтного цеха предприятия

за счет средств, отпускаемых на восстановление изношенного оборудова-

ния.Текущие и средние ремонты проводят чаще, чем капитальные.Работы по

текущему, среднему и капитальному ремонту выполняют в строго определен-

ные и заранее установленные сроки.

Структура электроремонтной мастерской

В зависимости от наличия установленного на предприятии элек- трообо-

рудования организуют электроремонтные мастерские различной производи-

тельности [22]. Производственная площадь мастерской определя- ется количе-

ством машин, проходящих средний и капитальный ремонты, исходя из расчета

1 м2 на каждую ремонтируемую машину в год.

Электроремонтные работы производят как собственными силамизавода,

так и силами специализированных подрядных организаций. Силовые транс-

форматоры мощностью более 1000 кВ∙А и электродви- гатели мощностью бо-

лее 1000 кВт рекомендуется ремонтировать силами специализированных орга-

низаций.

На крупных заводах с большим количеством различных электрических

машин, пускорегулирующей аппаратуры и трансформаторов (силовых, свароч-

ных, измерительных и др.) создают электроремонтные мастерские, где выпол-

няют все виды ремонта.

Технологический процесс ремонта электрооборудования в крупных ма-

стерских обычно осуществляют по поточно-узловым методам, когда повре-

жденные узлы электрооборудования доставляют одновременно на соответ-

ствующие специализированные ремонтные участки (разборочный, промывоч-

ный, обмоточный с пропиткой и сушкой, слесарно- механический, сборочный

и др.).

Все виды ремонта электрооборудования в электроремонтной мастерской

завода выполняют в определенной технологической последовательности, тре-

бующей организации специфических для данной мастерской отделений

участков и бригад. В этих мастерских, как правило, имеются: складское отде-

ление, отделение разборки, дефектации и промывки поступившего в ремонт

электрооборудования,

масляное хозяйство, обмоточное отделение, отделение для механической об-

130

работки и сборки отремонтированного оборудования, а также испытательная

станция.

Складское отделение. Предназначено для хранения поступаю- щего в

ремонт и отремонтированного электрооборудования. Для его складирования

под навесом выполняют площадку в виде эстакады на уровне железнодорож-

ной платформы или кузова автомашины. В склад- ском помещении имеются

стеллажи для хранения деталей и подъемно- транспортные механизмы для

доставки, разгрузки и погрузки тяжелых электромашин и трансформаторов

на ремонтные участки.

Отделение разборки и дефектации, примыкает непосредствен- но к

складу и расположено в зоне обслуживания подъемно-транспортных механиз-

мов и может быть общим для электродвигателей и трансфор- маторов. В зави-

симости от объема работ общая площадь этого отделения составляет 100—120

м2. В помещении осматривают поступившее в ремонт оборудование и опреде-

ляют опробованием и необходимыми электрическими и механическими заме-

рами характер повреждений. При необходимости разбирают электрооборудо-

вание на отдельные узлы, части и детали, которые очищают и промывают. От-

деление обеспечивают различными приспособлениями малой механизации,

необходимыми для разборки и определения дефектов в ремонтируемых элек-

тромашинах: для съема и одевания шкивов, выемки подшипников, определе-

ния вибрации и др.В отделение разборки и дефектации входит моечный уча-

сток, который предназначен для мойки частей электрических машин. Помеще-

ние мойки пожароопасно (при пользовании керосином и бензином),поэтому

его изолируют от соседних участков и снабжают вентиляционной установкой.

Масляное хозяйство. Где сливают неочищенное отработанное масло,

восстанавливают его и хранят чистое сухое, размещают обычно рядом с отде-

лением разборки и дефектации. В масляное хозяйство входит электрохимиче-

ская лаборатория.

Обмоточное отделение. Состоит из участка восстановления об- моточ-

ных проводов: изоляционно-заготовительного участка (изготовле- ние гильз,

катушек статоров и трансформаторов, роторных стержней, катушек, различ-

ных аппаратов и приборов и др.) и участка намотки роторов и статоров. В за-

висимости от объема работ площадь обмоточ ного отделения может занимать

80—100 м2. На участке восстановления проводов старую изоляцию удаляют

отжигом в электропечи, затем промывают, травят и нейтрализуют провода в

промывочной ванне. На участке имеются различные приспособления для во-

лочения восстанав- ливаемых проводов, оплетки и пропитки их изоляционны-

ми лаками.

Изоляционно-заготовительный участок обеспечивается следующим обо-

рудованием и приспособлениями: верстаком для раскроя и заготовки изоля-

ции; роликовыми и рычажными ножницами для резки электрокартона и дру-

гих изоляционных материалов и заготовки пазовой изоляции; приспособлени-

ями для изготовления гильз и изолирования стержней; шаблонами и приспо-

соблениями для рихтовки; намоточным станком для намотки катушек элек-

131

тродвигателей, трансформаторов, контакторов, пускателей, реле; прессом и

обкаточными станками для опрессовки гильз, роторных стержней и др.

На участке обмотки роторов и статоров необходимо иметь спе- циальные

приспособления: постаменты для статоров крупных машин, поворотные столы

для статоров малых электродвигателей и козлы для установки роторов, а так-

же приспособления для пайки и сварки проводов и станок для наложения бан-

дажей роторов. В сборочном отделении должны быть установлены слесарные

верстаки с тисками, станок для статической и динамической регулировки ро-

торов и электрическая ванна для нагревания шарикоподшипников, в пропи-

точносушильном отделении –стальные баки для пропитки и сушки обмоток в

вакууме и под давлением, а также сушильные камеры и шкафы.

Для среднего ремонта механической части электрооборудования (проточ-

ки и шлифовки валов, расточки подшипников, долбежки и фре- зеровки кана-

вок, сверловки различных отверстий) в электроремонтной мастерской уста-

навливают необходимые металлообрабатывающие станки –токарные, фрезер-

ные, строгальные, сверлильные и др.

Участки слесарных, сварочных, кузнечных работ и механической обра-

ботки создают в зависимости от объема этих работ с организацией электроре-

монтной мастерской. Например, при ремонте электромашин и трансформато-

ров сварочные работы может обеспечить бригада сварщиков с применением

переносных аппаратов.

Слесарные работы и механическая обработка составляют незна- читель-

ную часть ремонта и могут быть выполнены бригадой слесарей на ремонтных

участках или в соответствующих производственных цехах. Своевременное и

качественное выполнение ремонтных работ в значительной мере зависит от

документации. Ведомости дефектов дают полное представление о состоянии

электрооборудования и позволяют заранее и точно определить объем и харак-

тер предстоящих работ. На основании ведомостей дефектов составляют гра-

фики ремонтных работ, в которых указывают их объем и продолжительность.

О выполнении текущего ремонта делают запись в соответствующем жур-

нале и на бланках, в которых указаны типовые работы по ремонту электро-

оборудования (электродвигателя, силового трансформатора, масляного вы-

ключателя). Такая система упрощает оформление документации по ремонту,

так как персоналу остается только указать в журнале и на бланке основные

данные, относящиеся к от- ремонтированному оборудованию, отметить пере-

чень выполненных работ и фамилии исполнителей.

Выполнение капитальных ремонтов оформляется специальными актами

приемосдаточных ремонтных работ. Акт содержит перечень типовых и обяза-

тельных работ при этом виде ремонта. Правильное оформление документации

способствует улучшению организации ремонтных работ, позволяет получить

необходимое представление о состоянии электрооборудования и на этой ос-

нове правильно устано вить сроки и объемы очередных ремонтов.

Испытательное отделение (заводская электролаборатория) кро- ме ис-

пытания отремонтированного электрооборудования производит ремонт и про-

верку электроизмерительных приборов, а также профи- лактические испыта-

132

ния заводского электрооборудования и электросетей с помощью передвиж-

ных и стационарных испытательных аппаратов. Испытательное отделение

располагают вблизи сборочной площадки, где проводят всесторонние испыта-

ния и измерения отремонтированного электрооборудования в соответствии с

действующими нормами перед сдачей его эксплуатационной службе.

3.1.1. Классификация, виды и переодичность ремонтов трансформаторов

По объему ремонтных работ различают: текущий (эксплуатационный) ре-

монт, капитальный без замены обмоток, капитальный с заменой обмоток, но

без ремонта магнитной системы, капитальный с заменой обмоток и частичным

или полным ремонтом магнитной системы [25]. Любой ремонт, связанный с

вскрытием бака, является капитальным, включая и ремонт по типовой номен-

клатуре, называемый ревизией (см. табл. 3.3). При этом ремонте активную

часть трансформатора вынимают из бака (или поднимают съемную часть бака)

и без разборки активной части (расшихтовка магнитопровода и съем обмоток)

производят ее ревизию. Выполняют также целый ряд других обязательных ра-

бот, в которые входят обработка масла, замена сорбентов, уплотнений, в неко-

торых случаях — сушка активной части, контрольные испытания.

По назначению ремонты могут быть планово-предупредительные (профи-

лактические) и послеаварийные, как и при ремонте электрических машин. Пе-

риодичность их проведения зависит от результатов профилактических испыта-

ний и наличия дефектов, выявленных в процессе эксплуатации и при внешнем

осмотре трансформатора (см. § 3.4).

Кроме того, в [6] предусматривается вскрывать главные трансформаторы

электростанций и подстанций, через которые передается основная часть выра-

батываемой электроэнергии, и трансформаторы собственных нужд подстанций

через восемь лет после включения в. Вскрываются и осматриваются трансфор-

маторы также после длительной транспортировки к месту установки.

Капитальные ремонты, входящие в объем планово-предупредительных, вы-

полняются за сравнительно непродолжительное время.

Сроки выполнения послеаварийного ремонта определяются рядом обстоя-

тельств: возможностью замены трансформатора, наличием резерва, категорией

потребителей, которых трансформатор снабжает электроэнергией, и т. п. Вы-

полнение капитального ремонта с заменой обмоток и изоляции, переизолиров-

кой электротехнической стали требует значительных материальных, трудовых

затрат и времени.

По характеру выполняемых работ выделяют следующие основные виды ре-

монтов: восстановительный, реконструкция и модернизация. При восстанови-

тельном ремонте параметры трансформатора и конструкция узлов и деталей не

изменяются. При реконструкции параметры трансформатора сохраняются, а

конструкция ряда узлов изменяется. В процессе модернизации изменяют пара-

метры трансформатора и, как правило, отдельные части конструкции.

Большое значение при проведении плановых капитальных ремонтов прида-

ется условиям вскрытия активной части (см. § 2.3). В этом случае срок ремонта

133

невелик и, если изоляция трансформатора не увлажнена, сушка активной части

в объем ремонта не входит.

В настоящее время для исключения увлажнения изоляции при разгерметиза-

ции и сливе масла используется технология, позволяющая удлинить время

нахождения активной части вне масла до 100 ч. Технология заключается в по-

даче в бак трансформатора осушенного воздуха с относительной влажностью

не выше 20%. Для получения сухого воздуха используют специальную уста-

новку, снабженную цеолитовыми1 адсорберами и подогревателем воздуха.

Установка может быть использована также и для подсушки изоляции.

Силовые трансформаторы в зависимости от мощности и класса напряжения

разделяются на группы (габариты) от I до VIII. Каждая группа включает транс-

форматоры, достаточно близкие по массогабаритным показателям.

При капитальном ремонте трансформаторов мощностью более 32 мВ∙А и

классов напряжения свыше 110 кВ (IV—VIII габаритов) затраты, связанные с

транспортировкой, могут намного превосходить стоимость ремонта. Только

конкретное технико-экономическое обоснование позволяет решить вопрос о

методе ремонта в каждом случае.

Однако чаще всего крупные трансформаторы ремонтируются непосред-

ственно на подстанциях, имеющих башни с грузоподъемными устройствами, а

на электрических станциях — в машинных залах, оборудованных мостовым

краном нужной грузоподъемности. Ремонт выполняется специализированным

ремонтным предприятием, персонал которого выезжает к месту установки

трансформатора. Однако такие работы, как перемотка и изготовление обмоток,

ремонт главной изоляции, переизолировка пластин магнитной системы и це-

лый ряд других, проводятся в специализированных мастерских. Трансформа-

торы большой мощности ремонтируются только по специальной для каждого

трансформатора технологии, которая в настоящей книге не рассматривается.

Капитальные ремонты трансформаторов I—III (мощностью соответственно

до 100, 100—1000 и 1000—6300 кВ∙А и классов напряжения до 35 кВ) и ча-

стично IV (свыше 6300 кВ∙А, до 35 кВ) габаритов производятся, как правило,

на специализированных ремонтных предприятиях. Хотя в большинстве случаев

используется индивидуальный метод ремонта, современные ремонтные пред-

приятия организуют его выполнение в условиях, максимально приближенных к

заводским по уровню организации и используемому оборудованию.

Виды и периодичность ремонта трансформаторов

Отечественные трансформаторы просты по конструкции и надежны в работе.

Их удельная повреждаемость по сравнению с другими видами оборудования

незначительна [16]. Однако для устранения неполадок и предупреждения ава-

рий трансформаторы периодически выводят в текущий и капитальный ремон-

1 Цеолиты — группа минералов, получаемых в основном синтетическим методом. Они

обладают исключительно высокими адсорбционными свойствами, обусловленными высокой

пористостью кристаллов и определенными размерами входных окон и каналов, которые

действуют как сита, просеивающие молекулы, входящие в состав очищаемого вещества.

134

ты.

В объем текущего ремонта трансформатора входят наружный осмотр, чистка,

устранение выявленных повреждений. При этом проверяется состояние уплот-

нений кранов, систем охлаждения, работа маслоуказателя, действие газовой

защиты, действие автоматических устройств систем охлаждения и пожароту-

шения. Из отстойника расширителя спускаются влага и осадки, выпадающие из

масла. Проверяется степень увлажненности силикагеля в воздухоочистителе,

адсорбционных и термосифонных фильтрах. Сили-кагель заменяется, если в

массе зерен индикаторного силикагеля лиловой окраски встречаются зерна ро-

зового цвета. Заменяется масло в масляном затворе воздухоосушителя; отбира-

ются пробы масла из трансформатора и маслонапол-ненных вводов. Проверяет-

ся работа устройств регулирования напряжения. Осматривается система азот-

ной защиты.

При текущем ремонте трансформаторов обычно измеряется сопротивление

изоляции обмоток и определяется отношение R60 /R15. Измерения выполняются

при помощи мегаомметра на напряжение 2500 В.

Текущие ремонты главных трансформаторов станций и подстанций, основных

и резервных трансформаторов собственных нужд выполняются не реже 1 раза в

год, если указанные трансформаторы снабжены РПН, при отсутствии РПН —

не реже 1 раза в 2 года.

При капитальном ремонте производятся вскрытие трансформатора, тщательная

проверка и ремонт всех его узлов и испытания.

В условиях эксплуатации капитальный ремонт крупных трансформаторов про-

изводится на месте установки с применением инвентарных сборных конструк-

ций, в трансформаторных башнях, сооружаемых вблизи распределительных

устройств, на ремонтных площадках машинного зала электростанций, имею-

щих подъездные пути от мест установки трансформаторов. Трансформаторы

небольшой мощности ремонтируют в мастерских электрических цехов электро-

станций.

Помещения для ремонта, а также временно сооружаемые укрытия должны

надежно защищать трансформаторы от попадания пыли и атмосферных осад-

ков. Выполнение такелажных работ требует от ремонтников особых знаний и

навыков. Поэтому доставку трансформатора на ремонтную площадку, снятие

вводов, подъем активной части и перемещение отдельных деталей и узлов по-

ручают специалистам-такелажникам.

Капитальный ремонт главных трансформаторов электростанций и подстанций,

основных трансформаторов собственных нужд электростанций проводят пер-

вый раз не позже чем через 8 лет после включения в эксплуатацию с учетом ре-

зультатов профилактических испытаний, а в дальнейшем — по мере необходи-

мости в зависимости от состояния трансформатора.

Условия вскрытия трансформаторов для ремонта

Увлажнение изоляции трансформатора при ремонте происходит в результате

поглощения влаги, содержащейся в воздухе[16]. Если температура активной

части трансформатора ниже температуры окружающего воздуха, то при сопри-

135

косновении воздуха.с относительно холодной активной частью влага конденси-

руется на ее поверхности и впитывается изоляцией. Чтобы не допустить увлаж-

нения изоляции за время ремонта и включить трансформатор в работу без суш-

ки, осмотр и ремонт его активной части нужно проводить в сухую ясную пого-

ду. При этом активную часть разрешается держать на воздухе с относительной

влажностью менее 75 % не более 24 ч для трансформаторов до 35 кВ включи-

тельно и 16 ч для трансформаторов ПО— 500 кВ.

Отсчет времени ведется от начала слива масла из трансформатора. Температура

активной части при ремонте должна превышать температуру точки росы окру-

жающего воздуха не менее чем на 10 °С. Если это условие выполнить нельзя,

вскрытие трансформатора откладывается или активную часть нагревают до

температуры, превышающей температуру окружающего воздуха на 10—15 °С,

В случае дождливой погоды осмотр производят в помещении, Где температура

воздуха поддерживается выше температуры наружного воздуха не менее чем на

10 СС. Время пребывания активной части на воздухе может быть увеличено (не

более чем вдвое по сравнению с указанным выше), но при этом температура

окружающего воздуха должна быть выше 0°С, относительная влажность менее

75 %, а темпера* тура активной части должна превышать температуру окружа-

ющего воздуха не менее чем на 10 °С. Если пребывание активной части на воз-

духе будет более продолжительным, ч«м указано выше, потребуется контроль-

ная подсушка или сушка изоляции, необходимость которых устанавливается по

результатам измерений изоляционных характеристик.

3.1.2. Ремонт трансформаторов

Трансформаторы являются наиболее сложным оборудованием систем

электроснабжения. Ремонт трансформатора, связанный с его разгерметизаци-

ей, выемкой и ремонтом активной части, требует высокой квалификации ре-

монтного персонала, больших материальных и временных затрат.

Вывод трансформатора в ремонт через определенный календарный про-

межуток времени не может считаться достаточно оправданным, поскольку в

плановый ремонт может быть выведен вполне работоспособный трансформа-

тор. Поэтому текущие и капитальные ремонты трансформаторов систем элек-

троснабжения проводят в соответствии с их действительным техническим со-

стоянием (система РТС).

Для оценки действительного состояния трансформатора при его техниче-

ском обслуживании периодически проводятся профилактические проверки,

измерения, испытания, диагностирование. При обнаружении явных или про-

гнозировании развивающихся дефектов, которые могут привести к отказу

трансформатора планируется вывод его в ремонт.

Предварительно проводится ряд организационно-технических мероприя-

тий, обеспечивающих четкое выполнение ремонтных работ: подготовка по-

мещения (площадки), грузоподъемных механизмов, оборудования, инстру-

ментов, материалов, запасных частей. Кроме того, составляются ведомость

объема работ и смета, которые являются исходными документами для опре-

136

деления трудовых и денежных затрат, сроков ремонта, потребности в материа-

лах.

Любой ремонт трансформатора, связанный с разгерметизацией и выем-

кой активной части относится к капитальному. В зависиости от состояния ак-

тивной части различают:

капитальный ремонт без замены обмоток;

капитальный ремонт с частичной или полной заменой обмоток, но без

ремонта магнитной системы;

капитальный ремонт с заменой обмоток и частичным или полным ре-

монтом магнитной системы.

Ремонт трансформаторов мощностью до 6300 кВ.А выполняется, как

правило, на специализированных ремонтных предприятиях. Ремонт транс-

форматоров большей мощности, у которых затраты на транспортировку мо-

гут превосходить стоимость ремонта, выполняется непосредственно на под-

станциях. В этом случае персонал специализированного ремонтного предпри-

ятия выезжает к месту установки трансформатора.

По завершению ремонта активная часть трансформатора промывается

сухим трансформаторным маслом. Для старого электрооборудования со сро-

ком службы более 25 лет следует использовать интенсивную промывку ак-

тивной части, добавляя в промывочное масло специальные присадки, обла-

дающие повышенной растворяющей способностью. Это позволяет интен-

сифицировать процесс выделения из изоляции и активной части трансформа-

тора воды, механических примесей, продуктов старения масла и твердых изо-

ляционных материалов, что положительно сказывается на характеристиках

изоляции.

Твердая изоляция обмоток трансформатора обладает гигроскопичностью.

В период выполнения ремонтных работ на открытой активной части изо-

ляция обмоток впитывает влагу из окружающей среды. Поэтому по окончании

ремонта возникает вопрос о необходимости сушки изоляции обмоток транс-

форматора.

Трансформаторы, у которых при ремонте выполнялась полная или ча-

стичная замена обмоток, подлежат обязательной сушке. Трансформаторы,

прошедшие ремонт без замены обмоток, могут быть включены в работу без

сушки изоляции при условиях, что:

характеристики изоляции не выходят за пределы нормированных значе-

ний;

продолжительность пребывания активной части на открытом воздухе То-

ткр при определенной его влажности не превышает значений, приведенных в

табл.

Сушка изоляции существляется ее нагреванием в вакуумных шкафах, су-

хим горячим воздухом в специальных камерах, в собственном баке (без масла).

Вакуум ускоряет испарение влаги и облегчает условия ее выделения из

изоляции. Предварительно нагретую активную часть трансформатора поме-

щают в вакуумный шкаф. Выдерживая определенный режим температуры и

вакуума, проводят сушку изоляции. Этот способ сушки достаточно слож-

137

ный, требует значительных затрат и применяется, как

правило, на заводах изготовителях трансформаторов и крупных ремонтных

предприятиях.

При сушке изоляции сухим нагретым воздухом активную часть транс-

форматора помещают в теплоизолированную и защищенную изнутри от воз-

горания камеру. В нижнюю часть камеры с помощью воздуходувки подается

нагретый сухой воздух, удаляемый через вытяжное отверстие в верхней части

камеры.

Одним из наиболее распространенных в эксплуатации является способ

сушки изоляции в собственном баке без масла с применением вакуума, допу-

стимого для конструкции бака. На поверхности бака 1 размещается

намагничивающая обмотка 2, подключаемая к источнику переменного напря-

жения ∼U. Между баком и обмоткой прокладывается слой теплоизоляции (ас-

бест или стеклоткань).

При протекании по обмотке переменного тока в стальных конструкциях

трансформатора возникает переменный магнитный поток. Токи, индуктируе-

мые этим потоком, нагревают трансформатор. Влага из изоляции обмоток ис-

паряется.

В отверстие в крышке бака трансформатора вставляется вытяжная труба

3, через которую пары влаги вытягиваются в приемник конденсата 5 вакуум-

насосом 4. Этот насос создает внутри бака разряжение, допустимое для

данной конструкции бака.

Рис.3.2. Принципиальная схема сушки изоляции трансформатора.

В [9, 10] приводятся аналитические выражения для расчета параметров

намагничивающей обмотки.

При всех способах сушки с помощью термодатчиков контролируется

температура активной части трансформатора, которая должна быть в пределах

95…105оС.

В процессе сушки периодически измеряется сопротивление изоляции.

При проведении измерений питание намагничивающей обмотки отключается.

Сушка заканчивается, если сопротивление изоляции на протяжении 6

часов остается неизменным.

Все работы, выполненные при капитальном ремонте трансформатора,

принимаются по акту, к которому прилагается техническая документация по

ремонту. Акты со всеми приложениями хранятся в паспорте трансформатора.

138

Ремонт силовых трансформаторов.При текущем ремонте трансформато-

ров производят наружный осмотр трансформатора и всей арматуры: спуск гря-

зи из расширителя; доливку масла (в случае необходимости); проверку масло-

указательных устройств, спускного крана и уплотнений, пробивных предохра-

нителей у трансформаторов с незаземленным нулем с низкой стороны, рабочего

и защитного заземления, сопротивления изоляции обмоток, испытание транс-

форматорного масла, проверку газовой защиты [24].

При капитальном ремонте трансформаторов производят вскрытие

трансформатора; подъем сердечника и осмотр его; ремонт выемной части (ста-

ли, обмотки, переключателей, отводов); ремонт крышки расширителя, кранов,

изоляторов, охлаждающих и маслоочистительных устройств; чистку и в случае

необходимости окраску кожуха; проверку контрольно-измерительных прибо-

ров, сигнальных и защитных устройств; очистку или замену масла; сушку изо-

ляции; сборку трансформатора, проведение установленных измерений и испы-

таний трансформатора.Условия вскрытия и ревизии. Изоляцию трансформа-

тора, выведенного в ремонт, предварительно испытывают мегаомметром для

определения необходимости сушки. Чтобы избежать увлажнения изоляции в

процессе ремонта, активную часть трансформатора можно держать вне масла;

при температуре окружающего воздуха 0°С или при относительной влажности

выше 75 % — 12 ч, при влажности 65—75 % — 16 ч, и при влажности до 65 %

— 24 ч. Трансформатор вскрывают для ревизии при температуре активной ча-

сти, равной или выше температуры окружающей среды. При температуре

окружающего воздуха ниже нуля трансформатор с маслом подогревают до

20°С. У сухих трансформаторов температура, измеренная на ярме, должна быть

не ниже 10°С. Время нахождения активной части вне масла при ремонте может

быть увеличено вдвое по сравнению с указанными выше нормами при темпера-

туре окружающего воздуха выше 0°С, влажности ниже 75 % и температуре ак-

тивной части не менее чем на 10°С выше температуры окружающего воздуха.

Влажность воздуха измеряют психрометром или двумя термометрами, один из

них увлажняют смоченной ватой. По разности показаний сухого и увлажненно-

го термометров определяют влажность воздуха в процентах, пользуясь психро-

метрическойтаблицей.

Характерные повреждения силовых трансформаторов. Таблица 3.3. Элементы трансфор-

матора

Повреждение Возможные причины

Обмотки Межвитоковое

замыкание

Естественное старение и износ изоляции; си-

стематические перегрузки трансформатора;

динамические усилия при сквозных коротких

замыканиях

Замыкание на

корпус (пробой);

междуфазное за-

мыкание

Старение изоляции, увлажнение масла и по-

нижение его уровня; внутренние и внешние

перенапряжения; деформация обмоток вслед-

ствие динамических нагрузок при сквозных

коротких замыканиях

139

Обрыв цепи Отгорание отводов обмотки в результате низ-

кого качества соединения или электродинами-

ческих нагрузок при коротких замыканиях

Переключатели

напряжения

Отсутствие кон-

такта

Нарушение регулировки переключающего


Оплавление кон-

тактной поверх-

ности

Термическое воздействие сверхтоков на кон-

такт при коротких замыканиях

Перекрытие на

корпус

Трещины в изоляторах; понижение уровня

масла в трансформаторе при одновременном

загрязнении внутренней поверхности изолято-

ра

Повреждение изоляции отводов к вводам или

переключателю

Магнитопровод Перекрытие меж-

ду вводами от-

дельных фаз

Повреждение изоляции отводов к вводам или

переключателю

Увеличение тока

холостого хода

Ослабление шихтованного пакета магнито-

провода

Нарушение изоляции между отдельными пла-

стинами стали или изоляции стяжных болтов;

слабая прессовка пластин; образование корот-

козамкнутого контура при повреждении изо-

ляционных прокладок между ярмом и магни-

топроводом; образование короткозамкнутого

контура при выполнении заземления магнито-

провода со стороны вводов обмоток ВН и НН

Бак и арматура

«Пожар стали»

Течь масла из

сварных швов,

кранов и фланце-

вых соединений

Нарушение сварного шва от механических или

температурных воздействий; плохо притерта

пробка крана; повреждена прокладка под

фланцем

Осмотр и дефектация. Возможные неисправности силовых трансформаторов

приведены в табл.3.4. При наличии технической документации дефектация

сводится к осмотру и определению состояния и комплектности трансформато-

ра, уточнению условий и возможностей организации ремонта на месте. При от-

сутствии технической документации осмотр и дефектацию производят в пол-

ном объеме с выполнением необходимых замеров и испытаний. Результаты

осмотра и дефектации заносят в специальную ведомость дефектов. Последова-

тельность операций разборки, ремонта узлов и сборки силового трансформато-

ра приведены в табл. 3.3 – 3.9.

Ремонт обмоток силовых трансформаторов. Таблица 3.4. Операция Ремонтные работы Пояснение

Устранение: поверхност-

ных поврежlений неболь-

ших участков ВИТКОВОЙ

изоляции

Поврежденную витковую изо-

ляцию восстанавливают путем

наложения на оголенный про-

вод витка слоя маслостойкой

лакоткани ЛХСМ в полупере-

Эти дефекты устраняют без

демонтажа обмоток

140

крышу

Ослабления прессовки об-

моток незначительной де-

формации отдельных сек-

ций повреждений изоляции

отвода

Обмотки, не имеющие прес-

сующих колец, подпрессовы-

вают

По всей окружности обмотки

между уравнительной и яр-

мовой изоляциями забивают

дополнительные прокладки

из прессованного электро-

картона

Ремонт изоляции обмоток с

использованием провода

поврежденной катушки

(рис. 20.1)

Поврежденную изоляцию уда-

ляют обжигом в печи при

температуре 450 — 500°С.

Витки изолируют кабельной

бумагой или тафтяной лентой

в два слоя с перекрытием

Изолированной катушкой

придают нужный размер пу-

тем подпрессовки

Изготовление новой об-

мотки в зависимости от ее

типа

Для этой операции применяют

обмоточные станки с ручным

или моторным приводом. Ка-

тушку наматывают на шаб-

лоне

На шаблон перед намоткой

провода накладывают слой

электротехнического картона

толщиной 0,5 мм, предохра-

няющего витки первого слоя

от сдвига при снятии катуш-

ки

Изготовление цилинд-

рической обмотки НН на

провода прямоугольного

профиля

При намотке однослойной ка-

тушки витки закрепляют с по-

мощью банцажа из киперной

ленты. При намотке много-

слойных катушек банцажиро-

вание не делают

При переходе из одного слоя

в другой в местах перехода

прокладывают полоску прес-

сшпана на 4— 5 мм больше

ширины витка для предохра-

нения изоляции крайних

витков (рис. 20.2).

Изготовление много-

слойной обмотки НН из

круглого провода

Каждый слой обматывают ка-

бельной бумагой, которой по-

крывают все витки и пояски,

уложенные в торцах шаблона

Поясок изготавливают в виде

полоски из электро-

технического картона тол-

щиной» равной диаметру

провода. Сам поясок схва-

тывают бумагой шириной 24

мм и укладывают в торце

шаблона

Соединение обмоток Провода сечением до 40 мм

соединяют пайкой па-

яльником, большего сечения

— специальными клещами.

Припой — фосфористая брон-

за диаметром 3—4 мм или се-

ребряные припои ПСр-45,

ПСр-70

При пайке проводов при-

меняют флюс-канифоль

(кислотой пользоваться за-

прещается) или флюспорош-

кообразную буру

Пропитка и сушка обмоток Обмотки опускают в глифта-

левый лак и выдерживают до

полного выхода пузырьков

воздуха, затем поднимают,

дают стечь излишкам лака

(15—20 мин) и помещают в

печь для запекания

Сушка считается закон-

ченной, когда лак образует

твердую блестящую и эла-

стичную пленку

Ремонт магнитопровода силового трансформатора. Таблица 3.5.

141

Операция Ремонтные работы Пояснение

Разборка магнито-

провода

Отвертывают верхние гайки

вертикальных шпилек и гайки

горизонтальных прессующих

шпилек. Снимают ярмовые

балки. Расшихтовы- вают

верхнее ярмо со стороны ВН и

НН одновременно. Эскизиру-

ют взаимное расположение

пластин двух последних слоев

активной стали магнитопро-

вода. Связывают верхние кон-

цы пластин, продевая кусок

проволоки в отверстие для

стержня. Демонтируют об-

мотки

Бумажно-бакелитовую трубку

изготавливают из кабельной

бумаги толщиной 0,12 мм и

при намотке на шпильку про-

питывают бакелитовым лаком,

затем запекаю

Извлекают шпильки из ярма.

Маркируют балку надписью

«сторона ВН» или «сторона

НН». Расших- товывают, вы-

нимая по 2—3 пластины, не

перемешивая, связывают в

пакет. Укладка пластин по-

сле ремонта должна соответ-

ствовать заводской

Замена изоляции

стяжных шпилек

Изолирующие шайбы и про-

кладки изготавливают из элек-

трокартона ЭМ толщиной не

менее 2 мм. Проверяют изоля-

цию стяжных шпилек, накла-

док и ярмовых балок, мегаом-

метром 1000— 2500 В

Толщина стенок изоляци-

онных трубок, мм, для диа-

метров шпилек, мм:

12-25 2-3

25-50 3-4

более 50 . . . .5—6

Диаметр изолирующей шай-

бы должен быть на 3—5 мм

больше диаметра нажимной

Сопротивление изоляции

стяжных шпилек должно

быть не ниже 10 МОм

Удаление старой изо-

ляции листов стали

Удаляют старую изоляцию

стальными щетками или ки-

пячением листов в воде, если

они покрыты бумажной изо-

ляцией

Можно применять обжиг ли-

стов с равномерным нагре-

вом при температуре 250—

300°С в течение 3 мин

Изолирование листов Допускают изолирование пла-

стин через одну. Новый слой

лака наносят пульвели- зато-

ром. Сушат 6—8 ч при темпе-

ратуре 20—30°С

Используют смесь из 90 %

лака 202 и 10 % чистого ке-

росина или глифталевого ла-

ка 1154 и растворителей

(бензина и бензола). Можно

применять зеленую эмаль

МТЗ

При ремонтах после

«пожара стали» изго-

тавливают новые лис-

ты стали

Листы раскраивают так, чтобы

длинная сторона была обяза-

тельно вдоль проката. Отвер-

стия для стяжных шпилек де-

лают только штампом

Сверление не допускается

Измерение сопро- Сопротивление межлисто- вой Сопротивление не должно

142

тивления изоляции

(рис. 20.4)

изоляции измеряют методом

амперметра-вольтметра

отличаться от заводских дан-

ных более чем в два раза

Ремонт переключателя ТПСУ. Таблица 3.6. Операция Ремонтные работы Пояснение

Проверка и ремонт пере-

ключателя для регулирова-

ния напряже-ния

Поворачивают несколько

раз переключатель по часовой

стрелке в положения I, II и III,

что соответствует фазам А, В,

С. Проверяют плотность при-

легания контактных колец к

контактным стержням (рис.

20.5). Убеждаются в надежно-

сти паек отводов и переклю-

чателю и плотности затяжки

контргайки наконечника

стойки

Наличие четкого щелчка

при переключении свиде-

тельствует об исправности

механизма переключения. В

переключенном положении

фиксирующие шпильки

должны входить в свои

гнезда. Перепайку отводов

при необходимости произ-

водят припоем ПОС-40

Установка переключателя

после ремонта

Протирают место установки

ветошью, смоченной в бен-

зине. Старые уплотнения за-

меняют новыми

Поверхности контакти-

рующих деталей зачищают

Ремонт сальникового

уплотнения

Шпильку вывинчивают,

колпак снимают, сальниковую

пробку тоже вывинчивают,

сальниковое уплотнение за-

меняют; сальниковую пробку

затягивают, ручку переключа-

теля устанавливают на место

и забивают шпильку

Все операции производят

после установки пере ключа-

теля

Ремонт расширителя. Таблица 3 . 7 . Операция Ремонтные работы Пояснение

Очистка от грязи и ржавчины

наружной поверхности

Очищают расширитель ме-

таллической щеткой и про-

тирают насухо чистой ве-

тошью

Окончательную очистку

производят тряпкой, смо-

ченной в бензине

Очистка внутренней по-

верхности

Вырезают заднюю стенку

расширителя, очищают по-

верхности от грязи и ржав-

чины. Окрашивают масло-

стойкой эмалью или нитро-

эмалью

Вырезают из листовой ста-

ли новую стенку и при-

варивают к корпусу расши-

рителя

Стенку вырезают, оставляя

выступ-кольцо, к которому

после очистки приваривают

новое дно

Ремонт скобы маслоуказателя

или патрубка

Очищают поверхность,

подлежащую приварке,

скобу, штуцер маслоуказа-

теля; патрубок приварива-

ют к корпусу расширителя

Приваривают стенку, не

допуская пережога металла,

ровным, плотным швом без

трещин

Сварку производят ацети-

лено-кислородным пла-

143

менем. Патрубок, соеди-

няющий расширитель с

кожухом трансформатора,

выступает над низшей ли-

нией поверхности расши-

рителя на 25—30 мм

Ремонт масломерного стекла Вывертывают внутреннюю

пробку маслоуказате- ля,

вынимают масломерное

стекло, чистят его или за-

меняют новым

Протирают тряпкой, смо-

ченной сухим транс-

форматорным маслом

Восстановление контрольных

отметок маслоуказателя

Наносят новые отметки на

расширителе у маслоуказа-

тельного стекла

Отметки уровня масла при

температуре + 35; + 15, +

35°С наносят цинковыми

белилами на высоте

55; 0,45 и 0,1Н диаметра

расширителя

Данные для сушки трансформаторов методом индукционных потерь в стали

бака. Таблица 3 . 8 . Мощность трансформатора,

кВА

Сечение намаг-

ничивающей обмотки, мм2

Число

витков

Напряжение сети, В Ток, А

100

630

1000

10

25

25

30

52

28

60

120

220

67

68

100

Технологические операции по восстановлению витковой изоляции, под-

прессовке обмоток, измерению сопротивления постоянному току межлистовой

изоляции пакета магнитопровода и конструкция камеры для сушки обмоток

трансформаторов показаны на рис. 3.3 – 3.8 где на (рис.3.3, где1 — отделение

витков от секции с помощью клина; 2— изолирование поврежденного витка с

помощью лакоткани; 3 — наложение общего бандажа из тафтяной ленты; а —

клин; б — поврежденная изоляция) на (рис3.4,где 1 — дополнительная про-

кладка; 2— брусок; 3 — клин).(Рис. 3.3, где 1 — теплоизоляция; 2— соедини-

тельный короб; 3 — калорифер; 4 — вентилятор; 5 — электродвигатель; 6 —

механизм подъема двери; 7— дверь камеры; 8 — направляющие; 9— тележ-

ка).(Рис.3.4, где 1 — магнитопровод; 2 — медные пластины; 3 — амперметр

постоянного тока со шкалой на 5А; 4 — вольтметр постоянного тока со шка-

лой на 25В; 5— аккумуляторная батарея на 24В; 6— реостат 50—100 ОМ)

144

а) б)

Рис. 3.3. Восстановление витковой изоляции обмотки.(а).Подпрессовка обмо-

ток трансформатора(б)

а) б)

Рис. 3.4. Сушильная камера с электрообогревом.(а) Измерение соротивления

постоянному току межлистовой изоляции покета магнито провода(б)

Рис.3.5. Трехфазный переключатель ТПСУ-9-120/10

Переключатель ТПСУ для регулирования напряжения трансформаторов. В

трансформаторах мощностью 100—1000 кВ∙Аи напряжением до 10 кВ приме-

няют трехфазный переключатель ТПСУ- 9-120/10 на номинальный ток 120 А

(рис.3.5, где 1 — вал привода; 2 — центрирующая пластина;

3 — неподвижный контакт; 4 — контактный болт; 5 и 11 — болты, крепя-

145

щие цилиндр; 6 — контактный сегмент; 7— вал коленчатый; 8 — трубка

бакелитовая; 9 — фланец; 10— цилиндр бумажно-бакелитовый; 12—

уплотнение резиновое; 13 — стопорный болт; 14 — фланец колпака; 15 —

стопорный болт; 16 — дощечка; 17— колпак привода). Вал 1 привода про-

ходит через фланец 14 и связан вверху с колпаком 17 привода, а внизу с бу-

мажно-бакелитовой трубкой 8, в которой закреплен коленчатый вал 7 с кон-

тактными сегментами 6.

Нижний конец коленчатого вала центрирован в пластине 2. Коленчатый вал

закрыт снаружи бумажно-бакелитовым цилиндром 10, который болтами 11

укреплен на чугунном фланце 9.

Сушка трансформаторов. Сущеcтвует много способов сушки трансформа-

торов: методом индукционных потерь в стали бака, в специальном шкафу, ин-

фракрасными лучами, воздуходувкой, под вакуумом и др. Каждый из перечис-

ленных способов имеет свои достоинства и недостатки.

В ремонтной практике наиболее широко применяют сушку методом индук-

ционных потерь в стали бака. Сущность сушки этим методом состоит в том,

что при прохождении переменного тока по временной намагничивающей об-

мотке, наложенной на бак, образуется сильное магнитное поле, которое, замы-

каясь через сталь бака, нагревает его, при этом нагреваются все металлические

части внутри бака, способствуя таким образом испарению влаги из изоляции

обмоток и магнитопровода.

Режим сушки изоляции трансформатора методом индукционных потерь в стали

бака. Таблица 3 . 5 .

Последовательность операций Температура, °С Продолжи-

тельность

операций, ч стенок

бака

воздуха

в баке

Повышение температуры стенок бака

по 10 - 20°С за 1 ч

До 80 60 4-6

Выключение подогрева поступающег

воздуха и вентиляции

80 60 —

Повышение температуры в баке по

10°С за 1 ч

115-120 105 4—6

Снижение температуры трансформато-

ра

50—60 50-60 1-3

Повышение температуры воздуха в баке

и прогрев сердечника

115-120 105 3-8

Поддержание постоянной температуры

сердечника для осуществления процес-

са сушки

115—120 105 6-8

Постепенное снижение температуры

сердечника

60-80 60-80 3-5

Заливка бака чистым сухим маслом 60-80 60-80 1-2

Охлаждение трансформатора 40-50 40-50 2-3

146

Выемка сердечника и ревизия по исте-

чении 8—12 ч после заливки маслом

0-50 — —

Ремонт силовых трансформаторов. При наличии технической документации

предшествующая ремонту дефектация сводится к осмотру и определению со-

стояния и комплектности трансформатора, уточнению условий и возможностей

организации ремонта на месте. При отсутствии технической документации

осмотр и дефектацию производят в полном объеме с выполнением необходи-

мых замеров и испытаний. Результаты осмотра и дефектации заносят в специ-

альную ведомость дефектов.

При т е к у щ е м ремонте трансформаторов производят наружный осмотр

трансформатора и всей арматуры, удаляют грязь из расширителя, доливают

масло (в случае необходимости), проверяют маслоуказательные устройства,

спускной кран и уплотнения, пробивные предохранители у трансформаторов с

незаземленной нейтралью на стороне низшего напряжения, контролируют ра-

бочее и защитное заземления, сопротивление изоляции обмоток, проводят ис-

пытание трансформаторного масла, проверяют действие газовой защиты.

При к а п и т а л ь н о м ремонте трансформаторов производят: вскрытие

трансформатора (рис.3.6, где 1 — бак; 2 — циркуляционные трубы; 3 —

крышка; 4 — термометр; 5 — подъемное кольцо; 6 — регулятор напряжения;

7, 8 — вводы обмоток НН и ВН; 9 — пробка отверстия для масла; 10 — мас-

лоуказатель; 11 — пробка расширителя; 12 — расширитель; 13 — патрубок;

14 — горизонтальная шпилька; 15 — магнито- провод; 16, 17 — обмотки НН

и ВН; 18 — маслоспускная пробка; 19 — ярмовая балка; 20 — вертикальная

стяжная шпилька; 21 — катки)

; подъем сердечника и осмотр его; ремонт выемной части (стали, обмотки, пе-

реключателей, отводов); ремонт крышки расширителя, кранов, изоляторов, ох-

лаждающих и маслоочистительных устройств; чистку и в случае необходимо-

сти окраску кожуха; проверку контрольно-измерительных приборов, сигналь-

ных и защитных устройств; очистку или замену масла; сушку изоляции; сборку

трансформатора. После сборки выполняют предусмотренные измерения и ис-

пытания трансформатора.

Изоляцию трансформатора, выведенного в ремонт, предварительно испыты-

вают мегомметром для определения необходимости сушки. Чтобы избежать

увлажнения изоляции в процессе ремонта, активную часть трансформатора при

относительной влажности окружающего воздуха выше 75 % можно держать

вне масла не более 12 ч, при влажности 65...75% — 1 6 ч и при влажности до 65

% - 24 ч.

Трансформатор вскрывают для ревизии при температуре активной части,

равной или выше температуры окружающей среды. При температуре окружа-

ющего воздуха ниже 0 °С трансформатор с маслом подогревают до температу-

ры 20 °С. У сухих трансформа торов температура, измеренная

147

Рис.3.6. Силовой трехфазный масляный трансформатор :

на ярме, должна быть не ниже 10 °С Время нахождения активной части вне

масла при ремонте может быть увеличено вдвое по сравнению с указанными

ранее нормами при температуре окружающего воздуха выше 0 °С, влажности

ниже 75 % и температуре активной части, не менее чем на 10 °С превышающей

температуру окружающего воздуха.

Влажность воздуха измеряют психрометром или двумя термометрами, один

из которых увлажняют смоченной ватой. По разности показаний сухого и

увлажненного термометров определяют влажность воздуха в процентах, поль-

зуясь психрометрической таблицей.

Характерные повреждения основных элементов силовых трансформаторов и

возможные их причины приведены в табл. 3.6.

Характерные повреждения основных элементов силовых трансформаторов и

возможные их причины. Таблица 3.6. Элементы трансфор-

матора

Повреждение Возможные причины

Обмотки Межвитоковое за-

мыкание

Естественное старение и износ изоляции;

систематические перегрузки трансформато-

ра;

динамические усилия при сквозных корот-

ких замыканиях

Замыкание на корпус

(пробой); междуфаз-

ное замыкание

Старение изоляции, увлажнение масла и

понижение его уровня; внутренние и внеш-

ние перенапряжения; деформация обмоток

вследствие динамических нагрузок при

сквозных коротких замыканиях

148

Обрыв цепи Отгорание отводов обмотки в результате

низкого качества соединения или электро-

динамических нагрузок при коротких замы-

каниях

Переключатели


Отсутствие контакта Нарушение регулировки переключающего


Оплавление кон-

тактной поверхности

Термическое воздействие сверхтоков на

контакт при коротких замыканиях

Перекрытие на кор-

пус

Трещины в изоляторах; понижение уровня

масла в трансформаторе при одновремен-

ном загрязнении внутренней поверхности

изолятора

Повреждение изоляции отводов к вводам

или переключателю

Магнитопровод Перекрытие между

вводами отдельных

фаз

Повреждение изоляции отводов к вводам

или переключателю

Увеличение тока хо-

лостого хода

Ослабление шихтованного пакета магнит

опровода.

Нарушение изоляции между отдельными

пластинами стали или изоляции стяжных

болтов; слабая прессовка пластин; образо-

вание короткозамкнутого контура при по-

вреждении изоляционных прокладок между

ярмом и магнитопроводом; образование ко-

роткозамкнутого контура при выполнении

заземления магнитопровода со стороны

вводов обмоток ВН и НН

Бак и арматура «Пожар стали»

Течь масла из свар-

ных швов, кранов и

фланцевых соедине-

ний

Нарушение сварного шва от механических

или температурных воздействий; плохо

притерта пробка крана; повреждена про-

кладка под фланцем

Таблица 3.7. Ремонт обмоток силовых трансформаторов Операция Ремонтные работы Пояснение

Устранение: поверхност-

ных повреждений неболь-

ших участков ВИТКОВОЙ

изоляции

Поврежденную витковую изо-

ляцию восстанавливают путем

наложения на оголенный про-

вод витка слоя маслостойкой

лакоткани ЛХСМ в полупере-

крышу

Эти дефекты устраняют без

демонтажа обмоток

Ослабления прессовки

обмоток

незначительной дефор-

Обмотки, не имеющие прес-

сующих колец, под- прессо-

вывают

По всей окружности обмотки

между уравнительной и яр-

мовой изоляциями забивают

149

мации отдельных секций

повреждений изоляции от-

вода

дополнительные прокладки

из прессованного электро-

картона

Ремонт изоляции обмоток с

использованием провода

поврежденной катушки

(рис. 20.1)

Поврежденную изоляцию уда-

ляют обжигом в печи при

температуре 450— 500°С.

Витки изолируют кабельной

бумагой или тафтяной лентой

в два слоя с перекрытием

Изолированной катушкой

придают нужный размер пу-

тем подпрессовки

Изготовление новой об-

мотки в зависимости от ее

типа

Для этой операции применяют

обмоточные станки с ручным

или моторным приводом. Ка-

тушку наматывают на шаб-

лоне

На шаблон перед намоткой

провода накладывают слой

электротехнического картона

толщиной 0,5 мм, предохра-

няющего витки первого слоя

от сдвига при снятии катуш-

ки

Изготовление цилинд-

рической обмотки НН на

провода прямоугольного

профиля

При намотке однослойной ка-

тушки витки закрепляют с по-

мощью банцажа из киперной

ленты. При намотке много-

слойных катушек банцажиро-

вание не делают

При переходе из одного слоя

в другой в местах перехода

прокладывают полоску прес-

сшпана на 4— 5 мм больше

ширины витка для предохра-

нения изоляции крайних

витков (рис. 20.2).

Изготовление много-

слойной обмотки НН из

круглого провода

Каждый слой обматывают ка-

бельной бумагой, которой по-

крывают все витки и пояски,

уложенные в торцах шаблона

Поясок изготавливают в виде

полоски из электро-

технического картона тол-

щиной» равной диаметру

провода. Сам поясок схва-

тывают бумагой шириной 24

мм и укладывают в торце

шаблона

Соединение обмоток Провода сечением до 40 мм

соединяют пайкой па-

яльником, большего сече-

ния—специальными клеща-

ми.Припой—фосфористая

бронза диаметром 3—4 мм

или серебряные припои ПСр-

45, ПСр-70

При пайке проводов при-

меняют флюс-канифоль

(кислотой пользоваться за-

прещается) или флюспорош-

кообразную буру

Пропитка и сушка обмоток

(рис. 20.3)

Обмотки опускают в глифта-

левый лак и выдерживают до

полного выхода пузырьков

воздуха, затем поднимают,

дают стечь излишкам лака

(15—20 мин) и помещают в

печь для запекания

Сушка считается закон-

ченной, когда лак образует

твердую блестящую и эла-

стичную пленку

В трансформаторах мощностью 100 ... 1 000 кВ А и напряжением до 10 В

применяют трехфазный переключатель ТПСУ-9-120/10 на номинальный ток

120 А. Вал 1 привода переключателя проходит через фланец 14 и связан

вверху с колпаком 17 привода, а внизу — с бумажно-бакелитовой трубкой 8,

150

в которой закреплен коленчатый вал 7 с контактными сегментами 6. Нижний

конец коленчатого вала центрирован в пластине 2. Коленчатый вал закрыт

снаружи бумажно-бакелитовым цилиндром 10, который болтами 11 при-

креплен к чугунному фланцу 9.

Операции, выполняемые при ремонте переключателя, описаны в табл. 18.9.

Сушка трансформаторов может выполняться методом индукционных по-

терь в стали бака, в специальном шкафу, инфракрас

ными лучами, воздуходувкой, под вакуумом, токами нулевой после-

довательности и др. Каждый из перечисленных способов имеет свои достоин-

ства и недостатки.В ремонтной практике наиболее широко применяют сушку

методом индукционных потерь в стали бака. Сущность его состоит в том, что

при прохождении переменного тока по временной намагничивающей обмотке,

наложенной на бак, образуется сильное магнитное поле, которое, замыкаясь

через сталь бака, нагревает его. При этом нагреваются все металлические части

внутри бака, что способствует испарению влаги из изоляции обмоток и магни-

топровода

Таблица 3.8. Ремонт магнитопровода силового трансформатора Операция Ремонтные работы Пояснение

Разборка магнитопровода Отвертывают верхние гайки

вертикальных шпилек и гайки

горизонтальных прессующих

шпилек. Снимают ярмовые

балки. Расшихтовы- вают

верхнее ярмо со стороны ВН и

НН одновременно. Эскизиру-

ют взаимное расположение

пластин двух последних слоев

активной стали магнитопро-

вода. Связывают верхние кон-

цы пластин, продевая кусок

проволоки в отверстие для

стержня. Демонтируют об-

мотки

Бумажно-бакелитовую трубку

изготавливают из кабельной

бумаги толщиной 0,12 мм и

при намотке на шпильку про-

питывают бакелитовым лаком,

затем запекаю

Извлекают шпильки из ярма.

Маркируют балку надписью

«сторона ВН» или «сторона

НН». Расших- товывают, вы-

нимая по 2—3 пластины, не

перемешивая, связывают в

пакет. Укладка пластин по-

сле ремонта должна соответ-

ствовать заводской

Замена изоляции стяжных

шпилек

Изолирующие шайбы и про-

кладки изготавливают из элек-

трокартона ЭМ толщиной не

менее 2 мм. Проверяют изоля-

цию стяжных шпилек, накла-

док и ярмовых балок, мегаом-

метром 1000— 2500 В

Толщина стенок изоляци-

онных трубок, мм, для диа-

метров шпилек, мм:

12-25 2-3

25-50 3-4

более 50 . . . .5—6

Диаметр изолирующей шай-

бы должен быть на 3—5 мм

больше диаметра нажимной

Сопротивление изоляции

151

стяжных шпилек должно

быть не ниже 10 МОм

Удаление старой изоляции

листов стали

Удаляют старую изоляцию

стальными щетками или ки-

пячением листов в воде, если

они покрыты бумажной изо-

ляцией

Можно применять обжиг ли-

стов с равномерным нагре-

вом при температуре 250—

300°С в течение 3 мин

Изолирование листов

Допускают изолирование пла-

стин через одну. Новый слой

лака наносят пульвели- зато-

ром. Сушат 6—8 ч при темпе-

ратуре 20—30°С

Используют смесь из 90 %

лака 202 и 10 % чистого ке-

росина или глифталевого ла-

ка 1154 и растворителей

(бензина и бензола). Можно

применять зеленую эмаль

МТЗ

При ремонтах после «по-

жара стали» изготавливают

новые листы стали

Листы раскраивают так, чтобы

длинная сторона была обяза-

тельно вдоль проката. Отвер-

стия для стяжных шпилек де-

лают только штампом

Сверление не допускается

Измерение сопротивления

изоляции (рис. 20.4)

Сопротивление межлисто- вой

изоляции измеряют методом

амперметра-вольтметра

Сопротивление не должно

отличаться от заводских дан-

ных более чем в два раза

Ремонт расширителя. Таблица 3.9. Операция Описание работ Примечание

Очистка от грязи и

ржавчины наружной по-

верхности

Очищают расширитель металличе-

ской щеткой и протирают насухо

чистой ветошью

Окончательную очистку

производят тряпкой,

смоченной в бензине

Очистка внутренней по-

верхности

Вырезают заднюю стенку расшири-

теля, очищают внутреннюю по-

верхность от грязи и ржавчины, по-

сле чего окрашивают маслостойкой

эмалью или нитроэмалью. Выреза-

ют из листовой стали новую стенку

и приваривают к корпусу расшири-

теля

Стенку вырезают, остав-

ляя выступ-кольцо, к ко-

торому после очистки

приваривают новое дно.

Стенку приваривают, не

допуская пережога метал-

ла, ровным, плотным

швом без трещин

Пропитка обмотки. Бан-

дажирование

Пропитывают обмотку якоря лаком

в ванне, просушивают в сушильной

камере (до и после пропитки). Про-

веряют изоляцию обмотки на кор-

пус, заготовляют и укладывают изо-

ляцию под бандажи. Накладывают

шнуровые и проволочные бандажи

и запаивают последние

Сушильная камера, руч-

ные ножницы, комбини-

рованные кусачки

Присоединение обмотки

якоря к коллектору

Выправляют петушки коллектора,

лудят петушки и концы обмотки.

Разбирают концы и присоединяют

их согласно схеме к петушкам. Рас-

клинивают петушки, пропаивают и

зачиают

Асбестовые полосы тол-

щиной 0,3 мм

152

Таблица 3.10. Ремонт переключателя ТПСУ

Операция Описание работ Примечание

Проверка и ремонт пе-

реключателя

Поворачивают несколько раз

переключатель по часовой

стрелке, устанавливая его пос-

ледовательно в положения I, II

и III, соответствующие фазам

А, В и С. Проверяют плотность

прилегания контактных сег-

ментов к контактным стерж-

ням (см. рис. 18.11). Убежда-

ются в надежности паек отво-

дов к переключателю и плот-

ности затяжки контргайки

наконечника стойки. При

необходимости производят пе-

репайку отводов припоем

ПОС-40

Наличие четкого щелчка при пере-

ключении свидетельствует об ис-

правности механизма переключения.

В переключенном положении фикси-

рующие шпильки должны входить в

свои гнезда

Установка пе-

реключателя после ре-

монта

Протирают место установки

ветошью, смоченной в бен-

зине. Старые уплотнения за-


Поверхности контактирующих

деталей зачищают

Ремонт сальникового

уплотнения

Вывинчивают шпильку и сни-

мают колпак привода, вывин-

чивают сальниковую пробку.

Заменяют сальниковое уплот-

нение, завинчивают сальнико-

вую пробку, ручку переключа-

теля устанавливают на место и

завинчивают шпильку

Все операции производят после уста-

новки переключателя

3.1.3. Объем работ, выполняемых при капитальном ремонте трансформа-

торов

110кВ и выше 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) и установку их на ремонт-

ной площадке; осмотр и ремонт активной части; осмотр и ремонт вспомога-

тельного оборудования; контрольную подсушку или сушку изоляции активной

части; испытания.

Разборка вспомогательного оборудования. Перед разборкой трансформатор

осматривают снаружи, выясняют, какие неисправности наблюдались в работе,

проверяют работу систем охлаждения и устройств переключения ответвлений

обмоток; осматривают арматуру, сварные швы, армировку изоляторов, уплот-

нения и составляют опись внешних дефектов. Затем измеряют изоляционные

характеристики /?6o7^i5", tgS, C2/C5o, проводят сокращенный анализ и измере-

ние tg 6 масла из бака. Потом сливают масло из бака с подсосом воздуха через

осушитель и измеряют АС/С изоляции трансформатора.

153

После выполнения указанных работ демонтируют приборы контроля, устрой-

ства защиты, автоматики и управления системой охлаждения. Снятые приборы

сдают в лабораторию на проверку.

Далее снимают расширитель, предохранительную трубу, термосифонный

фильтр и охладители. Отсоединяют и снимают с помощью специальных тра-

верс маслонаполнен-ные вводы СН, ВН и вводы НН. Перед снятием вводы НН

отсоединяют от гибких отводов через люки.

Подъем съемной части. Перед подъемом съемной части равномерно ослабляют

и снимают болты по всему периметру разъема бака. Освобождают распорные

болты между баком и активной частью. Выполняют строповку крышки бака

или колокола, приподнимают их с помощью лебедки или крана и устанавлива-

ют на ремонтной площадке. У мощных трансформаторов с нижним разъемом

активная часть обнажается при снятии колокола. Для ремонта она, как правило,

остается на поддоне. У трансформаторов, баки которых имеют верхний разъем,

активная часть вынимается из бака и устанавливается на ремонтной площадке.

Осмотр и ремонт активной части. При ремонте проверяется состояние изоля-

ции обмоток, прессующих деталей обмоток, отводов и болтовых соединений,

изоляционных цилиндров, барьеров и перегородок; магнитопровода и его за-

земления, изоляции стяжных шпилек, прессующих колец ярмовых балок и бан-

дажей; переключателя ответвлений обмоток.

Для осмотра обмоток и магнитопровода трансформатора необходимо прежде

всего демонтировать изоляционные перегородки и другие элементы его глав-

ной изоляции. При снятии перегородок следует проверить, не касаются ли они

обмоток и отводов, а также нет ли следов электрических разрядов между ними.

Главную изоляцию проверяют внешним осмотром и считают ее пригодной для

дальнейшей эксплуатации, если электрокартон не хрупок и при сгибании вдвое

не ломается. Бакелитовые цилиндры осматривают и проверяют, нет ли на их

поверхности трещин, следов разряда, не расслаиваются ли они. Поврежденные

цилиндры заменяют новыми.

При осмотре изоляции обмоток проверяют, не имеет ли она повреждений, раз-

буханий, и определяют ее механическую прочность. При обнаружении прежде-

временного старения изоляции (хрупкость, потеря эластичности) выясняют

причины этого явления и принимают меры к их устранению. При осмотре прес-

сующих деталей (брусьев, шайб, колец) проверяют их состояние и достаточ-

ность прессовки обмоток. Важно установить отсутствие деформации и смеще-

ния обмоток, что может быть результатом слабой прессовки. При необходимо-

сти обмотки подпрессовывают с помощью изоляционных брусьев и клиньев.

При осмотре отводов проверяют состояние их изоляции, паек и контактов, а

также крепящих отводы изоляционных деталей. Разъемные контакты отводов

разбирают и зачищают. Паяные контакты, имеющие дефекты, переделывают

заново. Нарушенную изоляцию контактов заменяют новой.

Магнитопровод осматривают во всех доступных для осмотра местах. При этом

проверяют плотность сборки пакетов стали, отсутствие следов нагрева, целость

заземления и соединений прессующих колец и ярмовых балок с магнито-

проводом. Степень прессовки стали магнитопровода проверяют специальным

154

ключом путем приложения к гайкам прессующих шпилек нормированных уси-

лий.

Состояние изоляции листов стали проверяют измерением сопротивления по-

стоянному току лаковой пленки пакетов стали и всего магнитопровода.

Сопротивление изоляции стяжных шпилек, прессующих колец и ярмоЕых ба-

лок проверяют мегаомметром на 1000— 2500 В. Сопротивление изоляции при

этом не нормируется, устанавливается лишь отсутствие замыканий.

Проверяют состояние охлаждающих масляных каналов в магнитопроводе и об-

мотках. Минимальная высота каждого масляного канала в обмотках должна

быть не менее 4 мм. В каналах не должно быть отложений шлама, препятству-

ющих циркуляции масла.

У трансформаторов, имеющих переключатели ПБВ, проверяют состояние ва-

лов, изоляционных цилиндров, деталей крепления, исправность контактов и до-

статочность их нажатия. Переключатель должен легко перемещаться из одного

положения в другое.

У трансформаторов, снабженных устройствами РПН, проверяют исправность

всех механизмов переключателя: валов, шестерен, кулачков сцепления и пр.

Обращается внимание на отсутствие люфтов в кинематической схеме привода.

Проверяют состояние реакторов (или резисторов), надежность работы и отсут-

ствие нагара на контактах контактора и избирателя. При необходимости уста-

навливают новые пары контактов. В баке контактора заменяют масло.

В процессе ремонта переключающего устройства измеряют переходное сопро-

тивление его контактов и силу контактного нажатия. Переходное сопротивле-

ние одного контакта, измеренное микроомметром, не должно выходить за пре-

делы 10—20 мкОм. Силу контактного нажатия измеряют динамометром, с по-

мощью которого оттягивают подвижный контакт до тех пор, пока не выпадет

контрольный щуп, зажатый между контактами. Результаты измерений сравни-

вают с паспортными данными.

После тщательного осмотра, проверки и устранения всех выявленных дефектов

и повреждений активная часть трансформатора промывается струей сухого го-

рячего (60 °С) масла той же марки, которым трансформатор был заполнен до

ремонта.Осмотр и ремонт отдельных узлов и вспомогательного оборудования.

К осмотру и ремонту бака и его арматуры приступают непосредственно посяе

снятия колокола или выемки из бака активной части. Наружную поверхность

бака и крышки очищают от грязи, устраняют места течи масла, заменяют

уплотнения, восстанавливают поврежденную окраску поверхности бака.При

ремонте расширителя и выхлопной трубы выявляют и устраняют места течи

масла в сварных швах. Осмотр внутренней поверхности расширителя произво-

дят через боковые люки. При этом стенки расширителя, отстойник и маслоука-

затель очищают от загрязнений и промывают горячим маслом. Заменяют все

дефектные уплотнения. Проверяют целость мембраны выхлопной трубы и ка-

чество ее уплотнения.Термосифонные и адсорбционные фильтры проверяют на

отсутствие течи масла (при необходимости ремонтируют), очищают и запол-

няют свежим высушенным адсорбентом. Воздухоосушитель также очищают,

проверяют исправность масляного затвора, заменяют основной и индикаторный

155

си-ликагель.Навесные 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. Ра-

диаторы и системы охлаждения ДЦ и Ц испытывают на герметич-

ность.Циркуляционные насосы, вентиляторы и их электродвигатели полностью

разбирают, осматривают и заменяют износившиеся детали (подшипники, рабо-

чие колеса и пр.). У электродвигателей проверяют состояние обмоток, паек,

креплений. Мегаомметром на 500 В измеряют значение сопротивления изоля-

ции (допустимое значение не менее 0,5 МОм). Вентиляторы дутья вместе с

электродвигателями балансируют (значение вибрации должно быть не более 60

мкм).Маслонаполненные и фарфоровые вводы очищают и осматривают для вы-

явления трещин в фарфоре, проверки креплений, контактов, надежности уплот-

нений. В маслона-полненных вводах заменяют масло. Ремонтные работы, свя-

занные с разборкой вводов, проводят в специализированных мастер-

ских.Сборка трансформатора после ремонта. После выполнения ремонтных ра-

бот активную часть трансформатора, имеющего верхний разъем, поднимают и

опускают в бак. Затем устанавливают резиновые прокладки и крышку бака. У

трансформаторов с нижним разъемом устанавливают на поддон съемную часть

— колокол. Разъем равномерно стягивают болтами. Активную часть раскреп-

ляют внутри бака. После этого устанавливают вводы и соединяют их с отвода-

ми 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 таким образом трансформатор про-

веряют на герметичность путем создания в баке разрежения. Проверкой выяв-

ляется качество сварных швов и уплотнений. Чтобы не повредились покрышки

вводов при создании вакуума в трансформаторе, их до начала проверки соеди-

няют временными резиновыми шлангами с вакуумным пространством бака.

Трансформатор считают герметичным, если не будет выявлено никаких дефек-

тов и значительного изменения первоначального значения разрежения в тече-

ние 1 ч.Трансформатор выдерживают под вакуумом от 6 до 10 ч. Затем при ра-

ботающем вакуумном насосе бак трансформатора заполняют сухим при темпе-

ратуре 50—60 °С маслом до уровня на 150—200 мм ниже уровня крышки. Ва-

куум в трансформаторе снимают постепенной подачей воздуха в пространство

над маслом через силикагелевый (цеолитовый) воздухоосушитель.После запол-

нения трансформатора маслом проводят его окончательную сборку: устанавли-

вают расширитель и выхлопную трубу, контрольно-сигнальные устройства;

монтируют систему охлаждения и термосифонные фильтры. Затем в трансфор-

матор доливают масло до уровня, соответствующего температуре окружающего

воздуха.

На полностью собранном и залитом маслом трансформаторе с регулированием

напряжения над нагрузкой проверяют работу переключающего устройства. Для

этого у устройств серии РНТ снимают круговую диаграмму, а у быстродей-

ствующих устройств серий РНОА и РНТА процесс работы контактора еще и

осциллографируют. Последовательность действия контактов проверяют рри

медленном повороте выходного вала приводного механизма на 360° (отсюда

156

название — круговая диаграмма). Для снятия

а) б)

Рис.3.7. Схема для снятия круговой диаграммы переключающего устройства

серии РНОА (а) и круговая диаграмма переключающего устройства типа

РНОА-110/1000 (б):

круговой диаграммы, например, устройства серии РНОА открывают люк кон-

тактора и к неподвижным контактам присоединяют провода от ламп Л1 и Л2

(рис. 3.7, где К1 — контактор нечетных ступеней; К2 — то же четных ступе-

ней; П1 — переключатель (избиратель) нечетных ступеней; П2 — то же четных

ступеней; Л1 и Л2 — лампы; В — источник постоянного тока; R1 и R2— рези-

сторы; РО — регулировочная обмотка; заштрихованная ча.сть диаграммы —

контакт замкнут, незаштрихо-ванная — контакт разомкнут; а — угол — интер-

вал между работой переключателя и контактора — не менее 45°). Питание на

схему подают от батареи 6—24 В. Вручную вращая рукоятку привода пере-

ключающего устройства, по загоранию и погасанию ламп фиксируют моменты

замыкания и размыкания контактов; одновременно по лимбу (со шкалой от 0 до

360° и ценой деления 1°), прикрепленному к крышке привода, замечают углы

поворота вала. Для каждого устройства серии РНОА заводом рекомендуется

снимать круговую диаграмму в определенном диапазоне положений при работе

устройства в обе стороны. Круговую диаграмму строят по значениям углов

срабатывания контактов (рис.3.7, 6). Правильность работы переключающего

устройства оценивают сравнением полученных углов с заводскими данными.

После снятия круговой диаграммы процесс переключения осциллографируют

для установления очередности и времени срабатывания контактов контактора.

В заключение для определения плотности всех соединений и сварных швов

157

трансформатор в течение 3 ч испытывают избыточным давлением столба масла

высотой 0,6 м над высшим уровнем масла в расширителе.

3.1.4. Контрольная подсушка и сушка трансформаторов

Контрольная подсушка и сушка изоляции трансформаторов, вводимых в работу

шсле ремонта, проводится на ремонтной площадке:

Контрольная подсушка проводится в тех случаях, когда продолжительность

пребывания активной части на воздухе не превысила допустимой и нет основа-

ний предполагать, что изоляция значительно увлажнена. Подсушка заключает-

ся в прогреве активной части (циркуляцией масла через электронагреватели,

токами КЗ, с помощью паровых нагревателей и другими способами) в масле с

температурой в верхних слоях 80 °С. В процессе такого прогрева периодически

измеряются характеристики изоляции. Прогрев прекращается, когда характери-

стики изоляции будут отвечать требованиям норм, но не раньше чем через 24 ч,

не считая времени нагрева до 80 °С. Продолжительность контрольного прогре-

ва не более 48 ч. Если за это время характеристики изоляции не достигнут тре-

буемых значений, трансформатор подлежит сушке.

Сушка изоляции трансформаторов состоит в том, что искусственно создаются

условия; при которых влага перемещается из внутренних слоев изоляции к по-

верхности и с поверхности в окружающую среду. Перемещение влаги внутри

материала происходит в соответствии с физическими законами от более влаж-

ных слоев к менее влажным и от более нагретых к менее нагретым. Перемеще-

ние влаги с поверхности изоляции в окружающую среду происходит под дей-

ствием 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 пони-

жать давление в окружающем пространстве путем создания вакуума или венти-

ляции сушильного пространства сухим воздухом.

При сушке изоляции сухим воздухом активную часть трансформатора поме-

щают в хорошо утепленную и защищенную изнутри от возгорания камеру (рис.

3.8 где, 1 — вентилятор; 2 — нагреватель; 3 — искроуловитель; 4 — утеплен-

ная камера; 5 — регулировочный шибер; 6 — термометры; 7 — термопары на

обмотке)

. Сухой воздух в камеру подается от воздуходувки и удаляется че-

158

Рис.3.8. Сушка трансформатора в камере при помощи воздуходувки:

рез вытяжное отверстие, унося с собой пары воды. Температура входящего в

камеру воздуха должна быть не выше 105 и выходящего не ниже 80—90 °С.

Контроль за температурой ведется по термометрам. Количество воздуха, пода-

ваемого в камеру за i мин, должно быть в 1,5 раза больше объема камеры.

Наибольшее распространение в эксплуатации получил индукционный

способ сушки активной части в своем баке под вакуумом за счет тепла, выде-

ляющегося в стенках бака от вихревых токов. Вихревые токи индуктируются

специальной намагничивающей обмоткой, наматываемой на бак трансформа-

тора.

Для сушки активную часть опускают в совершенно сухой бак; в различных ме-

стах активной части устанавливают термопары и терморезисторы; крышку и

все отверстия в баке тщательно уплотняют; стенки бака утепляют асбопо-

лотном или стеклотканью; снаружи под теплоизоляцией устанавливают термо-

метры. Индукционную обмотку наматывают на бак с таким расчетом, чтобы в

нижней части находилось 60—65% общего числа витков, а остальные — в

верхней части. Такое расположение обмотки обеспечивает равномерный нагрев

активной части. Питание индукционной обмотки осуществляют от трансформа-

тора мощностью 560—1000 кВ-А, напряжением 380 В. Дно бака прогревают

электрическими печами. Время нагрева активной части до температуры 100—

105 °С зависит от ее размеров, массы и класса изоляции. Для трансформаторов

110 кВ оно составляет 30—40 ч, а для трансформаторов 220—500 кВ — 60— 80

ч. Схема сушки представлена на рис.3.9.

159

Рис.3.9. Схема сушки трансформатора в своем баке под вакуумом.

После проверки работы вакуумной системы подают напряжение на ин-

дукционную обмотку 2, включают печи донного подогрева и температуру в ба-

ке доводят до 100°С. Затем включают вакуумные насосы 4 и открывают кран,

через который в нижнюю часть бака подсасывается горячий воздух, забирае-

мый из поддонного пространства через фильтр 5. Подсос воздуха регулируют с

таким расчетом, чтобы вакуум в баке не поднимался выше 0,003 МПа (для

трансформаторов ПО кВ и ниже). Для ускорения сушки режим нагрева череду-

ют со снятием вакуума и быстрым охлаждением верхних слоев изоляции, что-

бы создать перепад температур между внутренними и внешними слоями изоля-

ции. Контроль за сушкой ведется непрерывно. Каждый час записывают показа-

ния термометров и вакуумметра 7, производят измерения сопротивления изо-

ляции мегаомметром на 2500 В. Сушка считается законченной, если устанавли-

вается постоянное значение сопротивления изоляции и тангенса угла диэлек-

трических потерь при неизменной температуре, а также прекращается выделе-

ние влаги в охладительной колонке. После этого нагрев прекращают, темпера-

туру в баке понижают до 80—85 °С и трансформатор заполняют сухим маслом

под вакуумом. Через 6—10 ч, когда изоляция пропитается маслом, активную

часть вскрывают для осмотра и подпрессовки обмоток, так как изоляция при

сушке усыхает.

Пропитка и сушка электродвигателей. Эксплуатационная надежность элек-

трических машин определяется не только видом и качеством применяемых ма-

териалов для изоляции обмоток, но и правильной пропиткой обмоток, которая

по- вышает электрические и механические качества изоляции, а также ее

нагрево- и влагостойкость и теплопроводность.

Сущность процесса пропитки состоит в удалении влаги из пор изоляци-

онных материалов, заполнении их жидким лаком и сушке лака для его затвер-

девания. Для механической защиты изоляции после окончательной пропитки

и просушки обмоток их покрывают покровным лаком, состоящим из основы

и растворителя, или эмалью. Покровные и пропиточные лаки выбирают в за-

висимости от конкретных условий работы ремонтируемого двигателя, окру-

160

жающей среды, конструкции машины и класса изоляции. Лаки и растворители

токсичны и пожароопасны, поэтому их хранят в специальных помещениях,

оборудованных вентиляцией и необходимыми средствами пожаро- тушения,

при оптимальной температуре 25 °С.

При ремонте обмоток применяют следующие способы пропитки.

Пропитка погружением. При этом способе обмотку помещают в горячий

лак температурой 70—80 °С. Такая пропитка обеспечивает хо- рошее проник-

новение лака в изоляцию, однако длительна по времени.

Пропитка с применением давления. Часть двигателя с об-

мотками или катушки загружают в автоклавы, которые плотно закрывают и

заполняют под давлением пропиточными составами. Дав- ление в автоклавах в

течение 5—10 мин поддерживается на уровне 5—7 кПа, а затем на 5—10 мин

снижается до атмосферного. Такое

чередование давления повторяют от трех до пяти раз. Данный способ обеспе-

чивает хорошее впитывание лака в изоляцию.

Пропитка компаундированием с применением вакуум- сушки. При

этом способе обмотки пропитывают жидким битумом, смешанным с маслом и

канифолью. Перед пропиткой из битумных масс выпариванием удаляют влагу.

Пропитка обмоток лаками состоит из предварительной сушки до пропит-

ки, собственно пропитки (двукратной) и сушки после пропитки. Предвари-

тельную сушку производят для удаления влаги из волокнистой изоляции.

Кроме того, подогрев обмоток улучшает проникновение лака при последую-

щей пропитке. При пропитке водоэмульсионными лаками предварительная

сушка обмоток не требуется.

Сушат обмотки в сушильных печах с температурой нагрева 150—

200 °С с возможностью регулировки температуры. Желательно также наличие

автоматического устройства и аппаратуры для поддержания температуры на

требуемом уровне. При сушке обеспечивают циркуляцию горячего воздуха и

удаление паров воды и разбавителя.

После сушки статор остужают до температуры 50—70 °С, а затем погру-

жают его в ванну с лаком (на 150—200 мм ниже уровня лака), выдерживая до

прекращения выделения пузырьков воздуха, сви- детельствующего о полном

проникновении лака в обмотку. После пропитки статор вынимают из ванны,

устанавливают на решетку для стекания излишков лака и загружают в печь для

сушки.

Как правило, осуществляют по две пропитки и сушки, увеличивая их ко-

личество до трех для электрических машин, работающих в тяжелых условиях

эксплуатации. После каждой пропитки ветошью, смоченной в растворителе,

удаляют лак с мест, не подлежащих пропитке, а поверхность выводных концов

покрывают вазелиновым маслом.

Сушка инфракрасными лучами. Этот новый метод сушки производится

лампами накаливания специальной конструкции типов ЗС-1, ЗС-2, ЗС-З, в

которых 80—90% электроэнергии переходит в энергию теплового излучения.

При отсутствии специальных ламп ис- пользуют обычные лампы накаливания.

В этом случае питание их производят напряжением до 10—15% ниже номи-

161

нального. При ремонте статора облучение лампами может быть легко органи-

зовано на месте, что очень удобно. Для сушки статора при вынутом роторе

лампы располагают у расточки статора; для сушки якоря — по окружности.

Расстояние между лампами устанавливают в пределах 0,2—0,25 м, а между

лампами и облучаемой поверхностью — 0,3—0,35 м. На по- верхности обмо-

ток температуру контролируют с помощью термометров или термопар, закры-

тых тафтяной лентой от непосредственного облучения.

После включения ламп через 1—2 ч измеряют и записывают температуру

и величину сопротивления изоляции. Через каждые 2 ч непрерывного облуче-

ния после начала сушки лампы отключают на 10—

15 мин для создания температурного перепада между внутренними и

внешними слоями изоляции.

Для ускорения процесса сушки и удаления выделяющихся паров воды

нагретые обмотки обдувают холодным воздухом в течение 10—15 мин через

каждые 30—40 мин сушки.

Компаундирование и вакуум-сушка. Компаундировкой назы- вают

пропитку обмотки жидким битумом или битумом, смешанным с маслом и ка-

нифолью (краснодарский битум 74%, канифоль 5% и льняное масло). В отли-

чие от лака разжижение массы не требует применения растворителей и до-

стигается ее разогреванием. Поэтому после застывания массы получается

более монолитная обмотка с хорошо заполненными пустотами, что обеспечи-

вает повышение тепло- проводности, влагостойкости и хорошие электриче-

ские качества изо- ляции. Компаундирование производят под давлением 6—8

кПа.

Для удаления влаги и воздуха перед компаундированием при- меняют

сушку под вакуумом, т.е. с откачкой воздуха из бака, в кото ром происходит

сушка. После пропитки и сушки обмотки покрывают лаком или эмалью (ла-

кируют) при помощи пульверизатора или путем двух- трехкратного погруже-

ния в ванну с лакировочным составом. Обмотки, покрытые лаками или эмаля-

ми печной сушки, затвердевают при температуре 80—120 °С, лаки и эмали хо-

лодной сушки твердеют без нагрева.

3.1.5. Нормы испытаний трансформаторов после капитального ремонта

Целью испытаний, проводимых в период ремонта, является проверка состояния

трансформатора и качества ремонта. При капитальном ремонте без смены об-

моток в объем испытаний входят[22].

химический анализ масла из бака трансформатора и вводов;

измерение сопротивления обмоток постоянному току при всех положениях пе-

реключателя ответвлений. Значение сопротивлений обмоток разных фаз не

должны отличаться друг от друга более чем на 2 %;

измерение коэффициента трансформации на всех ответвлениях. Для трансфор-

маторов с РПН разница коэффициентов трансформации не должна превышать

значения ступени регулирования;

измерение сопротивления изоляции доступных стяжных шпилек, ярмовых ба-

лок и прессующих колец. Измерение выполняется мегаомметром. Значение со-

162

противления изоляции не нормируется, рекомендуемое значение не менее

ЮМОм.

измерение характеристик изоляции.

Характеристики изоляции при капитальном ремонте измеряются дважды: до

начала ремонта, как было сказано в § 8.3, и после окончания всех ремонтных

работ. После капитального ремонта, проводимого без смены обмоток и изоля-

ции, измеряется сопротивление изоляции обмоток трансформатора и определя-

ется отношение Reo" /Ris" . Измерение выполняется мегаомметром на 2500 В.

Показания мегаомметра отсчитывают через 15 и 60 с от начала вращения его

рукоятки. Наименьшее допустимое значение сопротивления изоляции R&)" для

масляных трансформаторов до НО кВ при температуре 20 °С должно быть не

менее 600 МОм, а отношение Rqo"IRi5" —не менее 1,3. Для трансформаторов

на большее номинальное напряжение сопротивление не нормируется, но учи-

тывается при комплексном рассмотрении результатов измерений.

Измеряется емкость обмоток при частоте 2 и 50 гЦ и определяется отношение

С2/С50, а также отношение АС/С Для измерения указанных отношений приме-

няются приборы ПКВ-7, ПК.В-8. Для трансформаторов с номинальным напря-

жением ПО—150 кВ при температуре 20 °С значение отношения С2/С5о должно

быть менее 1,2 %, отношения А С/С— менее 12%, а приращение отношений

АС/С, измеренных в конце и начале ремонта и приведенных к одной темпера-

туре, — менее 4 % •

Пр помощи моста переменного тока измеряется tg б обмоток трансформатора.

Для трансформаторов с номинальным напряжением 110—150 кВ при темпера-

туре 20 °С значение tg б должно быть менее 2,5 %.

Характеристики изоляции за время капитального ремонта трансформатора мо-

гут изменяться по сравнению с характеристиками, измеренными до ремонта.

По результатам измерений делают заключение о состоянии и необходимости

сушки изоляции. Считается возможным включение трансформаторов в работу

без контрольной подсушки и сушки, если измерения по окончании ремонта по-

кажут, что сопротивление изоляции Rw понизилось, но не более чем на 30 %,

отношение С2/С50 возросло не более чем на 20 %, tg б возрос не более чем на

30 %, а отношение АС/С не более допустимых значений. Во всех остальных

случаях изоляция подвергается сушке.

При капитальных ремонтах трансформаторов испыты-ваются и их вводы: изме-

ряется tg б вводов; сопротивление изоляции измерительной и последней обкла-

док вводов с бумажно-масляной изоляцией относительно соединительной втул-

ки; проводится анализ масла, залитого в маслонапол-ненные вводы; проверяет-

ся качество их уплотнений путем создания избыточного давления масла.

Вопросы для повторения

1. Условия вскрытия трансформаторов для ремонта.

2 Назовите основные стадии работ при капитальном ремонте трансформатора.

3. По каким признакам судят о пригодности к дальнейшей эксплуатации глав-

ной изоляции трансформатора?

4. В каких случаях и как подпрессовывают обмотки трансформаторов?

5. Как проверяется изоляция стяжных шпилек магнитопровода?

163

6. Как проверяется степень прессовки стали магнитопровода?

7. Что такое круговая диаграмма и как ее снимают?

8. В чем состоит контрольная подсушка трансформатора?

10. Что входит в объем испытаний трансформатора при его капитальном ре-

монте?

Испытания трансформаторов после капитального ремонта

При эксплуатации наиболее полные измерения и испытания трансформа-

тора проводятся после выполнения его капитального ремонта с целью про-

верки качества ремонта, а также с целью проверки характеристик трансфор-

матора на соответствие требованиям нормативных документов.

Программа испытаний трансформаторов имеет следующее содержание:

1. Определение характеристик изоляции обмоток.

2. Испытания изоляции обмоток повышенным напряжением.

Пп. 1 и 2 подробнее рассмотрены ниже.

3. Испытания повышенным напряжением изоляции элементов магнито-

провода и вторичных цепей защитной и измерительной аппаратуры. Эта изо-

ляция испытывается относительно заземленных частей трансформатора

напряжением 1 кВ в течение 1 мин.

4. Измерения сопротивлений обмоток постоянному току. Эти измерения

проводятся для выявления дефектов в паяных соединениях обмоток и контак-

тах переключающих устройств.

Измерения производятся на всех ответвлениях РПН. Сопротивления раз-

ных фаз на соответствующих ответвлениях должны отличаться между

собой не более чем на 2%.

5. После ремонта, связанного с частичной или полной заменой обмоток

выполняется проверка коэффициентов трансформации. Коэффициенты

трансформации разных фаз на соответствующих ответвлениях должны от-

личаться между собой или от данных завода- изготовителя не более чем на

2%. Для трансформаторов с РПН это отличие не должно превышать значения

ступени регулирования.

Измерения проводятся методом двух вольтметров класса точности не

ниже 0,5 при подаче напряжения 380/220 В на обмотку более высоко-

го напряжения и разомкнутой обмотке низкого напряжения.

6. После ремонта, связанного с частичной или полной заменой обмоток

проверяется группа соединений обмоток.

Измерения проводят с помощью источника постоянного тока (аккумуля-

тора), подключаемого поочередно к выводам A-B, B-C и С-А первичной об-

мотки. Плюс источника подают на вывод, обозначенный первым. В каждом

случае на выводах a-b, b-c и c-a вторичной обмотки

контролируется показание магнитоэлектрического вольтметра (вольтметр с

нулем посередине шкалы). Плюс вольтметра подключают на вывод, обо-

значенный первым. По совокупности показаний вольтметра судят о группе

обмоток.

164

В табл. 3.11 приведены знаки отклонения стрелки вольтметра для раз-

личных групп обмоток трансформатора. Знак 0 соответствует отсутствию

отклонения стрелки.

Отклонение стрелки вольтметра. Таблица 3.11

Питание

подано к

выводам

Отклонение стрелки вольтметра, подключенного к выводам

a-b b-c с-а a-b b-c c-a

Группа обмоток 12 (0) Группа обмоток 11

А-В + - - + 0 -

В-С - + - - + 0

С-А - - + 0 - +

7. Измерение тока и потерь холостого хода проводятся у трансформато-

ров мощностью более 1000 кВ.А (опыт холостого хода). Эти измерения про-

водятся с целью выявления витковых замыканий в обмотках, замыканий в

элементах магнитопровода и замыканий магнитопровода на бак трансформа-

тора.

Опыт холостого хода проводится, как правило, при напряжении

380/220 В, подаваемом на обмотку низшего напряжения. Остальные обмотки

трансформатора разомкнуты. В опыте используются три прибора: вольтметр

– для измерения напряжения, амперметр – для измерения тока холостого хо-

да, ваттметр – для измерения потерь активной мощности.

Полученные значения тока и потерь холостого хода нет необходимости

приводить к номинальному напряжению. Эти параметры сопоставляются с

данными завода-изготовителя или приемо-сдаточных испытаний, проведен-

ных на таком же напряжении.

8. Испытание бака трансформатора на герметичность проводится гид-

равлическим давлением столба масла высотой h = 0,6 м над уровнем запол-

ненного расширителя или созданием избыточного давления 10 кПа в

надмасляном пространстве расширителя. Продолжительность испытаний не

менее 3 ч. Температура масла должна быть не ниже

+10оС. При испытаниях не должно быть течи масла.

9. Испытания трансформаторного масла.

10. Испытание трансформатора включением толчком на номинальное

напряжение. В процессе 3…5 - кратного включения не должны иметь место

явления, указывающие на неудовлетворительное состояние трансформато-

ра. Одним из показателей состояния

трансформатора служит характер издаваемого им шума. Не должно быть по-

трескиваний внутри бака; гудение должно быть равномерным без периодиче-

ских изменений уровня или тона.

11. Испытания трансформатора под нагрузкой в течение 24 ч.

3.1.6. Характеристики и испытания изоляции обмоток трансформаторов

При приложении к изоляции напряжения в ней происходят процессы по-

ляризации и проводимости, имеют место диэлектрические потери. Эти про-

цессы определяют характеристики изоляции, ее состояние. Для достоверной

165

оценки состояния изоляции (увлажнения, загрязнения, старения) измеряется

совокупность ее характеристик, поскольку недостатки одних измерений ком-

пенсируются преимуществами других.

Поляризация - это ограниченное смещение находящихся в изоляции свя-

занных противоположных зарядов, происходящее под действием электриче-

ского поля. Реальные изоляционные материалы обладают несколькими вида-

ми поляризации, но преобладающим яляется какой-то один ее вид. У поляр-

ных диэлектриков, к которым относится изоляция обмоток трансформаторов,

преобладает дипольно-релаксационный вид поляризации. Этот замедленный

(инерционный) вид поляризации, продолжающийся десятки секунд, называет-

ся абсорбцией, а сопровождающий это явление ток - током абсорбции.

Изменение тока абсорбции во времени при приложении к изоляции по-

стоянного напряжения показано на рис.3.10, а кривой 1. По мере завершения

смещения связанных противоположных зарядов происходит спад этого тока.

Установившееся значение тока утечки iут через изоляцию определяется ее

объемной и поверхностной проводимостью (сопротивлением).

а) б)

Рис. 3.10. Изменение тока абсорбции (а) и сопротивления изоляции (б) при

приложении к ней постоянного напряжения

Переходный процесс спада тока абсорбции можно представить увеличе-

нием сопротивления изоляции R во времени (кривая 1 рис. 3.10,б). Сопротив-

ление изоляции измеряется мегаомметром, отсчет сопротивления производит-

ся приблизительно через 60 секунд. Этого времени, как правило, достаточно

для завершения процесса абсорбции. Итак, одной из характеристик изоляции

является установившееся значение ее сопротивления, обозначаемое R60.

Очевидно, чем больше сопротивление R60, тем выше качество изоляции.

Наименьшие допустимые сопротивления изоляции обмоток масляных

трансформаторов при температуре 10…30оС составляют:

R60=300 МОм - для трансформаторов напряжением до 35 кВ ;

R60=600 МОм - для трансформаторов напряжением 110 кВ;

R60 - не нормируется для трансформаторов напряжением 220 кВ.

Допустим, что кривые 1 рис. 3.10, а и б соответствуют нормальной

сухой изоляции. При увлажнении (загрязнении, старении) изоляции ее ха-

рактеристики ухудшаются: ток утечки возрастает, сопротивление изоляции R60

уменьшается (кривые 2 рис.3.10, а и б).

Выполняя отсчет сопротивления изоляции по мегаомметру для двух

166

моментов времени t1 и t2 и сопоставляя между собой сопротивления Rt1 и Rt2,

можно судить, в частности, об увлажнении изоляции. Обычно принимается

t1=15 с, а t2=60 с, а отношение R60/R15 называется коэффициен-

том абсорбции. Из кривых 1 и 2 рис.3 . 1 0 , б видно, что для влажной изо-

ляции коэффициент абсорбции будет меньше, чем для сухой.

Для нормальной изоляции коэффициент абсорбции, измеренный при

температуре 10…30оС, должен быть не менее 1,3 [1].

В соответствии с характером зависимостей, приведенных на рис.

3.10, б, реальную изоляцию можно представить схемой замещения,

показанной на рис. 9.8,а.

а) б)

Рис. 3.11. Схема замещения изоляции (а) и векторная диаграмма

напряжения и токов (б)

Ветвь RaCa характеризует инерционность явления абсорбции, ветвь R60–

сопротивление изоляции после завершения смещения всех связанных проти-

воположных зарядов.

При приложении к изоляции переменного напряжения U по ней протека-

ет полный ток I, состоящий из тока абсорбции Ia и тока утечки Iут. Этот пол-

ный ток в соответствии с векторной диаграммой рис. 3.11, б можно разложить

на активную IR и емкостную IC составляющие. Произведение UIR определяет

потери активной мощности в изоляции. Эти потери, идущие на нагревание

изоляции, называются диэлектрическими потерями.

Отношение IR / IC = tgδ называется тангенсом угла диэлектрических по-

терь и характеризует стойкость изоляции по отношению к тепловому пробою,

а также увлажнение изоляции и общее ее старение. Чем меньше tgδ, тем выше

качество изоляции.

Наибольшие допустимые значения tgδ, %, при температуре обмоток

10…30оС для масляных трансформаторов составляют:

tgδ =2,5% - для трансформаторов напряжением 35 кВ, мощностью более

10000 кВ.А;

tgδ =2,5% - для трансформаторов напряжением 110 кВ;

tgδ =1,3% - для трансформаторов напряжением 220 кВ. Потери активной мощности в изоляции в соответствии собозначениями

векторной диаграммы (рис.3.11, б) определяются как

. (3.30)

167

Поскольку реальные значения tgδ относительно малы, можно полагать,

что IC I. Тогда выражение (3.30) можно записать в виде

≅ (3.31)

Из последнего выражения следует, что

(3.32)

Таким образом, tgδ можно измерить по схеме с тремя измерительными

приборами: ваттметром для измерения потерь активной мощности ∆Р, вольт-

метром для измерения приложенного к изоляции напряжения U и ампермет-

ром для измерения протекающего через изоляцию тока I. Этот метод измере-

ния достаточно прост, но точность измерений невелика. Более точное измере-

ние tgδ выполняют с помощью специальных высоковольтных мостов.

Измерение характеристик изоляции (R60, R60/R15, tgδ) проводят для всех

обмоток трансформатора. В частности, для двухобмоточного трансформатора

измерения характеристик изоляции проводят по схеме:измерения на обмотке

НН - заземлены обмотка ВН и бак; измерения на обмотке ВН - заземлены об-

мотка НН и бак; измерения на обмотках НН+ВН - заземлен бак.

Испытания изоляции повышенным напряжением. При эксплуатации

испытания повышенным напряжением промышленной частоты проводят

для проверки электрической прочности изоляции трансформаторных обмо-

ток напряжением до 35 кВ. Испытанию повышенным напряжением должны

предшествовать тщательный осмотр и оценка состояния изоляции другими ме-

тодами.

Испытательное напряжение прикладывают к изоляции в течение време-

ни, достаточного, чтобы в месте дефекта изоляции произошел пробой, и не-

достаточного для пробоя нормальной изоляции. Длительность испытания со-

ставляет, как правило, 1 мин. При большем времени может иметь место по-

вреждение изоляции при отсутствии в ней дефектов.

Трансформаторы, предназначенные для эксплуатации в электроустанов-

ках, подверженных воздействию атмосферных перенапряжений, испытыва-

ются по нормам для нормальной изоляции; трансформаторы, предназна-

ченные для эксплуатации в электроустановках, не подверженных воздей-

ствию атмосферных перенапряжений, испытываются по нормам для облег-

ченной изоляции (табл.3.12).

Испытаниям подвергается каждая обмотка трансформатора. Напряжение

прикладывается к испытуемой обмотке, выводы которой замкнуты накорот-

ко; остальные обмотки трансформатора также замыкаются накоротко и за-

земляются вместе с баком трансформатора. Принципиальная схема испыта-

ний приведена на рис.3.12.

Нормы для облегченной изоляции. Таблица 3.12 Uном обмотки, кВ до 1 3 6 10 20 35

Uисп для нормальной изоляции, кВ 4,3 15,3 21,3 29,8 46,8 72,3

Uисп для облегченной изоляции, кВ 2,6 8,5 13,6 10,4 42,5 -

168

Автоматический выключатель QF предназначен для быстрого отключе-

ния установки при пробое или перекрытии изоляции объекта Т. Автотранс-

форматор АТ предназначен для плавного подъема напряжения. Контроль

режима установки осуществляется амперметром

А и вольтметром V. Видимый разрыв при обслуживании установки со-

здается рубильником QS.

Рис. 3.12. Принципиальная схема испытания изоляции повышенным

напряжением

Испытательный трансформатор TV повышает напряжение до требуемого

уровня. Контроль испытательного напряжения осуществляется киловольтмет-

ром kV. Разрядник FV (как правило, шаровый) защищает объект от случайно-

го недопустимого повышения испытательного напряжения. Резистор R огра-

ничивает ток при пробое или перекрытии изоляции объекта.

Испытательное напряжение должно подниматься плавно со скоростью,

допускающей визуальный контроль по измерительным приборам, и по до-

стижении установленного значения поддерживаться неизменным в течение

времени испытания. После этого напряжение плавно снижается до значения

не более одной трети испытательного и отключается.

Под временем испытания подразумевается время приложения полного

испытательного напряжения.

Изоляцию считают выдержавшей испытания, если не произошло ее про-

боя, не наблюдалось ощутимых на слух потрескиваний и разрядов, выделе-

ния газа и дыма, резких изменений показаний измерительных приборов.

Продольная изоляция обмоток (изоляция между витками, катушками,

слоями обмоток) испытывается повышенным напряжением, индуктированным

в самом трансформаторе. При этих испытаниях к одной из обмоток

трансформатора прикладывается двойное номинальное напряжение повы-

шенной частоты 100…400 Гц. Остальные обмотки трансформатора разомкну-

ты. Длительность испытания 1 мин. Повышение частоты необходимо для

избежания чрезмерного увеличения намагничивающего тока и индукции в

трансформаторе при приложении к его обмотке двойного напряжения.

Технология испытаний трансформатора после ремонта

В объем контрольных испытаний входят: измерение сопротивления

изоляции обмоток, измерение сопротивления обмоток постоянному току, ис-

пытание электрической прочности трансформаторного масла, измерение тока и

потерь холостого хода, проверка коэффициента трансформации на всех от-

ветвлениях фаз, проверка группы соединения обмоток, измерение напряжения

169

и потерь короткого замыкания, испытание электрической прочности изоляции,

испытание бака трансформатора [3, 28, 36].

Измерение сопротивление изоляции обмоток производится между каждой

обмоткой и корпусом (баком, магнитопроводом), а также между обмотками

различного уровня напряжения. При этом обмотка, не участвующая в измере-

нии, соединяется с баком и заземляется. Со- противление изоляции трансфор-

маторов измеряют мегомметром на 2,5 кВ. По ГОСТ 3484—88 сопротивле-

ние изоляции трансформаторов

мощностью менее 16000 кВ А и напряжением до 35 кВ включительно можно

измерять мегомметром на 1 кВ.

При измерении сопротивления изоляции определяют коэффициент аб-

сорбции, который при неувлажненной изоляции должен быть не ниже 1,3. В

настоящее время выпускают мегомметры Ф-4100 специально для измерения

сопротивления через 60 и 15 с. При оценке результатов измерения учитывают

значения сопротивления, ранее измеренные на однотипных трансформаторах.

Измерение сопротивления обмоток постоянному току осуще- ствляется

методом амперметра—вольтметра для всех доступных от- ветвлений обмоток

всех фаз. Ток при измерении не должен превышать

20% номинального тока обмотки.

Сопротивление фазы: при соединении «звезда» rф = rср /2; при

соединении «треугольник» rф = 3rср/2, где rср — среднее измеренное

сопротивление между динейными выводами, Ом.

Сопротивления фаз одной и той же обмотки не должны отличаться друг

от друга более чем на ±5% или не более чем на ±2% от расчетных.

Характерные дефекты, которые обнаруживают при измерениях:

некачественные пайки и контакты в обмотках; неправильное сочетание обмо-

точного провода; обрыв параллельных проводов в обмотках.

При необходимости высокой точности измерений пользуются мос-

том постоянного тока, например Р-329 с встроенным гальванометром. Испы-

тание электрической прочности трансформаторного масла про- изводят на ап-

паратах АИ-80 согласно требованиям ГОСТ 6581—75.

Измерение тока и потерь холостого хода. Ток и потери холостого

хода трансформатора определяют при опыте холостого хода, когда к одной из

обмоток трансформатора (обычно НН) при разомкнутых других обмотках

подводят номинальное напряжение номинальной частоты и практически си-

нусоидальной формы.

Номинальные значения потерь ∆Р0 и тока холостого хода для

трансформаторов с напряжением до 35 кВ включительно и мощностью

25—630 кВ∙А оговорены в ГОСТ 12022—76, а для трансформаторов мощно-

стью 1000—6300 кВ∙A — в ГОСТ 11920—93.

Результаты измерений считают удовлетворительными, если ток холосто-

го хода не превышает более чем на 30%, а его потери — более чем на 15%

нормативных значений. Возрастание потерь холостого хода — следствие не-

удовлетворительной межлистовой изоляции; тока холостого хода — увели-

ченных зазоров в стыках. Замыкание много- параллельных обмоток может

170

привести к увеличению потерь холосто- го хода до полуторакратного значе-

ния потерь в магнитной системе без существенного изменения тока холостого

хода.

Проверка коэффициента трансформации. Коэффициентом трансформации

пары обмоток называют отношение номинального напряжения обмотки (или ее

ответвления) более высокого напряже- ния к номинальному напряжению об-

мотки (или ее ответвления) бо- лее низкого напряжения при холостом ходе

трансформатора. Для его определения пользуются методом двух вольтметров.

ГОСТ 11677—85 устанавливает допуск на отклонение фактического коэффи-

циента трансформации от расчетного в 0,5%.

Проверка группы соединения обмоток. Под группой соединения понимают уг-

ловое смещение векторов линейных ЭДС обмоток ВН и НН, деленное на 30°. В

соответствии с ГОСТ 11677—85 приняты сле- дующие схемы и группы соеди-

нения двухобмоточных трансформато- ров: «звезда» / «звезда с нулем» — 0;

«звезда» / «треугольник» — 11;«звезда с нулем» / «треугольник» — 11; «звез-

да» / «зигзаг с нулем» — 11; «треугольник» / «звезда с нулем» — 11.

При проверке группы соединения обмоток выявляют дефекты, вы- зван-

ные неправильным направлением намотки, неправильной сборкой схемы, не-

правильным подсоединением обмоток к линейным выводам.

Для проверки группы соединения трехфазного двухобмоточного трансформа-

тора соединяют проводником вывод А обмотки ВН и вывод а обмотки НН. К

обмотке ВН подводят по- ниженное симметричное на- пряжение. Затем изме-

ряют на- пряжение на выводах Вв, Вс, Сс и Св. Последние могут быть больше

(Б), равны (Р) или меньше (М) напряжения, под- считываемого по

выражению:U = U2√(k2 +1), где U2 — линей- ное напряжение на выводах об-

мотки НН (находят по опыту), В; k — коэффициент трансформа- ции испытуе-

мого трансформа- тора. По табл. 3.13 определяют группу соединения обмоток.

Определение группы соединения обмоток. Таблица.3.13. Группа соединения обмо-

ток

Результаты измерения напряжения на выводах

Вв Вс Сс Св

0 М М М М

1 М Р М М

2 М Б М М

3 Р Б Р М

4 Б Б Б М

5 Б Б Б Р

6 Б Б Б Б

7 Б Р Б Б

8 Б М Б Б

9 Р М Р Б

10 М М М Б

11 М М М Р

Измерение напряжения (Uк) и потерь короткого замыкания

(∆Рк ) производят в опыте короткого замыкания. При этом обмотку НН за-

мыкают накоротко, к обмотке ВН подводят такое напряжение но- минальной

частоты, при котором в обмотках устанавливаются номи-

171

нальные токи.

ГОСТ 11677—85, устанавливает следующие допуски: на потери и на

напряжение КЗ ±10%. При несоответствии напряжения КЗ расчетному причи-

ну следует искать в геометрических размерах обмоток.

Испытание электрической прочности главной изоляции транс- форматора

(изоляции между обмотками) производят повышенным напряжением номи-

нальной частоты. Испытательное напряжение для силовых трансформаторов,

заполненных маслом (ГОСТ 1516.1—76),

прикладывается между замкну- той накоротко испытываемой обмоткой и за-

земленным баком, к которому присоединены все другие обмотки трансформа-

то- ра и магнитопровод (рис. 16.1)где TV1 — регулировочный автотранс- фор-

матор; TV2 — измерительный трансформатор; R — токоограни- чивающий за-

щитный резистор; ТV3 — испытываемый трансформатор.. Сначала испытыва-

ют обмотку НН, затем ВН.Трансформатор считается выдержавшим испытание,

если в течение 1 мин не произошло пробоя изоляции (по звуку), вы- деления га-

за и дыма или сни- жения испытательного напря- жения. Испытание витковой

изоляции (между витками, слоями и отдельными секция- ми) проводят индуци-

рованным напряжением в опыте холостого хода, подавая на выводе обмотки

ННнапряжение, равное 1,3 от номинального, в течение 1 мин.

Испытание бака трансформатора. В соответствии с ГОСТ

11677—85 баки трансформаторов испытывают после полной сборки и залив-

ки трансформаторов: мощностью до 630 кВ∙А — давлением столба масла 3

м над расширителем в течение 5 мин при температуре масла

10—35 °С; мощностью 1000—6300 кВ А — давлением столба масла вы-

сотой 1,5 м над верхним уровнем крышки при температуре масла 20— 60

°С. Результаты испытания считают удовлетворительными, если на наружных

частях бака и в уплотнениях не обнаружено течи масла.

Рис.3.13. Принципиальная схема испытания электрической прочности главной

изоляции трансформатора

3.1.7. Текущий ремонт и расчет трансформаторов при ремонте

Текущие ремонты предназначены для проверки состояния ограниченного

числа быстроизнашивающихся и относительно несложных в ремонте узлов и

деталей с устранением обнаруженных дефектов, чтобы обеспечить безотказную

172

работу трансформатора до следующего планового (текущего или капитального)

ремонта.

При текущем ремонте производятся осмотр и чистка узлов и деталей (как пра-

вило, относительно легкодоступных), в том числе загрязненной внешней изо-

ляции, ликвидация небольших дефектов, замена неосновных узлов и деталей, а

также проводятся измерения, испытания и осмотры с целью выявления и уточ-

нения работ, подлежащих выполнению в ходе капитального ремонта.

Проводится комплекс работ по уходу за трансформаторным маслом, в который

входит: спуск грязи и конденсата из расширителя; проверка маслоуказателя и

доливка при необходимости масла в расширитель; проверка и смена сорбента в

термосифонном (адсорбционном) фильтре и воздухоосушителях; аналогичные

работы выполняются на маслонаполненных вводах. Производят очистку

наружных поверхностей бака и крышки,

проверку спускных кранов и уплотнений, целостность мембраны выхлопной

трубы, предохранительного клапана. Осматриваются охлаждающие устройства,

выполняется очистка их наружных поверхностей. Проверяют и смазывают

подшипники вентиляторов,

электродвигателей, насосов. Осматривают и проверяют устройства регулирова-

ния под нагрузкой (привод, контактор), а также переключатель регулирования

без возбуждения. Проверяют устройства релейной защиты, приборы контроля

температуры и давления масла, систему азотной защиты, соответствующие

вторичные цепи. Одновременно с текущим ремонтом трансформатора произво-

дят проверки и опробование устройств его защиты и автоматики, в том числе

автоматики и сигнализации систем охлаждения и

пожаротушения. В ходе текущего ремонта выполняются испытания изоляции

и контактных соединений, в том числе сопротивления контактов переключате-

лей ответвлений (на всех положениях). Следует заметить, что сопротивление

изоляции трансформаторов в эксплуатации измеряют при текущих ремонтах в

тех случаях, когда специально для этого не требуется расшиновка трансформа-

тора. Сопротивление изоляции измеряют при испытаниях, имеющих целью вы-

яснение состояния трансформатора при появлении признаков неисправности.

Оценка состояния изоляции при текущем ремонте трансформатора производит-

ся в таком же объеме, как при вводе трансфор-

матора в эксплуатацию. Обычно совмещают измерение характеристик изоля-

ции трансформатора и его вводов.

Расчет трансформаторов при ремонте

Содержание и объем расчетов, выполняемых при ремонте трансформаторов,

определяются характером ремонта и наличием паспортных данных. Приведена

последовательность поверочного расчета при восстановительном ремонте, а

также порядок расчета трансформатора при отсутствии паспортных и обмоточ-

ных данных. Рассмотрены пути модернизации трансформаторов, связанные с

увеличением его мощности.

Контрольные вопросы

173

1. Какие мероприятия относятся к оперативному и техническому обслужива-

нию трансформаторов?

2. Что понимают под нагрузочной способностью трансформатора?

3. Чем ограничивается допустимость систематических и аварийных перегрузок

трансформатора?

4. Каким образом определяется допустимость систематических перегрузок?

5. Каково назначение устройств релейной защиты, автоматики и сигнализации,

устанавливаемых на силовых трансформаторах?

6. Каким образом классифицируются испытания трансформаторного

масла в зависимости от их объема?

7. Как защитить масло от увлажнения и старения?

8. С какой целью проводится текущий ремонт трансформатора и какие

работы выполняют в процессе этого ремонта?

3.2.1. Объем расчета при капитальном ремонте и в восстановительный пе-

риод трансформатора

При восстановительном ремонте с заменой обмоток и наличии паспорта и

типовой расчетной записки ремонт производят без каких-либо расчетов по ста-

рым обмоточным данным (при использовании старого провода или нового тех

же размеров)[4].

При повторном ремонте поверочные расчеты необходимы, чтобы убедиться в

правильности расчета при предыдущем ремонте. Увеличение потерь холостого

хода и намагничивающей мощости, связанное с перешихтовкой верхнего ярма

или полной

разборкой магнитной системы, учитывается при поверочном расчете парамет-

ров холостого хода. Если при ремонте изменяют размеры провода, то произво-

дят полный расчет обмоток, а также поверочный расчет напряжения и потерь

короткого замыкания.

В ряде случаев необходимо изменить конструкцию обмоток, а также магнит-

ную индукцию в сердечнике и плотность тока в обмотках. При этом для вы-

бранного типа обмоток и принятой конструкции изоляции производят полный

электромагнитный расчет, а также поверочный расчет параметров холостого

хода. При отсутствии обмоточных данных и тем более паспортной таблички

(щитка) указанные выше расчеты проводят обязательно (при этом иногда мощ-

ность и напряжение трансформатора неизвестны). В этом случае основанием

для расчета служат тщательные замеры магнитной системы, обмоток, бака и

других частей трансформатора, подлежащего ремонту. При модернизации, ко-

гда изменяют параметры трансформатора и соответственно отдельные кон-

структивные элементы, производят полный расчет (как до модернизации, так и

после нее), чтобы можно было сравнить новый вариант с заменяемым. Однако

при любом виде ремонтных работ стремятся сохранить значение индукции в

магнитной системе, близкое к завод-

скому, и обеспечить соответствие основных параметров трансформатора требо-

ваниям стандарта (или технических условий).

174

Порядок поверочного расчета при восстановительном периоде

Определение основных размеров. По результатам измерений при осмот-

ре активной части трансформатора составляют эскиз магнитной системы, на

котором указываются ее основные раз-

Рис.3.14. Эскиз магнитной системы трансформатора и обмоток меры . Рас-

стояние между осями стержней С определяется

для трехфазной плоской магнитной системы

— , (3.33)

для однофазной —

— (3.34)

где lяр — длина ярма; ас — ширина средней (основной) ступени сечения стерж-

ня.

Высота окна Н (длина стержня) равна расстоянию между внутренними

плоскостями верхнего и нижнего ярем в свету.

Для проверки измеренного диаметра стержня d производят его вычисление

√

(3.35)

где bс — толщина основного среднего пакета.

Полная площадь ступенчатого сечения стержня Пф является суммой сечений

пакетов пластин. Активное сечение стали стержня

, (3.36)

где kз — коэффициент заполнения ступенчатой фигуры чистой сталью (без

изоляции); в зависимости от марки стали и типа изоляционного покрытия для

холоднокатаной стали kз = 0,93÷0,97.

При переизолировке стали учитывается уменьшение активного сечения на

2—3%. Полученное значение Пс можно проверить по формуле

(3.37)

где kкр — коэффициент заполнения площади круга с диаметром d площадью

ступенчатой фигуры; для 5—6 ступеней kз ≈ 0,915.

Сечение ярма определяют аналогично.

Полученные при измерениях размеры провода в трансформаторах отече-

175

ственного производства сравнивают со стандартными.

При наличии паспортных и обмоточных данных трансформатора и исполь-

зовании старого провода (или нового тех же размеров) восстановление транс-

форматора не вызывает затруднений.

При поверочном расчете параметров холостого хода определяют индукцию

в стержне магнитной системы

, (3.38)

где uн =Uф/ω — ЭДС витка.

Чтобы убедиться в правильности расчета, полученное значение индукции

сравнивают с рекомендуемыми для холоднокатаной стали (1,5—1,65 Тл) в

трансформаторах I—IV габаритов. Индукция в ярме Вя определяется аналогич-

но (при использовании в формуле для Вс сечения ярма П я ) .

Расчет потерь холостого хода при известных индукции и массе элементов

магнитной системы и способе шихтовки (косые, прямые или комбинированные

стыки) выполняется по общепринятой методике1. Увеличение потерь вслед-

ствие перешихтовки верхнего ярма учитывается коэффициентом kд = 1,05÷1,1.

При полной перешихтовке магнитной системы kд = 1,2÷1,25. Аналогично, вли-

яние перешихтовки учитывается при расчете намагничивающей мощности.

Полученные при расчете значения потерь и тока холостого хода сравни-

вают с нормируемыми (по стандарту или техническим условиям).

Порядок расчета при ремонте по паспортным данным (обмоточные

данные отсутствуют). В основу расчета должны быть положены следующие

требования: обеспечение электрической прочности изоляции; обеспечение па-

раметров холостого хода и короткого замыкания в соответствии с требования-

ми нормативных документов; обеспечение технических требований заказчика.

Расчет проводится по общепринятой методике. После определения основ-

ных размеров магнитной системы, по паспортным данным рассчитывают ос-

новные электрические величины (линейные и фазные токи и напряжения обмо-

ток НН и ВН). Выбор индукции в стержне производят в соответствии с данны-

ми выше рекомендациями.

Следует иметь в виду, что завышение магнитной индукции приводит к

увеличению потерь и тока холостого хода, а занижение— к затруднениям при

размещении обмоток (при большем числе витков) в заданных размерах маг-

нитной системы.

Проводится поверочный расчет параметров холостого хода.

Определяют ЭДС одного витка

(3.39)

После определения чисел витков в обмотках НН и ВН про изводят выбор

типа обмоток (цилиндрические, винтовые, непрерывные) по мощности, току,

напряжению обмотки и сечению витка.

Сечение витка обмоток определяют либо по рекомендуемой плотности то-

ка ∆ср (А/м2), либо рассчитывают по заданным потерям короткого замыкания

по формулам:

для медных обмоток

176

ср к в

(3.40)

для алюминиевых обмоток

ср к в

(3.41)

Здесь k — коэффициент, учитывающий наличие добавочных потерь в об-

мотках, потери в отводах, стенках бака и т. д. (для трансформаторов мощно-

стью до 100 кВ∙А k=0,97, мощностью 160—1000 кВ∙A — 0,96—0,91); Рк—

потери короткого замыкания, Вт; S — номинальная мощность, кВ∙A; d12=ad —

средний диаметр канала обмоток НН и ВН, м; а= 1,38÷ 1,30 для обмоток из ме-

ди (для обмоток из алюминия — а = 1,46÷1,48).

По испытательным напряжениям обмоток производят выбор изоляцион-

ных расстояний и геометрии изоляционных промежутков. После выбора типа

обмоток и изоляции проводят расчет обмоток, размещая их на стержне (с уче-

том заданных размеров магнитной системы). Осевой размер обмоток принима-

ют равным Н—2l0 (где l0 — расстояние от торца обмотки ВН до ярма при от-

сутствии прессующих колец). Осевые размеры обмоток ВН и НН принимают

равными. После размещения (раскладки) обмоток определяют их внутренние и

наружные диаметры и размеры в осевом и радиальном направлениях.

Проверка возможности размещения обмоток в окне магнитной системы

сводится к сопоставлению рассчитанного промежутка между обмотками сосед-

них фаз L с выбранным между- фазным изоляционным расстоянием а22

(L=C—Dнар вн ≥ а22) и расстоянием до ярма

— . (3.42)

Рассчитывают массу обмоток и вычисляют потери и напряжение короткого

замыкания, сравнивая их с нормированными значениями, при отклонении от

которых (более чем на 5%) можно несколько изменить размеры изоляционного

расстояния между обмотками a12 (только в сторону увеличения) или высоту

обмоток (если позволяют размеры изоляции и окна магнитной системы), или

изменить ЭДС одного витка (и число витков). Эти изменения требуют повтор-

ного расчета.

Тепловой расчет обмоток, как правило, выполняется в сокращенном виде.

Проверяется плотность теплового потока на поверхности обмотки q (потери в

обмотке, отнесенные к единице поверхности охлаждения). Для трансформато-

ров мощностью 100—1000 кВ∙А должно выполняться условие q ≤ 1000÷1200

Вт/м2.

При отсутствии паспортных и обмоточных данных

Определение параметров трансформатора, в частности его мощности,

можно произвести по известным размерам магнитной системы. Магнитная си-

стема является основой конструкции трансформатора.Выбор основных ее раз-

меров совместно с размерами обмоток определяет главные размеры активной

части и всего трансформатора [24].

Диаметр стержня d (см. рис. 15.1) является одним из основных размеров

трансформатора. Основываясь на законе геометрического подобия, связываю-

177

щего мощность трансформатора с его линейными размерами, можно найти

связь между диаметром стержня d и мощностью S' (кВ∙А) одного стержня:

√

(3.43)

Приведенная ширина двух обмоток (м) достаточно точно определяется по

формуле

√

(3.44)

Для трансформаторов мощностью 100—1000 кВ∙А с медными обмотками

K=0,6 (для алюминиевых обмоток K =0,75).

Радиальный размер обмотки НН а1 (ближайшей к стержню) для этих

трансформаторов приближенно определяют из соотношения

(3.45)

откуда а1 ≈ 0,58a2.

Радиальный размер наружной обмотки (ВН) а2 ориентировочно можно

определить по формуле

, (3.46)

где коэффициент b для трансформаторов с обмотками из меди

принимается равным 0,4 (для обмоток из алюминия b=0,5).

Таким образом,

. (3.47)

Следовательно, мощность одного стержня

. (3.48)

Мощность трехфазного трансформатора . Полученное приближенное значение мощности необходимо округлить до

ближайшего стандартного. Далее для заданных номинальных напряжений об-

моток (с учетом схемы соединения) определяют основные электрические вели-

чины.

В соответствии с классом напряжения и испытательными напряжениями

обмоток выбирают основные изоляционные промежутки и конструкцию изо-

ляции: по испытательному напряжению обмотки НН — расстояние а01 (от об-

мотки до стержня), расстояние а12 (между обмотками НН и ВН) — по испыта-

тельному напряжению обмотки ВН,принимают осевые размеры обмоток оди-

наковыми и расстояние l0 в торцовой зоне (от обмотки до верхнего и нижнего

ярем) определяют по испытательному напряжению обмотки ВН, расстояние

между обмотками соседних фаз а22 — по испытательному напряжению обмотки

ВН.

Для расчета сечения витка предварительно задаются плотностью тока — для

меди в обмотке НН ∆1 = 4,0∙106 А/м

2, в обмотке ВН — ∆2 ≤ 3,5∙10

6 А/м

2.

Повышение плотности тока сверх указанных пределов связано с увеличени-

ем потерь короткого замыкания (следовательно, и с повышенным нагревом об-

моток). Заниженная плотность тока влечет за собой недостаточное использова-

ние сечения витка, увеличение массы обмоток, а в некоторых случаях приводит

к тому, что нужное число витков оказывается невозможно разместить в задан-

ных размерах магнитопровода.

178

Приемлемость предварительно выбранных сечений может быть установлена

лишь на последнем этапе расчета — при расчете потерь и удельной тепловой

нагрузки 1 обмоток q.

Пересчет обмоток на другое напряжение. Повышение номинального

напряжения трансформатора неосуществимо без реконструкции обмоток. Изо-

ляция обмоток более высокого класса напряжения обеспечивается в основном

за счет увеличения изоляционных промежутков. Из сопоставления конструк-

ции изоляции для классов напряжения 3, 6, 10 кВ видно, что размеры проме-

жутков и их строение одинаковы. Поэтому при повышении напряжения в этих

пределах не требуется изменения мощности.

Переход на напряжение 35 кВ неизбежно должен сопровождаться снижени-

ем мощности трансформатора, так как изоляционные расстояния необходимо

увеличить.

При необходимости пересчета обмоток на другое напряжение следует

учесть, что в современных проектируемых сериях предпочтение отдается мно-

гослойным цилиндрическим обмоткам. Широкое применение обмоток этого

типа в качестве обмоток ВН и НН обусловлено возможностью обеспечить бо-

лее плотное заполнение окна магнитной системы, использовать более эффек-

тивную теплоотдачу от обмотки к маслу в вертикальных каналах, а также по-

лучить более технологичную конструкцию. Кроме того, обмотка этого типа

при воздействии импульсных перенапряжений имеет более высокую электри-

ческую прочность по сравнению с катушечными обмотками.

Особенности расчета трансформаторов с алюминиевыми обмотками. Анализ трансформаторов с медными и алюминиевыми обмотками показал, что

при сохранении потерь короткогозамыкания мощность трансформатора с алю-

миниевыми обмотками должна быть снижена примерно в 1,27 раза. При этом

напряжение короткого замыкания, отнесенное к этой (сниженной) мощности,

уменьшается примерно на 20% (при уменьшении массы металла обмоток в 3,3

раза и снижении механической прочности в 2,5 раза).

Рационально спроектированные трансформаторы с алюминиевыми обмот-

ками существенно отличаются по соотношению основных размеров от равных

им по мощности и параметрам холостого хода и короткого замыкания транс-

форматоров с медными обмотками. Отличительными особенностями магнит-

ной системы с алюминиевыми обмотками являются меньший диаметр, большая

высота стержней и площадь окна магнитной системы.

При ремонте (и модернизации) трансформатора приходится иметь дело с го-

товой магнитной системой и баком. Поэтому замена меди на алюминий (или

обратно) с получением при этом заданных параметров не всегда возможна. В

каждом конкретном случае задача должна решаться на основе соответствую-

щего технико-экономического обоснования.

3.2.2.Модернизация трансформаторов

Наибольшие трудности возникают при необходимости повышения мощ-

1 Последовательность расчета в этом случае должна соответствовать приведенной в [9, 26].

179

ности трансформатора. Такие требования наиболее часто предъявляются к

трансформаторам специального назначения, например, предназначенным для

питания мощных электропечей (если мощность трансформатора стала недоста-

точна по отношению к возросшим производственным возможностям питаемых

ими электропечей). Повышение мощности при существующих габаритах воз-

можно за счет лучшего использования магнитной системы (повышения индук-

ции), лучшего использования окна магнитной системы, более эффективного

охлаждения и совместного использования этих факторов.

Увеличение мощности за счет повышения магнитной индукции практически

исключено, так как на заводах-изготовителях, как правило, выбирают предель-

ное значение индукции.

Наиболее распространено при модернизации увеличение мощности за счет

размещения, в тех же размерах большей массы металла обмоток и (или) более

эффективной системы охлаждения. Использование первого из этих факторов

(при необходимости сохранения магнитной индукции и электрической прочно-

сти) требует нахождения решения, принципиально отличающегося от заводско-

го. Примером может служить замена в электропечных трансформаторах чере-

дующихся обмоток на концентрические и выполнения обмотки НН наружной,

что в ряде случаев позволяет повысить мощность более чем в 1,5 раза. Один из

возможных способов увеличения мощности (в старых габаритах) состоит в пе-

реходе на меньшие испытательные напряжения промышленной частоты и об-

легчении вследствие этого конструкции главной и продольной изоляции. Это

возможно также при использовании магнитной системы трансформатора ста-

рых выпусков. Снижение испытательного напряжения возможно при использо-

вании более эффективной защитной аппаратуры. Увеличение мощности приво-

дит, однако, и к увеличению электрических потерь, что может, в свою очередь,

вызвать необходимость замены системы охлаждения на более эффективную

(например, естественной масляной на циркуляционную с водяным или воздуш-

ным охлаждением). Применение более эффективной системы охлаждения поз-

воляет решить задачу некоторого повышения мощности трансформатора без

каких-либо других переделок, если обеспечена термическая стойкость транс-

форматора (т. е. допустимые температуры обмоток и масла). В ряде случаев

эффективность охлаждения повышается при использовании специальных кон-

структивных решений, обеспечивающих направленное движение масла (непо-

средственно в обмотки).


1. Чем определяются содержание и объем расчетов при ремонте трансформато-

ров?

2. Какие основные размеры магнитной системы необходимо определить для со-

ставления ее эскиза и последующих расчетов?

3. Какие значения индукции в стержне магнитной системы рекомендуются для

холоднокатаной стали?

4. Какими принимают предельные значения плотности теплового потока на по-

верхности обмотки при поверочном расчете?

5. Каким образом можно определить приближенное значение мощности ремон-

180

тируемого трансформатора по известным геометрическим размерам?

6. За счет каких мероприятий возможно повышение мощности при ремонте

трансформатора?

3.2.3. Капитальный ремонт трансформатора без разборки активной части

Технология выполнения ремонтных работ рассмотрена применительно к

специализированным ремонтным предприятиям. Любой ремонт трансформа-

тора, связанный с вскрытием бака, является капитальным. В данной главе рас-

смотрены последовательность и объем ремонта без разборки активной части

трансформатора, в том числе ремонт обмоток, переключающих устройств, маг-

нитной системы, а также подготовка трансформаторного масла и порядок его

заливки в бак [25].

Подготовка к капитальному ремонту трансформатора

Предварительно проводят ряд организационно-технических мероприятий,

которые обеспечивают четкое выполнение ремонтных работ в кратчайшие

сроки и включают составление документации, подготовку помещения, грузо-

подъемных механизмов, оборудования и материалов, проведение необходи-

мых испытаний и т. д. Кроме того, составляют ведомость объема работ, со-

держащую перечень и объем ремонтных работ и являющуюся исходным доку-

ментом для определения трудозатрат, срока ремонта, необходимых материалов

и т. д [25].

Помещение, в котором будет производиться ремонт, должно быть защище-

но от пыли и атмосферных осадков и оборудовано подъемными механизмами,

электрощитом с подводкой электроэнергии, вентиляцией и отвечать противо-

пожарным и санитарным требованиям. В этом помещении должны размещать-

ся бак трансформатора, его активная часть, стеллажи для демонтированных

частей и деталей, слесарный верстак, маслоочистительная аппаратура, матери-

алы, приспособления, леса, лестницы и др.

В ряде случаев приходится выполнять ремонт во временно сооружаемых

помещениях, а в исключительных ситуациях — даже вне помещений под пор-

талом, с применением автокранов, электрических лебедок и других грузоподъ-

емных устройств.

Для обеспечения безопасности работ подъемные механизмы к началу ре-

монта должны быть смонтированы и проверены. Грузоподъемность подъем-

ных механизмов, стропов, тросов выбирают соответственно массе трансфор-

матора, указанной на его щитке и в техническом паспорте.

При выемке из бака 1 активной части 2 трансформатора подъемные меха-

низмы подвешивают на такую высоту, при которой расстояние Г от крюка до

основания трансформатора (рис. 3.15, а) не меньше суммы расстояний А + Д

+ Б + В. Размеры А и Б определяют по каталогу или чертежу трансформатора,

размер Д принимают равным 100—150 мм; размер В соответствует выбранной

расчетом длине стропов 3. Аналогичный эскиз составляют при поднятии

съемной части 4 бака (рис.3.15, б).

Значительный объем подготовительных работ занимает подготовка масла.

181

Масло и маслоочистительную аппаратуру доставляют ближе к ремонтной

площадке, прокладывают маслопроводы, подготавливают емкости для слива

старого масла, устанавливают и подключают маслоочистительную аппарату-

ру.Должны быть проверены и приведены в порядок пути для перекатки транс-

форматора в помещение, где будет производиться ремонт. После установки

трансформатора для ремонта (до вскрытия бака) измеряют изоляционные ха-

рактеристики (для решения вопроса о сушке) и испытывают масло из бака на

электрическую прочность.

Рис. 3.15. Эскизы трансформатора с поднятыми магнитопроводом и обмоткой

(а) и съемной частью бака (б)

Проводится тщательный внешний осмотр, составляется опись внешних де-

фектов, подлежащих устранению при ремонте (течи арматуры, неплотности

фланцев, течи в сварных швах, нарушение армировки изоляторов, сколы и

трещины на фарфоровых вводах и т. д.); проверяется исправность маслоуказа-

теля и термометра, после чего демонтируют термометр, термометрический

сигнализатор, пробивной предохранитель, цепи сигнализации и защиты.

Очищают наружную поверхность трансформатора, пользуясь при сильном

загрязнении металлическими скребками, щетками и салфетками, смоченными в

растворителе. Иногда до разборки очищают только крышку, а остальную по-

верхность очищают параллельно с ремонтом активной части.

При обнаружении утечек масла в сварных швах, фланцах или других соеди-

нениях для более полного определения дефекта создают избыточное давление

масла. Затем полностью или частично сливают масло.

Если в день демонтажа наружных устройств активную часть из бака не вы-

нимают, масло сливают до уровня верхнего ярма, чтобы изоляция и обмотки

оставались в масле. Если ремонт намечено закончить за один прием или выяв-

лена необходимость сушки активной части, то масло сливают полностью через

нижний кран бака с помощью насоса.У трансформаторов I и II габаритов масло

сливают самотеком.

Если масло можно использовать для дальнейшей эксплуатации, его сливают

в чистый бак с герметически закрывающимся люком. Бракованное масло сли-

вают в емкость для грязного масла.

182

Для вскрытия трансформатор устанавливают таким образом, чтобы ось крю-

ка подъемного механизма проходила через центр тяжести трансформатора. В

этом случае при подъеме и опускании активная часть не задевает за стенки ба-

ка.

У трансформаторов, на крышке которых смонтированы расширитель,

предохранительная труба и другая арматура, разборку производят в следую-

щем порядке: сначала демонтируют газовое реле, затем предохранительную

трубу и расширитель. Отверстия реле закрывают временными глухими флан-

цами, закрепляя их освободившимися болтами. Реле укладывают на стеллаж

или сразу отправляют в электролабораторию для проверки и испытаний. При

демонтаже расширителя закрывают стекло маслоуказателя временным щитком

из фанеры.

Для предотвращения попадания влаги в бак трансформатора и расширитель

все отверстия на крышке и расширителя закрывают глухими фланцами, ис-

пользуя для уплотнения старые резиновые прокладки. Работы по демонтажу

крышки производят осторожно, чтобы не повредить фарфоровые вводы, стекла

маслоуказателя и газового реле. Далее отвинчивают болты, крепящие крышку,

после извлечения болтов из отверстий их укомплектовывают шайбами и гай-

ками, укладывают в ведра или ящики и смачивают керосином.

Дальнейшая последовательность разборки определяется конструктивным

исполнением трансформатора. Если активная часть механически связана с

крышкой вертикальными шпильками, то отсоединяют разъем крышки от бака и

вынимают активную часть из бака вместе с крышкой. Если крышка с активной

частью не связана, то демонтируют все элементы, установленные на крышке

(съемные вводы и привод переключателя ответвлений). Снятые фарфоровые

изоляторы осматривают, обращая особое внимание на места сопряжения глазу-

рованной поверхности с кулачками, прижимающими изолятор к крышке, про-

веряют наличие трещин или сколов. Все детали вводов и привода переключа-

теля укладывают на предназначенные для них места. Грузоподъемным меха-

низмом или вручную поднимают крышку, чтобы токоведущие шпильки вводов

и вал переключателя вышли из отверстий в ней. Затем отводят крышку от бака,

чтобы грязь с нее не попала внутрь трансформатора.Наиболее ответственной

является строповка и выемка активной части из бака. Для строповки на актив-

ной части имеются подъемные кольца (рымы). У трансформаторов мощностью

до 400 кВ∙А их два, у трансформаторов большей мощностью — четыре. На

подъемные кольца и крюк подъемного механизма надевают петли стропов и в

отверстия колец вставляют стальные стержни. При строповке активной части,

связанной с крышкой, применяют стропы необходимой длины, чтобы шпильки

не сгибались (рис. 11.2). При каждом использовании подъемного механизма

183

а) б)

Рис. 3.16. Устройства для подъема активной части за кольца на крышке (а) и за

планки (б)

проверяют работу его тормоза и надежность строповки груза. Активную часть

приподнимают над опорной поверхностью на 100—200 мм, несколько минут

держат на весу, затем опускают на дно бака и уже затем поднимают до уровня,

удобного для промывки активной части над баком.

Перед промывкой активную часть осматривают, обращая внимание на места

отложения шлама и загрязнений в обмотках, в охлаждающих каналах и на ак-

тивной стали. Большие скопления шлама свидетельствуют о наличии перегре-

вов в этих местах. Результаты осмотра записывают в ведомость дефектов.

Активную часть промывают струей теплого чистого масла из шланга, прове-

денного от емкости, поднятой на высоту около 3 м над полом. Емкость на 30—

40 л наполняется теплым маслом насосом непосредственно перед промывкой.

Стараются тщательно промывать масляные каналы обмоток и магнитной си-

стемы, а также другие доступные для промывки части трансформатора. После

окончания промывки и стока масла активную часть полностью вынимают. Ес-

ли подъемное устройство имеет возможность горизонтального перемещения,

то активную частьтранспортируют на заранее подготовленную площадку и

опускают на деревянные бруски, размещенные в противне. Если такой возмож-

ности нет, то отодвигают в сторону бак и на его место ставят противень, в ко-

торый устанавливают активную часть.

3.2.4. Ремонт активной части трансформатора

Ремонт обмоток. При ремонте проверяют качество прессовки, отсутствие

деформации, исправность паек и контактов в местах соединения отводов, а

также состояние изоляции обмоток и отводов. Качество изоляции определяется

ее физико-химическими свойствами: эластичностью, твердостью, упругостью,

цветом. Принято считать изоляцию пригодной к дальнейшей эксплуатации, ес-

ли она эластична, не ломается, не дает трещин при изгибе под углом 90° и име-

ет светлый цвет [25].

В настоящее время для изоляции, не пропитанной лаком, разрабатывается

184

химический метод определения степени старения изоляции, основанный на из-

менении структуры целлюлозы под воздействием температуры, вибрации и

электромагнитных сил.

В процессе эксплуатации трансформаторов происходит ослабление осевой

прессовки обмоток, вызванное в основном усадкой бумажной изоляции из-за

усыхания. Происходит также уменьшение осевых размеров обмоток и конце-

вой изоляции от действия ударных сил при коротких замыканиях в процессе

эксплуатации, а также вследствие некачественной сборки. Ослабленная прес-

совка обмоток при коротких замыканиях, вызывающих значительные механи-

ческие усилия, может привести к разрушению обмоток. Ослабление прессовки

легко обнаруживается при попытке перемещений рукой изоляционных деталей

и прокладок (при слабой прессовке они сдвигаются с места). Для устранения

этого явления в трансформаторах до III габарита обмотки 4 подпрессовывают

ярмовыми балками 2 и 5 путем подтяжки гаек 1 вертикальных шпилек 3 (рис.

3.17, а).

При значительном ослаблении прессовки иногда ослабляют затяжку балок

верхнего ярма и вертикальную стяжку между верхними и нижними ярмовыми

балками. При неодинаковых осевых размерах обмоток ВН и НН в обмотки за-

кладывают дополнительную изоляцию в виде разрезных колец и прокладок,

выравнивая их осевые размеры. Затем обмотки прессуют вертикальной стяж-

кой ярмовых балок. После окончательной прессовки обмоток и затяжки ярма

мегаомметром измеряют сопротивление изоляции стяжных шпилек.

Обмотки трансформаторов, не имеющих специальных прессующих устройств,

подпрессовывают расклиновкой. В этом случае в верхней части обмоток между

уравнительной и ярмовой изоляцией забивают дополнительные изоляционные

прокладки-клинья, которые изготовляют из предварительно высушенного прес-

сованного электроизоляционного картона. Расклиновку производят равномерно

по всей окружности обмотки, обходя поочередно один ряд прокладок за другим

(рис.3.17, б)где, : 1 – дополнительный деревянный клин; 2 – вспомогательный

клин; 3 – деревянный брусок.

а) б) в)

Рис.3.17. Эскиз активной части тр-ра (а),(б) - эскиз обмотки тр-ра с прессубщи-

ми клиньями; (в) - схема прессовки обмоток кольцами и нажимными винтами.

185

Осевую прессовку обмоток сухих трансформаторов мощностью более 160 кВ∙А

и масляных III габарита и выше выполняют нажимными стальными кольцами 6

и винтами 1, установленными в полках 9 верхних ярмовых балок (рис. 3.17, в).

На опорной изоляции 7 обмоток 8 установлено массивное стальное прессующее

кольцо 6, имеющее разрыв во избежание образования короткозамкнутого вит-

ка. В полку верхней ярмовой балки вварены круглые стальные втулки 3, в ко-

торые ввинчивают нажимные винты 1. Если винтами давить непосредственно

на прессующее кольцо 6, то оно через винты и ярмовую балку замкнется и об-

разуется короткозамкнутый виток. Стальное кольцо 6 изолируют от ярмовых

балок пластмассовыми, текстолитовыми или изготовленными из прессованного

электрокартона или специального пресс-порошка пятами 5. Чтобы при завин-

чивании винта 1 давление не было сосредоточенным и изоляционная пята 5 не

продавилась, в нее вставляют стальной башмак 4. Самоотвинчивание винтов 1

в процессе работы трансформатора или при его транспортировке предотвраща-

ют установкой гаек 2, которые затягивают до отказа.

Для равномерной прессовки обмоток на каждое прессующее кольцо устанавли-

вают четыре — шесть винтов (у более мощных трансформаторов их количество

увеличивают). Для обмоток силовых трансформаторов напряжением до 110 кВ

включительно применяют в основном общую кольцевую прессовку, т. е. все

обмотки, размещенные на стержне, прессуют одним общим кольцом. Для

трансформаторов напряжением 220 кВ и более применяют раздельную прес-

совку обмоток — каждую обмотку. Каждое прессующее кольцо заземляют гиб-

кой перемычкой, соединяющей его с ярмовой балкой (рис. 3.18, а где, 1 – полка

ярмовой балки; 2 – бобышка; 3,4 – стопорная и пружинная шайбы; 5 – болт; 6

– заземляющая шинка; 7 прессующие кольца обмоток; 8 – обмотки)

В целях экономии металла, совершенствования конструкции и уменьшения до-

бавочных потерь в настоящее время разработаны конструкции прессующих ко-

лец из древесно-слоистых пластиков.

а) б)

Рис. 3.18. Схема заземления прессующих колец при раздельной прессовке об-

моток.(а) и эскиз гидропружинного запорного устройства прессуют своим

кольцом.(б)

Подпрессовку обмоток, имеющих нажимные винты и кольца, выполняют

186

в такой последовательности: ослабляют гайки, предотвращающие самоотвин-

чивание нажимных винтов, равномерно в перекрестном порядке; до отказа за-

винчивают винты и затягивают гайки; подтягивают крепления заземляющих

перемычек, соединяющих прессующие кольца с ярмовыми балками.

Заземляющие перемычки предварительно отсоединяют от ярмовых балок и

измеряют сопротивление изоляции нажимных колец относительно ярмовых

балок и магнитной системы.

Чтобы избежать указанной подпрессовки обмоток, разработаны различные

конструкции автомэпической прессовки в процессе работы трансформатора.

Наиболее эффективной является конструкция с гидропружинным запорным

устройством (рис.3.18, б). Это простое и дешевое в изготовлении устройство

оправдало себя на ряде мощных трансформаторов 110—220 кВ. Гидро-

пружинное устройство конструктивно представляет собой два вставленных

один в другой стальных взаимно подвижных цилиндра 2 и 3, заполненных

трансформаторным маслом, и совмещенных со сжатой винтовой пружиной 4,

расположенной снаружи цилиндров. При усадке изоляции обмоток цилиндры

2, 3 под воздействием разжимающей пружины 4 раздвигаются и во внутрен-

нюю их полость засасывается из бака трансформатора дополнительно необхо-

димое количество масла (через отверстия нижнего и верхнего ниппелей). При

коротком замыкании электродинамические усилия от обмоток 12 через сталь-

ной 9 и текстолитовый 10 башмаки передаются на гидродомкраты, давление

масла в полостях цилиндров резко возрастает и масло запирается конусной ча-

стью ниппеля 1.

Гидропружинное устройство размещается между прессующим кольцом 11 и

нажимными винтами 6. Возможны и другие варианты установки. На рис. 3.18,

б показана установка гидропружинного устройства в ярмовой балке 5. В про-

цессе сборки после сушки активной части завинчивают в фасонные гайки 7

нажимные винты 6 до упора в цилиндры 2, 3 и навинчивают контргайки 8, а

далее в процессе работы трансформатора подпрессовка происходит автомати-

чески. Трансформаторное масло, которым заполнен резервуар гидропружинно-

го домкрата, выдерживает очень большие ударные нагрузки. Поглощая энер-

гию удара, масло служит хорошим амортизатором.

При ремонте обмоток осматривают витковую изоляцию и, если обнаружи-

вают места повреждений, витки изолируют предварительно высушенной лен-

той из маслостойкой лакоткани, которую пропускают между витками. При до-

статочно хорошем качестве витковой изоляции крайние витки в месте допол-

нительной изолировки осторожно раздвигают электрокартонным клином для

удобства пропуска ленты. В случае повреждения изоляции в удаленной части

катушки между витками закладывают полоску из электрокартона толщиной

0,3—0,5 мм. В месте, где изоляция витка восстановлена, на катушку наклады-

вают бандаж из тафтяной ленты вполуперекрышку. Операцию выполняют ак-

куратно, чтобы не повредить изоляцию других витков. На рис.3.19 показана

последовательность восстановления поврежденной изоляции витка.

187

Рис.3.19. Восстановление поврежденной изоляции витка:а — раздвигание вит-

ков клином; б — изолирование витка; в — наложение бандажа на катушку

Ремонт магнитной системы. Ремонт магнитной системы начинают с провер-

ки чистоты вентиляционных каналов и отсутствия на их поверхности мест пе-

регрева. Признаками местных перегревов служат цвета побежалости (измене-

ние цвета стали на желтый, фиолетовый, синий, серый и др.) и наличия про-

дуктов разложения масла в виде черной спекшейся массы. У сухих трансформа-

торов вентиляционные каналы продувают сжатым воздухом, у масляных —

промывают струей горячего трансформаторного масла.

Затем проверяют плотность прессовки активной стали ярм, качество изоля-

ции пластин, сопротивление изоляции стяжных шпилек, состояние изоляции

ярмовых балок относительно активной стали, состояние заземляющих перемы-

чек между ярмовой балкой и магнитной системой, отсутствие мелких внешних

дефектов.

Измерение сопротивления изоляции проводят с помощью мегаомметра. Если

сопротивление изоляции одной или нескольких шпилек значительно меньше,

чем остальных, или равно нулю, отвинчивают гайки, извлекая шпильки из от-

верстий в ярме вместе с изолирующими их бумажно-бакелитовыми трубками, и

осматривают их. При наличии на изоляционных трубках и шпильках признаков

чрезмерного перегрева и при обнаружении замыкания листов активной стали 1

верхнее ярмо разбирают для устранения повреждений, а пластины его при

необходимости подвергают переизолировке. Поврежденные шпильки и изоля-

ционные трубки заменяют новыми.

Перед окончательной прессовкой ярма от прессующей балки отделяют за-

земляющую ленту и измеряют сопротивление изоляции ярмовых балок относи-

тельно активной стали, а также качество изоляции изоляционных прокладок,

установленных между активной сталью и ярмовыми балками.

1 В результате осмотра отверстий в ярме с помощью переносной лампы.

188

При хорошем качестве изоляции устанавливают на место заземляющую лен-

ту, гайки стяжных шпилек затягивают до отказа и раскернивают их для предот-

вращения самоотвинчивания.

У магнитных систем бесшпилечной конструкции подпрессовку ярм произ-

водят подтяжкой гаек на внешних шпильках, скобах, полубандажах. Проверяют

качество изоляции полубандажей, отсутствие в их цепи замкнутого контура;

измеряют сопротивление изоляции подъемных пластин (расположенных вдоль

стержней) по отношению к активной стали.

При выполнении всех работ на магнитной системе обмотки должны быть

тщательно закрыты для исключения попадания на них посторонних предметов.

Ремонт переключающих устройств. При ремонте „устройств переключе-

ния без возбуждения (ПБВ) тщательно осматривают все контактные соедине-

ния переключателя и отводов; определяют плотность прилегания контактов,

проверяя зазор между ламелями щупом, а также измерением переходного элек-

трического сопротивления. Особое внимание обращают на состояние контакт-

ной поверхности, при наличии подгаров подгаров или оплавлений устройство

заменяют. В отдельных случаях в зависимости от характера или степени по-

вреждения устройство восстанавливают.

Для удаления налета, образующегося при работе в масле, контактную часть

переключателя тщательно протирают технической салфеткой, смоченной в

ацетоне или бензине. Остальную часть устройства промывают чистым транс-

форматорным маслом.

При ремонте переключающих устройств регулирования под нагрузкой

(РПН) кроме общих работ по очистке, протирке и промывке наружных и

внутренних поверхностей деталей и частей устройства проверяют контактные

поверхности избирателя ступеней, контакторов и электрической части при-

водного механизма. Подгоревшие контакты избирателя, главные контакты

контактора и привода тщательно зачищают и проверяют на плотность приле-

гания; при этом выясняют и устраняют причину подгорания.

Необходимо отметить, что отказ в работе привода может быть вызван по-

паданием влаги из-за плохой герметичности дверцы шкафа, а также из-за зна-

чительных люфтов соединительных валов. Выявленные люфты в звеньях ки-

нематической схемы привода переключающего устройства следует устранить.

Необходимо тщательно удалить со дна бака контактора осадки, которые

остаются после слива масла через маслосливной кран, а также выполнить дру-

гие работы в соответствии с инструкцией по эксплуатации устройства РПН.

Ремонт отводов. При осмотре отводов обращают внимание на их изоля-

цию и соединения (контакты). Признаком нарушения контакта отводов, рабо-

тающих в масле, является потемнение изоляции, а также отложение на их по-

верхности черной спекшейся массы. Обнаруженные дефектные соединения

перепаивают и изолируют. Крепление отводов подтягивают планками,

шпильками и гайками.

Ремонт вводов, бака и наружных узлов трансформатора. Указанные

элементы ремонтируются параллельно с ремонтом активной части. Техноло-

гия ремонта этих узлов описана в гл. 12.11.4.

189

Заключительные операции при капитальном ремонте

Установка активной части в бак. После ремонта крышки, комплектовки

ее вводами и другой арматурой и присоединения всех отводов активную часть

тщательно обтирают (за исключением обмоток, которые только промывают

маслом) и окончательно осматривают. Измеряют сопротивление изоляции

обмоток [25].

и стяжных шпилек, после чего переходят к предварительным испытаниям, ко-

торые позволяют оценить состояние изоляции трансформаторов. При значи-

тельном отклонении характеристик изоляции от нормированных активную

часть подвергают сушке (см. § 2.3).

Уплотнение между крышкой и бортом рамы бака, как правило, заменяют. Ре-

зиновое уплотнение допускается использовать в виде длинной полосы, при

этом стыки полосы склеивают и размещают между отверстиями в раме бака

(рис. 11.9). Если при испытании дефектов не обнаружено и изоляция не увлаж-

нена, активную часть устанавливают в бак, собирают узлы крепления активной

части в баке и сразу монтируют крышку, после чего заполняют бак несколько

выше уровня верхнего ярма сухим чистым маслом, температура которого

должна быть не ниже 10°С. Для выхода из бака воздуха при заполнении его

маслом одно из отверстий

в крышке держат открытым, защитив его от случайного попадания посторон-

них предметов.

Установка расширителя, газового реле и других устройств. После установки

крышки и заливки активной части маслом монтируют все наружные узлы, в

том числе расширитель, газовое реле, предохранительную трубу и другие

устройства (рис.3.20, а где, 1 — крышка бака; 2 — кронштейн; 3 — расши-

ритель; 4 — фланец патрубка расширителя; 5 — плоский кран; 6 — про-

кладка; 7 — болты; 8 — газовое реле; 9 — патрубок крышки; 10 — про-

кладка; 11 — продольные отверстия в кронштейнах . При этом заменяют

новыми все уплотняющие прокладки.)

а) б)

Рис.3.20 Установка расширителя и газового реле.(а) (б)Эскиз склеенной встык

резиновой прокладки

190

Газовое реле устанавливают после предварительной проверки в лаборато-

рии его поплавковой системы, электрических цепей и герметичности. Прове-

ряют работу крана маслопровода, соединяющего расширитель с ба-

ком.Приборы для измерения температуры монтируют после предварительной

их проверки и транспортировки трансформатора на место установки.

Рис. 3.21. Испытание трансформатора на герметичность

Испытание трансформатора на герметичность. После полной сборки транс-

форматор доливают маслом из той же партии, из которой осуществлялось за-

полнение бака, и испытывают на герметичность. При этом для сообщения бака

с наружным воздухом и заполнения устройств маслом открывают кран, уста-

новленный между газовым реле и расширителем, вывертывают верхнюю проб-

ку расширителя, все воздушные винты и пробки на вводах, радиаторах, термо-

сифонных фильтрах и других устройствах, где они предусмотрены. Когда мас-

ло начинает просачиваться, пробки и винты ввертывают и уплотняют (прядями

асбеста). Затем масло доливают до нормального уровня в расширителе (по

маслоуказателю).

Часто доливку масла совмещают с контрольным испытанием герметичности

трансформатора. Для этого в пробку расширителя или крышки устанавливают

трубу с воронкой (рис.3.21, где1 — труба с воронкой; 2 — крышка масляного

затвора; 3 — шайба.) Высота уровня масла в воронке над крышкой составляет

для трансформаторов с трубчатыми и гладкими баками 1,5 м, а с волнистыми и

радиаторными — 0,9 м; высота над верхней точкой расширителя соответствен-

но 0,6 и 0,3 м. Такой уровень масла выдерживают в течение 3 ч. Трансформатор считают выдержавшим испытание, если за это время не обнаруживают проса-

чивания и утечки масла. Если возникшие течи удалось устранить подтяжкой

уплотнений, то с этого момента выдерживают уровень масла 3 ч, после чего

испытание заканчивают.

При ремонте баков и радиаторов иногда пользуются гидравлическим прес-

сом для испытания избыточным давлением. После проверки герметичности

масло спускают через нижний кран до нормального уровня, наблюдая за рабо-

той маслоуказателя. Если он исправен и сообщается с расширителем обоими

патрубками, то уровень масла в стекле понижается плавно, без срывов и

всплесков.

После полного выделения из масла воздуха (через 8—10 ч после доливки

трансформатора маслом) берут пробу масла для сокращенного химического

анализа и испытания на электрическую прочность.

После полной сборки и испытания на герметичность наружную поверхность

трансформатора красят антикоррозионными и маслостойкими эмалями светлых

191

тонов. Эмаль наносится на очищенную поверхность, при окраске вводы и при-

боры обертывают бумагой, чтобы предохранить их от попадания краски.

После окончания ремонта трансформатор подвергают контрольным испыта-

ниям в следующем объеме: испытание трансформаторного масла на электриче-

скую прочность; измерение характеристик изоляции (R60, R60/R15, емкостных

характеристик и tgδ изоляции); испытание главной изоляции приложенным

напряжением; измерение сопротивления обмоток постоянному току.


1. По какому признаку можно классифицировать ремонты трансформа-

торов?

2. Какие организационно-технические мероприятия необходимо выполнить

перед проведением ремонта?

3. Назовите основные виды работ, выполняемых до ремонта активной ча-

сти. В какой последовательности они выполняются?

4. Какие операции выполняют. при ремонте обмоток (без разборки ак-

тивной части)?

5. Как проводят ремонт магнитной системы трансформатора?

6. Каковы основные работы при ремонте переключающих устройств и от-

водов?

7. Как производится опускание активной части в бак и заливка его маслом?

8. Какие испытания проводят после сборки трансформатора?

3.2.5. Капитальный ремонт трансформатора с разборкой активной части.

Дефектировка трансформатора.

Рассмотрено содержание капитального ремонта трансформатора с разборкой

активной части, последовательность разборки и дефектировки трансформатора.

В процессе разборки производят отбраковку частей, ремонт или замену демон-

тированных устройств новыми. Технология ремонта обмоток, магнитной си-

стемы и последующая сборка активной части трансформатора максимально

приближена к заводской. Обязательными при этом виде ремонта являются,

сушка активной части трансформатора и очистка масла. После окончания ре-

монта производят испытания трансформатора по программе приемо-сдаточных

испытаний [25].

Дефектировка трансформатора.

Прием трансформаторов в ремонт. Не все вышедшие из строя трансформа-

торы подвергаются ремонту [25]. Не ремонтируют трансформаторы с магнит-

ной системой из горячекатаной стали, оклеенной бумагой (из-за повышенных

потерь холостого хода), с практически полностью вышедшей из строя магнит-

ной системой (оплавление пластин, «пожар в стали»), а также со значительным

повреждением баков, так как для большого по объему ремонта баков необхо-

димо специальное оборудование, которым нецелесообразно оснащать электро-

ремонтное предприятие.

При сдаче трансформатора в ремонт заказчик составляет наряд-заказ, в ко-

192

тором указывает область применения трансформатора; условия, в которых он

эксплуатировался (характер нагрузок, наличие толчков и перегрузок, загряз-

ненность воздуха и т. п.); специальные требования; дефекты и неисправности,

имевшие место при эксплуатации (течь масла; повышенные температура масла,

потери и т. д.); виды и сроки ремонтов, которым подвергался трансформатор, с

указанием выполнявшей ремонт организации.Представители ремонтного пред-

приятия знакомятся с технической и эксплуатационной документацией транс-

форматора (паспорт, акты об авариях, журналы ремонтов, протоколы испыта-

ний и т. п.), осматривают, проводят дефектировку трансформатора и все сведе-

ния заносят в соответствующие разделы «Ведомости осмотра и дефектировки»,

после чего окончательно определяют требуемый объем ремонта. При ремонте с

заменой обмоток оформляется заказ на новые обмотки на предприятии- изгото-

вителе, если ремонтное предприятие новые обмотки не изготовляет.

При осмотре активной части трансформатора, ее отдельных элементов и де-

талей измеряют размеры магнитной системы, обмоток, изоляционных расстоя-

ний и т. д. и составляют карту обмеров, в которой фиксируются также резуль-

таты промежуточных испытаний в процессе ремонта отдельных узлов транс-

форматора.

При ремонте ведут документацию по особо ответственным операциям.

Например, для трансформаторов I—IV габаритов такой операцией является

сушка активной части, в процессе которой ведут протокол (журнал сушки).

После капитального ремонта выполняют полный комплекс приемо-сдаточных

испытаний трансформатора, по которым составляют протокол испытаний, яв-

ляющийся основным документом.

При сдаче отремонтированного трансформатора заказчику составляют при-

емо-сдаточный акт, в котором перечисляются все выполненные работы и дают-

ся рекомендации по использованию трансформатора в части специальных тре-

бований (параллельной работы, несимметричных режимов и др.).

Дефектировка в собранном виде. В объем капитального ремонта входят

полная или частичная замена обмоток и главной изоляции, ремонт магнитной

системы с полной или частичной переизолировкой пластин, реконструкция или

замена отдельных устройств, системы охлаждения, устройств переключения

ответвлений и т. п. При капитальном ремонте приходится разбирать активную

часть трансформатора. До ее разборки трансформатор демонтируют в той же

последовательности, что описана в гл. 11.

После расшихтовки верхнего ярма снимают обмотки и изоляцию. При

необходимости переизолировки пластин магнитную систему разбирают. Пол-

ностью разобрав трансформатор, производят дефектировку его частей, ремон-

тируют узлы и детали или заменяют их новыми и затем производят сборку. При

ремонтах с расшихтовкой верхнего ярма обязательными являются сушка ак-

тивной части и очистка трансформаторного масла (см. гл. 11).

Каждый трансформатор, принятый в ремонт, имеет ремонтный номер; при

разборке маркируют все части, вновь устанавливаемые на трансформатор после

ремонта. До разборки устанавливается комплектность трансформатора; на все

недостающие части составляют отдельный список, который прикладывают к

193

ведомости осмотра и дефектировки.

Для выявления течей масла осматривают бак, отмечая места протечек ме-

лом. Определяют состояние вводов. К дефектировке в собранном виде относят-

ся и предварительные электрические испытания, необходимые для определения

наличия повреждений и их характера: отбор пробы масла для испытания его

электрической прочности и сокращенного химического анализа; измерение ха-

рактеристик изоляции.

При разборке трансформатора каждый узел или деталь, демонтированные

с него, дефектируют и сразу определяют объем ремонтных работ, который

необходимо выполнить для последующей установки на трансформатор.

Рассмотрим последовательность работ и технологические операции с мо-

мента выемки активной части из бака (для трансформаторов II—III габаритов).

При осмотре активной части определяют состояние изоляции обмоток и

отводов, качество прессовки обмоток, отсутствие деформаций и других повре-

ждений обмоток.

Бумажную изоляцию проверяют на отсутствие повреждений и определяют

ее механическую прочность, условно разделяя на эластичную (при сгибе вдвое

не ломается, 1-й класс прочности), твердую (при сгибе вдвое образуются тре-

щины, 2-й класс прочности), хрупкую (при сгибе вдвое изоляция ломается, 3-й

класс прочности) и ветхую (при сгибе до прямого угла изоляция ломается, 4-й

класс прочности).

Определяют также состояние главной изоляции, отсутствие деформаций

обмоток и смещения витков. В зависимости от конструкции и причин возник-

новения дефектов может ставиться вопрос о полном изменении конструкции

обмоток и главной изоляции.

Осматривают и фиксируют в ведомости дефектов состояние отводов, пе-

реключателя ответвлений, контактов и паек, стяжных шпилек и их изоляции,

исправность заземления магнитопровода, отсутствие короткозамкнутого конту-

ра в магнитной системе и выполнение условий, исключающих его образование.

Если активная часть подлежит разборке, то перед демонтажем отводов выпол-

няют эскиз их размещения и крепления планками.

По результатам дефектировки активной части окончательно устанавлива-

ют объем ремонта трансформатора.

При хорошем состоянии обмоток и магнитопровода активную часть ре-

монтируют в объеме, рассмотренном в § 11.3; при необходимости (по состоя-

нию изоляции) активная часть может подвергаться сушке.

При осмотре активной части определяют основные размеры магнитной си-

стемы, измеряя длину ярма и ширину средней ступени стержня, высоту окна

(как расстояние между внутренними плоскостями верхнего и нижнего ярем в

свету), а также ширину и толщину пакетов и охлаждающих каналов между ни-

ми. Во избежание ошибок при измерениях все замеры необходимо сопостав-

лять с общими размерами магнитной системы. По результатам замеров состав-

ляют эскиз магнитной системы.

Если объем ремонта требует полной дефектировки, определяют размеры

обмоток и их частей, отдельные изоляционные расстояния, размеры изоляци-

194

онных цилиндров, числа витков в отдельных катушках, конструкцию и состоя-

ние внутренних обмоток, а также конструкцию и состояние всей внутренней

изоляции (от обмотки до стержня и между обмотками).

Весьма ответственными данными при дефектировке являются размеры

провода, а также определение числа витков в обмотках. При отсутствии техни-

ческого паспорта на трансформатор число витков в обмотке фазы можно опре-

делить при помощи контрольной обмотки, намотанной на изоляционный ци-

линдр из мягкого электрокартона поверх комплекта обмоток трансформатора.

Для исключения ошибок при дефектировке производятся расчетная про-

верка и сопоставление полученных данных ([32], гл. 15).

Демонтаж активной части трансформатора. Демонтаж крышки и отводов.

Разборку активной части, связанной с крышкой подъемными шпильками, начи-

нают с отсоединения от переключающего устройства и вводов регулировочных

и линейных отводов. Перед отсоединением отводы маркируют (с обозначением

вводов и зажимов переключателя) [25]. Вводы и переключатель ответвлений

демонтируют до или после съема крышки с активной части.

При осмотре вводов определяют возможность их повторного использова-

ния. Если нет местных повреждений (прогары, растрескивания, сползание изо-

ляции), отводы демонтируют (в месте соединения с обмоткой отвод очищают

ножом от изоляции, при большом сечении отпаивают отвод с помощью специ-

альных клещей с угольными электродами).

Если все отводы имеют хорошую изоляцию и не нуждаются в замене, их

снимают вместе с несущей деревянной рамной конструкцией, что позволяет со-

кратить объем работ при сборке.

Расшихтовка верхнего ярма, демонтаж обмоток и изоляции.

Разборку активной части начинают с распрессовки обмоток и верхнего

ярма (рис. 3.22 где, 1 — уравнительная изоляция; 2 — ярмовая изоляция; 3, 4

— обмотки ВН и НН; 5 — изоляционные цилиндры; б — вертикальные стяж-

ные шпильки; 7 — верхняя ярмовая балка (сторона НН); 8 — изоляционная

прокладка).

Ярмовые балки со стороны ВН и НН не взаимозаменяемы, поэтому перед

съемом их маркируют надписями. В процессе расшихтовки верхнего ярма по

первым вынутым пластинам устанавливают качество изоляции пластин и необ-

ходимость ее восстановления.

Как правило, весь демонтированный комплект пластин верхнего ярма

укладывают в контейнер, который отправляют к лакировальной установке.

Приступая к демонтажу обмоток и изоляции, уже можно оценить состоя-

ние обмоток и изоляции и решить вопрос об их использовании после устране-

ния неисправностей. Если обмотки не заменяют, а только ремонтируют или

снимают для устранения неисправностей в магнитной системе (стержне или

нижнем ярме), то детали главной изоляции снимают, осматривают, устраняют

небольшие дефекты и используют в дальнейшем. При повреждении хотя бы

одной из обмоток в большинстве случаев демонтируют со стержней все обмот-

195

ки, так как металлические оплавления и копоть, возникшие под действием

электрической дуги, осаждаются на все обмотках и изоляции.

а) б)

Рис. 3.22. Эскиз активной части тр-ра (боковая проекция).(а) и съемник обмо-

ток трансформаторов I—II габаритов.(б)

Обмотки, имеющие большую массу, снимают специальным съемным

приспособлением. При ремонте, например, трансформаторов I—II габаритов

оно представляет собой двухлучевую траверсу, позволяющую не только сни-

мать и насаживать обмотку, но и транспортировать ее (рис.3.22,б). Съемник

имеет выдвижные лапы и держатели, обтянутые резиной. Лапы съемника заво-

дят под обмотку так, чтобы они не задевали за соседнюю обмотку.

После демонтажа обмоток снимают со стержня нижнюю ярмовую и урав-

нительную изоляцию, электрокартонный цилиндр и буковые детали расклинов-

ки внутренней обмотки. Если обмотки заменяют вследствие длительной работы

и износа изоляции, то обычно заменяют и деревянные детали.

3.2.6. Ремонт обмоток и магнитной системы трансформатора

Ремонт обмоток трансформатора. Если при сильном нажатии пальцем

изоляция разрушается, должен быть решен вопрос о замене обмоток. В ряде

случаев при аварийных повреждениях обмоток, связанных с выгоранием про-

водов и изоляции в зоне виткового замыкания, производят частичную перемот-

ку обмоток [25]. При ремонте с обмоточного провода удаляется старая изоля-

ция, после чего он отжигается, рихтуется и переизолируется.

Для удаления старой изоляции и отжига обмотку разматывают на отдель-

ные бухты, которые нагревают в закрытой печи при температуре 500—600°С.

При этом изоляция обгорает и снимаются внутренние упругие напряжения в

меди — она становится «мягкой». Чтобы провод не спутался при обжиге, бухты

бандажируют проволокой и устанавливают на специальные стойки.При ремон-

те применяют способ механического удаления старой изоляции путем протяги-

вания провода через устройство, в котором изоляция разрезается в продольном

направлении, очищается скребками и рихтуется. Провод рихтуют протягивани-

ем через систему стальных роликов, перематывают на барабаны, которые во

196

избежание значительных перегибов провода должны иметь диаметр не менее

400—500 мм.

Концы провода соединяют внахлест электропайкой серебряным припоем.

Места паек опиливают, зачищают наждачной шкуркой, после чего провод изо-

лируют на специальных бумагооплеточных станках.

Следует отметить, что все ремонтные работы, а производство обмоток в

особенности, требуют строгого соблюдения технологической дисциплины.

Ремонт магнитной системы трансформатора. Только после демонтажа

обмоток оказывается возможным провести окончательную дефектировку и

определить объем ремонтных работ магнитной системы. После очистки стерж-

ней и нижнего ярма от загрязнений, шлама и копоти проверяют качество и ме-

ханическую прочность изоляции пластин магнитной системы, изоляцию ярмо-

выми балками и пластинами.

Пластины с лаковым покрытием не должны спекаться, а пленка не долж-

на отделяться от них при воздействии неострым предметом. Магнитную систе-

му считают годной для дальнейшей сборки и работы, если на стяжных шпиль-

ках и пластинах стали нет признаков повреждений, а состояние их изоляции

хорошее. При обнаружении мелких дефектов производят частичный ремонт, не

прибегая к полной разборке магнитопровода.

Полный ремонт магнитной системы представляет собой трудоемкую ра-

боту. Как правило, магнитная система с лаковой изоляцией пластин надежно

работает в течение длительного времени. Причиной ремонта может быть,

например, аварийный процесс, возникший в результате нарушения изоляции

пластин и образования контура (короткозамкнутого витка) в магнитной системе

и стальных деталях остова (рис.3.23, где1 – шпилька; 2 – ярмовая балка: 3 –

подъемная шпилька; 4 – крышка; 5 - ярмо,). По контуру, сцепленному с основ-

ным магнитным потоком, протекает значительный ток, приводящий к выгора-

нию изоляции и стали.

Возможны случаи повреждения стали электрической дугой, возникшей

при коротком замыкании в обмотках. В большинстве случаев при ремонте маг-

нитной системы ограничиваются переизолировкой только пластин верхнего

ярма. Каждая перешихтовка верхнего ярма приводит к увеличению потерь хо-

лостого хода на 5—8% (полная переборка магнитной системы —до 25%). По-

этому стремятся по возможности устранить повреждения магнитной системы

без ее разборки.

Полный ремонт магнитной системы включает следующие операции:

установку магнитной системы в горизонтальное положение, разборку и рас-

шихтовку стержней и нижнего ярма;отбраковку и ремонт пластин; изготовле-

ние новых пластин, сборку и испытание магнитной системы.Разборка магнит-

ных систем производится в горизонтальном положении (для трансформаторов

III—IV габаритов на специальном металлическом кантователе).Удаление ста-

рой изоляции пластин производят механическим (на зачистных станках с дви-

жущимися стальными щетками или вручную кордовыми лентами или щетками)

или химическим (в ванне с 10-15% раствором едкого натра, нагретого до 80—

90°С, с последующей промывкой в горячей воде и сушкой горячим воздухом)

197

способом.Для снятия с пластин бумажной изоляции ее отпаривают в горячей

воде с последующей сушкой или обжигают. Пластины вновь изолируют на ла-

кировальной установке (рис. 3.24, где1 — пластина; 2 — резиновые вращаю-

щиеся валики; 3 — трубка с отверстиями;4 — расходный бачок с лаком; 5 —

трубка ).

После лакирования и запекания пластины должны иметь равномерный

темно-коричневый цвет, а их поверхность должна быть ровной и гладкой без

подтеков. В процессе лакирования периодически проверяют толщину пленки,

электрическое сопротивление изоляции пластин и состав лака.

При ремонте трансформаторов с разборкой остова стяжку стержней

стальными бандажами и сквозными шпильками заменяют на стяжку стеклобан-

дажами, установка 8 которых осуществляется специальным механизмом (рис.

3.23, где: 1 — бобина с рулоном стоклоленты; 2 — плита для крепления к прес-

сующей балке; 3 — направляющие ролики; 4 — фрикционная муфта; 5 —

стальная коробчатая обойма; 6 — зубчатое колесо вала двигателя; 7 — план-

шайба с зубчатым венцом; 8 — палец; 9 — стержень; 10 — разводной сегмент).

Сборка активной части является наиболее ответственным этапом ремон-

та. Установленные на магнитной системе обмотки соединяют в соответствии с

заданной схемой соединения; отводы от обмоток подключают к переключате-

лям и соответствующим вводам.

После сборки схемы активная часть подвергается электрическим испыта-

ниям (проверка правильности выполнения схемы соединения и качества паек).

После сборки и испытаний производится сушка активной части трансформато-

ра.

Ремонт бака трансформатора. Параллельно с ремонтом активной части

выполняют ремонт бака, вводов, переключающего устройства и комплектова-

ние крышки. Трещины и дефектные места бака восстанавливают электросвар-

кой, соблюдая при этом правила противопожарной безопасности.

Для уплотнения крышки на борт бака укладывают уплотняющую про-

кладку из резины. Чтобы она не выдавливалась внутрь бака, применяют раз-

личные способы ее установки: приваривают вдоль всего периметра рамы

стальной пруток (рис. 3.23, б ,где, 1 — стальной пруток; 2 — крышка бака; 3 —

прокладка; 4 — болт; 5 — рама бака; 6 — стенка бака6 — ванночка; 7 — бачок;

8 — насос;9 — транспортер; 10 — конвейерная печь; 11 — рабочая часть

транспортера; 12 — электрическая печь; 13 — труба;14 — транспортер; 15 —

труба; 16 — приемный стол.а), раму приваривают к выступающей части бака

(рис. 12.6, б) или используют сплошную прокладку (рис. 3.24, в).

Одновременно с ремонтом бака и его арматуры ремонтируют элементы

системы охлаждения, предохранительную трубку, расширитель, осушители

воздуха, термосифонный фильтр и краны. Эти устройства чистят, промывают,

окрашивают, проверяют отсутствие течи, заменяют уплотняющие прокладки и

сальниковую набивку в кранах и уплотняющих пробках.

198

а) б)

Рис. 3.23. Эскиз магнитной системы трансформатора при нарушении изоляции

стяжной шпильки ярма.(а) Рис. 3.24. Схема лакировальной машины.(б)

а) б)

Рис. 3.24. Механизм для намотки стекло- бандажей.(а) Схема установки

прокладки.(б)

3.2.7. Испытания трансформатора после капитального ремонта

Объем и нормы испытаний. После завершения ремонтных работ транс-

форматор подвергается испытаниям с целью проверки качества и отсутствия

дефектов, а также проверки характеристик трансформатора (на соответствие

требованиям стандартов1, технических условий или других регламентирующих

документов).

Программа испытаний после капитального ремонта с разборкой активной

части трансформатора полностью соответствует программе приемо-сдаточных

испытаний в заводских условиях.

В процессе эксплуатации, при монтаже и ремонте трансформатора прово-

дится целый ряд испытаний и измерений, о которых говорилось в гл. 3, 11.

Измерения сопротивления изоляции обмоток являются обязательными

после любого вида ремонта. Определение коэффициента абсорбции, измерение

tgδ изоляции и емкостных характеристик проводят после ремонта с заменой

обмоток или при подозрении на загрязненность и увлажнение изоляции. Про-

верка коэффициента трансформации на всех ступенях переключения напряже-

ния и группы соединения обмоток, а также испытание главной изоляции (вме-

сте с вводами) являются обязательными после ремонта трансформатора с заме-

ной обмоток.

Испытание продольной изоляции обмоток является желательным после

1 Нормы и методы испытаний должны соответствовать требованиям ГОСТ 11677—85,

3484—77, 1516—76.

199

ремонта с заменой обмоток (при наличии испытательного оборудования).

После ремонта с заменой обмоток измеряют потери и ток холостого хода

при номинальном напряжении, а также напряжение и потери короткого замы-

кания при номинальном токе. Допускается превышение расчетных (или завод-

ских) значений тока холостого хода не более чем на 30%; потерь — на 15% (для

трансформаторов старых лет выпуска до 22%). Допустимые отклонения пара-

метров короткого замыкания от заводских или расчетных — не более 10%. По-

сле ремонта без замены обмоток (если производилась подпрессовка ярем маг-

нитной системы) потери холостого хода допускается измерять при пониженном

напряжении.

Измерение электрического сопротивления обмоток постоянному току

производится в случае, если результаты операционного испытания (при изго-

товлении обмоток) отличаются от нормируемых (различие сопротивлений на

одноименных ответвлениях разных фаз не более 2%). Проверка работы пере-

ключающего устройства является обязательной после любого ремонта этого

устройства или ремонта, связанного с расчленением привода переключающего

устройства, и проводится согласно инструкции завода-изготовителя.

Испытания пробы масла из бака для измерения электрической прочности

и сокращенного химического анализа, а также бака трансформатора на плот-

ность избыточным давлением является обязательным после любого капиталь-

ного ремонта.

Проверка состояния индикаторного силикагеля воздухоосушителя произ-

водится после текущего ремонта, а испытание трансформатора включением

толчком на номинальное напряжение (3—5-кратное включение) — после любо-

го капитального ремонта.

Рассмотрим подробнее некоторые виды испытаний.Испытание электри-

ческой прочности изоляции. Эти испытания включают определение пробивного

напряжения масла (или другого жидкого диэлектрика), которым заполнен

трансформатор, измерение сопротивления изоляции обмоток, испытание внут-

ренней изоляции напряжением промышленной частоты, приложенным от

внешнего источника (в течение 1 мин), и испытание повышенным напряжени-

ем, индуктированным в самом трансформаторе.

Значения испытательных напряжений для обеспечения надежности и дол-

говечности трансформатора превышают номинальные и зависят от условий

эксплуатации. Трансформаторы, предназначенные для эксплуатации в электро-

установках, подвергающихся воздействию грозовых перенапряжений при

обычных мерах грозозащиты, испытываются по нормам для нормальной изоля-

ции, а трансформаторы, предназначенные для эксплуатации в электроустанов-

ках, не подверженных воздействию грозовых перенапряжений, или при специ-

альных мерах грозозащиты — по нормам для облегченной изоляции.

При испытании изоляции напряжением промышленной час-

тоты,приложенным от внешнего источника, проверяется электрическая проч-

ность главной изоляции (каждой обмотки по отношению к другим обмоткам,

включая отводы и выводы, а также по отношению к баку и другим заземлен-

ным частям трансформатора).

200

Испытывают поочередно изоляцию каждой обмотки. Испытания прово-

дят по схеме (рис.3.25, где, 1 — регулировочный трансформатор; 2 — вольт-

метр; 3 —амперметр; 4 — повышающий трансформатор).

При этом испытательное напряжение прикладывается между испытывае-

мой обмоткой, замкнутой накоротко, и заземленным баком. Все остальные вво-

ды других обмоток соединяют между собой и заземляют вместе с баком и маг-

нитной системой. Напряжение к первичной обмотке повышающего трансфор-

матора подводят от генератора переменного тока с регулируемым возбуждени-

ем или от регулировочного автотрансформатора. Испытательное напряжение

поднимают плавно и выдерживают 1 мин

Рис.3.25. Схема испытания изоляции обмотки ВН.

Возрастание тока и снижение напряжения, фиксируемое приборами,

обычно указывают на наличие дефекта в изоляции испытываемого трансформа-

тора. Повреждение в испытываемом трансформаторе проявляется потрескива-

нием и разрядами.

Трансформатор считают выдержавшим испытания, если в процессе испы-

тания не наблюдалось полного разряда (по звуку), разряда на защитном шаро-

вом промежутке, выделения газа и дыма или изменения показания приборов.

Если при испытании отмечены разряды в баке, сопровождающиеся изме-

нением режима в испытательной установке или появлением дыма, активная

часть подлежит осмотру, а при необходимости разборке для выяснения и

устранения причины разрядов или пробоя.

Продольная изоляция обмотки (изоляция между витками, катушками,

слоями, фазами) испытывается повышенным напряжением, индуктированным в

самом трансформаторе. Испытания проводят путем приложения к одной из об-

моток двойного номинального напряжения этой обмотки при повышенной ча-

стоте (но не более 400 Гц). Повышение частоты необходимо во избежание

чрезмерного увеличения индукции и намагничивающего тока. Испытания про-

водят по схеме опыта холостого хода напряжением частоты не менее 2fном и

продолжительностью испытания 1 мин. (При более высоких частотах длитель-

ность уменьшается, но не должна быть менее 15 с).

Основным дефектом, который выявляется при таком испытании, является

замыкание между витками или слоями обмотки, а также между отводами. Если

имеются признаки дефекта, то важно до разборки трансформатора измерениями

токов и напряжений по фазам установить дефектную фазу. Затем эта фаза под-

вергается тщательному осмотру. Дефектное место обмотки можно определить

201

индукционным методом или измерением электрического сопротивления.

Индукционный метод для нахождения короткозамкнутого витка основан

на наличии электромагнитного поля вокруг короткозамкнутого витка, создан-

ного в нем индуктированным током короткого замыкания. Поле вокруг осталь-

ных витков отсутствует. Наличие и положение короткозамкнутого витка обна-

руживают особой катушкой, называемой искателем, к которой подключен чув-

ствительный прибор. Измерительный аппарат состоит из искателя и указателя.

Искатель представляет собой многовитковую катушку, насаженную на магни-

топровод, состоящий из нескольких пластин электротехнической стали, и при-

соединенного к ней указательного прибора (рис. 3.26, а, где, 1 — указательный

прибор; 2 — защитный кожух; 3 — катушка; 4 — сердечник).

а) б)

Рис.3.26. Общий вид (а) и принципиальная схема (б) устройства для обнаруже-

ния короткозамкнутого витка

Напряжение в проверяемой обмотке индуктируется «питателем», кото-

рый выполняется аналогично представленному на рис. 3.26, б, а искателю, или

представляет собой длинный стержень с намотанными по всей длине витками.

Обмотка питателя подключается к сети (36, 127 или 220 В). Если проверяемая

обмотка насажена на стержень магнитной системы, возбуждение осуществляет-

ся обычным путем (при подаче небольшого напряжения, безопасного для пер-

сонала). Перемещая искательсначала вдоль обмотки, а затем в радиальном

направлении, устанавливают место замыкания по наибольшему отклонению

прибора.

Оценка состояния изоляции1. Для оценки состояния изоляции трансфор-

матора после ремонта проводится ряд испытаний, по которым определяют ко-

эффициент абсорбции, tgδ, С2/С50, ∆С/С изоляции обмоток, изоляционные ха-

рактеристики масла и влагосодержание установленных внутри бака трансфор-

матора образцов твердой изоляции.

Полученные результаты сравниваются с допустимыми значениями изо-

ляционных характеристик и позволяют выявить грубые дефекты в изоляции пе-

ред включением трансформатора под напряжение, возникшие, например, в ре-

зультате местных загрязнений, увлажнения или повреждения изоляции.

1 Аналогичная оценка проводится также в процессе монтажа перед пуском и при экс-

плуатации.

202

Измерение сопротивления изоляции обмоток производится при темпера-

туре не ниже 10°С мегаомметром класса 1000 В в трансформаторах класса

напряжения до 35 кВ мощностью до 16 MB∙А и класса 2500 В с пределами от 0

до 10 000 МОм — во всех остальных трансформаторах. За температуру изоля-

ции в масляных трансформаторах принимают температуру масла в верхних

слоях, в сухих — температуру окружающего воздуха.

Измеренное сопротивление изоляции необходимо сравнить со значением,

измеренным для исследуемого трансформатора в заводских условиях; для не-

увлажненной изоляции R60 ≥ 0,7 R60(зав).

Другим показателем состояния увлажнения изоляции могут служить ди-

электрические потери в изоляции. При этом, как правило, измеряют только tgδ

(в долях единицы или в процентах); измерение tgδ производится с помощью

емкостного моста при напряжении до 10 кВ.


1. Какая ремонтная документация должна вестись при ремонте транс-

форматора?

2. По каким критериям производится оценка состояния изоляции обмоток и

отводов?

3. Какова последовательность работ при демонтаже активной части транс-

форматора?

4. Какие основные работы выполняют в процессе ремонта обмоток?

5. Как оценивается состояние магнитной системы?

6. Какие операции включает полный ремонт магнитной системы?

7.Какие параметры контролируются в процессе испытаний, выполняемых

после ремонта трансформатора?

3.3. Ремонт электрических машин

При текущем ремонте электрических машин выполняют следующие ра-

боты: проверку степени нагрева корпуса и подшипников, равномерности воз-

душного зазора между статором и ротором, отсутствия ненормальных шумов в

работе электродвигателя;чистку и обдувку электродвигателя без его разборки,

подтяжку контактных соединений у клеммных щитков и присоединении прово-

дов, зачистку колец и коллекторов, регулирование и крепление траверсы щет-

кодержателя, восстановление изоляции у выводных концов, смену электроще-

ток;смену и долив масла в подшипники [24].При необходимости произво-

дят:полную разборку электродвигателя с устранением повреждений отдельных

мест обмотки без ее замены;промывку узлов и деталей электродвигателя; заме-

ну неисправных пазовых клиньев и изоляционных втулок, мойку, пропитку и

сушку обмотки электродвигателя, покрытие обмотки покрывным лаком, про-

верку крепления вентилятора и его ремонт, проточку шеек вала ротора и ре-

монт беличьей клетки (в случае необходимости), смену фланцевых прокладок;

замену изношенных подшипников качения;промывку подшипников скольже-

ния и при необходимости их перезаливки, при необходимости заварку и про-

точку крышек электродвигателя, частичную пропайку петушков; проточку и

шлифование колец; ремонт щеточного механизма и коллектора; проточку кол-

203

лектора и его продороживание; сборку и проверку работы электродвигателя на

холостом ходу и под нагрузкой.

При капитальном ремонте производят следующие работы: полную или

частичную замену обмотки; правку, протирку шеек или замену вала ротора; пе-

реборку колец или коллектора; балансировку ротора; замену вентилятора и

фланцев; полную пропайку петушков; чистку, сборку и окраску электродвига-

теля и испытание его под нагрузкой.

Определение состояния деталей и назначение вида ремонта. Дефектацию

производят до разборки, в процессе разборки и после разборки. Дефектацион-

ные операции, выполняемые до разборки: внешний осмотр; ознакомление с де-

фектами по документации; предремонтные испытания на режиме холостого хо-

да, если это возможно.

До включения в сеть проверяют состояние вала, подшипниковых щитов,

подшипников, отсутствие задевания ротора за статор, наличие смазки, целост-

ность фаз; состояние выводных концов и клеммного щитка; сопротивление

изоляции обмоток.

При удовлетворительных результатах испытаний включают электродви-

гатель на 30 мин под напряжение, замеряют пофазно силы тока холостого хода,

проверяют шумы электродвигателя, работу коллектора, нагрев подшипников,

величину вибрации и др.

В контрольно-дефектационные операции, проводимые в процессе разбор-

ки, входят: измерение величины воздушных зазоров между железом статора и

ротора (якоря) в четырех точках, отстоящих друг от друга на 90°; измерение

разбега вала в подшипниках скольжения; определение зазоров в подшипниках

скольжения и качения; выявление неисправности других деталей.

В процессе разборки нельзя допускать повреждений или поломки разби-

раемых отдельных узлов и деталей или частей электрических машин. Детали,

сопряженные между собой с натягом, снимают универсальными съемниками.

Рабочие и посадочные поверхности узлов и деталей разбираемых электриче-

ских машин предохраняют от повреждений.

Снятые годные метизы, пружинные кольца, шпонки и другие мелкие де-

тали сохраняют для повторного использования.Разобранные узлы и детали по-

мещают в технологическую тару или на стеллажи.Рабочее место разборщика

оснащают столом или верстаком и специальным инструментом и приспособле-

ниями.Устройство для снятия подшипников с вала ротора размещают вблизи

рабочих мест разборщиков.При разборке электродвигателей можно пользовать-

ся специальной подставкой для ног. Стенд, оснащенный подъемником, пово-

ротным столом и конвейером (пластинчатым, тележечным и т. п.), обеспечива-

ет полную разборку электродвигателей высотой оси вращения более 100

мм.Для подъема изделий в сборе, узлов и деталей, масса которых превышает 20

кг, следует использовать подъемно-транспортные механизмы и приспособле-

ния.Захват узлов и деталей за рабочие поверхности не допускается.Подъемно-

транспортное оборудование должно иметь плавную скорость подъема и опус-

кания, а грузоподъемность должна быть не менее 1 т.

Приспособления, используемые для съема подшипников с вала ротора и

204

для выема ротора из расточки статора, должны обеспечивать предохранение

рабочих поверхностей от повреждений.

Используемый при разборке инструмент не должен иметь зазубрин, за-

усенцев и других дефектов на рабочей поверхности и соответствовать требова-

ниям техники безопасности.Производственная тара должна вмещать все разо-

бранные узлы и детали и соответствовать требованиям промышленной санита-

рии.Технологический процесс разборки состоит из следующих операций: под-

готовительных, непосредственно разборки и контроля.Выбор способа разборки

зависит от технических и организационных возможностей производ-

ства.Операции технологического процесса производят в помещении с темпера-

турой 20 ± 5°С и относительной влажностью не более 80 %. При подготови-

тельных операциях устанавливают контейнер с электродвигателями на под-

ставку, а электродвигатель –на стол разборщика или передаточную тележку

разборочного стенда.У двигателей закрытого исполнения отвертывают болты,

крепящие кожух наружного вентилятора, и снимают его;отвертывают крепеж-

ные детали, крепящие вентилятор,и снимают его; в случае крепления вентиля-

тора пружинным кольцом, предварительно снимают его специальным инстру-

ментом.У двигателей с фазным ротором:отсоединяют соединительные провода,

освобождают крепления,снимают кожух контактных колец, вынимают щетки; в

случае ремонта обмоток ротора отпаивают соединительные хомутики от вы-

водных концов; снимают отвододержатель и съемником контактные кольца с

вала ротора.

У электродвигателей, конструкция которых предусматривает расположе-

ние узла контактных колец внутри подшипникового щита, съем контактных ко-

лец производят после снятия подшипниковыхкрышек (наружной и внутрен-

ней), подшипникового щита и подшипника со стороны, противоположной ра-

бочему концу вала.

У крановых и металлургических электродвигателей кроме того снимают

крышки смотровых люков; открепляют капсулы от подшипниковых щитов и

снимают наружные уплотняющие кольца; сливают масло из масляных камер (у

подшипников скольжения).

Отвертывают болты, крепящие наружные крышки подшипников и сни-

мают последние. При наличии между подшипниковой крышкой и подшипни-

ком пружинных колец, последние должны быть сохранены. Снимают пружин-

ное кольцо, крепящее подшипник (при наличии). Отвертывают крепежные де-

тали, крепящие подшипниковые щиты, крышку и панель (колодку) выводов, и

снимают последние. Уплотнения, предусмотренные конструкцией в коробке

выводов, сохраняют. При разборке электродвигателей на рабочем месте раз-

борщика подготовительные операции производят здесь же.

Передний (со стороны рабочего конца вала) подшипниковый щит выво-

дят из заточки станины с помощью рычага, вводимого в просвет между ушками

подшипникового щита и станины, либо отжимных болтов. Отжим следует про-

изводить равномерно, пока щит полностью не выйдет из центрирующей заточ-

ки.

Допускается вывод подшипникового щита из заточки станины произво-

205

дить с помощью легких ударов молотка по выколотке из мягкого металла или

пневмомолотка по торцам ушек подшипникового щита.

При выводе переднего подшипникового щита из заточки необходимо

поддерживать вал вручную или подкладками, не допуская удара ротора о ста-

тор.Подшипниковый щит с вала снимают, поворачивая его на подшипнике, не

допуская при этом перекосов.Задний (со стороны, противоположной рабочему

концу вала) подшипниковый щит снимают аналогично переднему.Можно сни-

мать задний подшипниковый щит после выемки ротора из статора. Выемку ро-

тора производят специальным приспособлением, не допуская при этом задева-

ний ротора за расточку и обмотку статора.

На статоре, роторе и подшипниковых щитах укрепляют бирки с ремонт-

ными номерами.Разобранные узлы и детали укладывают в производственную

тару или на стеллажи и передают на последующую операцию.

При разборке на разборочном стенде электродвигатель устанавливают на

передаточную тележку, фиксатором-толкателем посылают ее по конвейеру.

Производят операции предварительной разборки и передают тележку на стол

гидростенда.

Устанавливают электродвигатель так, чтобы центры штоков гидроцилин-

дров установки совпали с центрами вала разбираемого электродвигателя, и за-

жимают вал электродвигателя в центрах.Опускают стол вниз и выталкивают

тележку на конвейер.

Поднимают стол до полной посадки на него электродвигателя, и зажима-

ют лапы электродвигателя зажимами.

Подают шток левого цилиндра вправо до полного выхода под-

шипникового щита из заточки статора. Снимают подшипниковый щит с под-

шипника. Устанавливают упор между подшипником и корпусом электродвига-

теля. Подачей штока правого цилиндра влево выпрессовывают правый под-

шипник с вала ротора. Аналогично поступают с левым подшипниковым щитом

и подшипником. Производят разжим центров и отводят штоки цилиндров гид-

ростенда от вала ротора электродвигателя. Поворачивают стол с электродвига-

телем на 60—90° и снимают подшипники и внутренние подшипниковые крыш-

ки.Выводят ротор из расточки статора цри помощи специального приспособле-

ния, не допуская при этом задевания ротора за расточку и обмотку статора.

Допустимые радиальные зазоры в подшипниках скольжения электрических

машин. Таблица 3.14.

Диаметр вала, мм Допустимые зазоры мм,при частоте вращения, об/мин

750-1000 1000-1500 1500-3000 18-30 0,04-0,093 0,06-0,13 0,14-0,28 30-50 0,05-0,112 0,075-0,16 0,17-0,34 50-80 0,065-0,135 0,095-0,195 0,2-0,4 80-120 0,08-0,16 0,12-0,235 0,23-0,46

Примечания:

l.Bo время эксплуатации допускается удвоенная величина максимальных

зазоров.

206

2.При отсутствии специальных указаний завода-изготовителя зазора

между шейкой вала и верхним вкладышем следует назначать в следующих пре-

делах; для подшипников с кольцевой смазкой (0,08÷0,10) Дш, для подшипников

с принудительной смазкой (0,05÷0,08) Дш, где Дш –диаметр шейки вала.

3.Для создания более благоприятных условий образования масляного

клина рекомендуют у разъемных подшипников делать боковые зазоры В = а. В

этом случае подшипники растачивают на диаметр Д + 2а с применением про-

кладок толщиной а.

Допустимая разница воздушных зазоров электрических машин не должна

превышать значений, указанных в заводских инструкциях, а если таких данных

нет, то зазоры должны отличаться на величину не больше, чем указано ниже

для машин: асинхронных –на 10 %; синхронных тихоходных –на 10 %; син-

хронных быстроходных –на 5 %; постоянного тока с петлевой обмоткой и зазо-

ром под главными полюсами более 3 мм –5 %; постоянного тока с волновой

обмоткой и зазором под главными полюсами более

1 мм –на 10 %; а также якорем и дополнительными полюсами –на 5 %.

Разбег –осевая игра вала машины в подшипниках скольжения в одну сто-

рону от центрального положения ротора не должен превышать 0,5 мм для ма-

шин напряжением до 10 кВт, 0,75 мм –для машин 10—20 кВт, 1,0 мм –для ма-

шин 30—70 кВт, 1,5 мм –для машин 70—100 кВт. Суммарный двусторонний

разбег вала не должен превышать 2—3 мм.

Зазоры в подшипниках качения. Таблица 3.15.

Внутренний диаметр

под-шипника,

мм

Осевая игра в од-норядных шари-коподшипниках,

мм, для серии

Радиальный зазор, мм

200 300

в новых однорядных

шарикоподшип-никах

в новых роли-

коподшип-никах

наибольший до-пустимый при из-носе подшипни-

ков

20-30

30-50

50-80

80-100

10-120

—

0,12-

0,22

0,14-

0,32

0,25-

0,43

0,26-

0,46

—

0,13-0,23

0,17-0,38

0,29-0,50

0,32-0,56

0,01-0,02

0,01-0,02

0,01-0,02

0,02-0,03

0,02-0,01

0,02-0,05

0,02-0,06

0,02-0,06

0,04-0,08

0,05-0,09

0,1

0,2

0,2

0,3

0,3

В контрольно-дефектационные операции после разборки электромашин

207

входят: внешний осмотр и обмер всех изнашиваемых поверхностей деталей;

окончательное заключение о состоянии деталей в результате осмотра, проверок

и испытаний. Результаты дефектации записывают в ремонтную карту, на осно-

вании которой технолог или мастер заполняет операционную карту и назначает

вид ремонта. Дефектные детали и узлы ремонтируют способами, указанными

ниже.

Технология ремонта узлов и деталей электрических машин. Конструкция

коллектора. Для большинства электрических машин применяют конструкцию

коллектора, показанную на (рис.3.27, а где , 1 –стальной корпус; 2–изоляция; 3

–петушки; 4–пластина коллекторная; 5–шайба конусная натяжная; 6 –винт сто-

порный; 7–прокладка миканитовая).

Коллектор машины должен быть очищен от грязи и смазки. Изоляция

коллектора должна быть продорожена, с граней коллекторных пластин сняты

фаски. Коллектор, имеющий неровности до 0,2 мм, должен быть отполирован,

0,2—0,5 мм –прошлифован, более 0,5 мм –проточен. Биение коллектора у ма-

шин (проверенное по индикатору) не должно превышать 0,02 мм для коллекто-

ров диаметром до 250 мм и 0,03—0,04 мм для коллекторов диаметром 300—600

мм.

Ремонт коллекторов. Сведения о возможных неисправностях, причинах

их возникновения и способах ремонта коллекторов (рис. 3.27,б) приведены в

табл. 69.

а) б)

Рис. 3.27. Устройство коллектора.(а) Формовка коллектора на токарном стан-

ке(б)

Ремонт контактных колец. Комплект контактных колец показан на(

рис.3.28.где, 1 –втулка; 2–электрокартон; 3 –кольцо контактное; 4 –изоляция

шпилек; 5–шпильки контактные (выводы от колец))

Незначительные повреждения поверхности контактных колец (подгары,

биение, неравномерная выработка) устраняют зачисткой и полировкой без де-

монтажа колец. При больших повреждениях поверхностей кольца снимают и

протачивают с уменьшением их толщины не более чем на 20 %.

Пробой изоляции на корпус, а также предельный износ колец вызывают

необходимость их замены. Замены целесообразно производить только в круп-

208

ных ЭРЦ, где на каждый вид контактных колец составляют типовой технологи-

ческий процесс разборки, изготовления, сборки и испытания с обеспечением

соответствующими приспособлениями и оборудованием.

Ремонт сердечников. Сердечники (активная сталь) одновременно служат

магнитопроводом и остовом для размещения и укрепления обмотки. При ре-

монте и замене обмотки необходимо проверить сердечники и устранить обна-

руженные дефекты. Основные неисправности сердечников статора и ротора, их

причины, а также способы устранения приведены в 3.16.

Неисправности коллектора. Таблица 3.16.

Неисправность Причина Ремонт

Обгорание поверхности Искрение. Круговой

огонь Обточка, шлифование

Биение. Выступание

пластин

Плохая сборка. Некаче-

ственный миканит

Нагрев. Подтягивание. Об-

точка

Выступание изоляции

между пластинами

Износ пластин. Ослабле-

ние коллектора

Продорожива-

ние.Подягивание. Обточка

Выступание пластин на

краю коллектора

Предельная обточка.

Слишком тонкие пласти-

ны

Замена комплекта пластин и

межламельной изоляции

Обломана часть петуш-

ков (в шлице)

Неосторожная выбивка

концов обмотки из шлица

Разборка. Ремонт или замена

пластин

Замыкание между пла-

стинами

Заусенцы на поверхно-

сти. Прогар миканитной

изоляции из-за попадания

масла и медно-угольной

пыли Замыкание внутри

коллектор

Осмотр. Расчистка. Глубо-

кая прочистка между пла-

стинами. Промывание спир-

том. Замазывание пастой

Замыкание на корпус Пробой, прогар изоляци-

онных конусов

Разборка, ремонт или замена

коллектора с формовой на

станке (рис.3.27)

Неисправности сердечников статора и ротора. Таблица 3.17.

Неисправность Причина Ремонт

Ослабление прес-

совки

Выпадение вентиляционных

распорок.Ослабление стяж-

ных болтов.Отлом и выпа-

дение отдельных зубцов

Ремон распорок.Подтянуть

болты.Забить и укрепить

клинья

Распушение зубцов

Слабые крайние листы или

нажимные шайбы

Подпрессовка.Усилие

крайних листов

Нагрев сердечника

Заусенцы. Зашлифованные

места.Механические повре-

ждения поверхности сер-

дечников.Порча изоляции

стяжных болтов

Расчистка

209

Выгорание участков Пробой изоляции обмотки

на сталь

Замена изоля-

ции.Расчистка.Пере ших-

товка

Деформация стали

Неправильная сборка или

монтаж машины. Механиче-

ские повреждения

Правка

Рис.3.28. Кольца контактные в сборе.

Условия для безыскровой коммутации. Если плотность тока, приходяща-

яся на единицу поверхности соприкосновения щетки с коллектором в каком-

либо месте становится слишком большой, щетки искрят. Искрение разрушает

щетки и поверхность коллектора. Надежный контакт между щеткой и коллек-

тором обеспечивает гладкая зеркальная поверхность коллектора (без выступов,

вмятин, подгаров, без эксцентриситета или биения).

Механизм подъема щеток должен быть исправным. На одной машине

нельзя применять щетки разных марок. Они должны быть установлены строго

на нейтрали. Расстояние между щетками по окружности коллектора должны

быть равными. Отклонения в расстояниях между сбегающими концами щеток

не должны превышать

% для машин мощностью до 100 кВт. От обоймы до поверхности коллек-

тора расстояние должно быть 2—4 мм. При наклонном расположении щеток

острый угол щетки должен быть набегающим.

Допустимые отклонения обойм щеткодержателя от номинального разме-

ра в осевом направлении –0—0,15 мм; в тангенциальном направлении, при ши-

рине щеток менее 16 мм —0—0,12 мм; при ширине щеток более 16 мм –0—0,14

мм.

Допустимые отклонения размеров щеток от номинальных размеров

обоймы щеткодержателя могут быть только со знаком минус. Величины допу-

стимых отклонений: в осевом направлении от –0,2 до –0,35 мм; в тангенциаль-

ном направлении (при ширине щеток до 16 мм) от –0,08 до –0,18 мм; в танген-

циальном направлении (при ширине щеток более 15 мм) от –0,17 до –0,21 мм.

Зазор щеток в обойме не должен превышать в осевом направлении –0,2 ÷

0,5 мм; в тангенциальном направлении (при ширине щеток до 16 мм) 0,06 ÷ 0,3

мм; в тангенциальном направлении (при ширине щеток более 16 мм) 0,07 ÷ –

0,35 мм. Рабочая (контактная) поверхность щеток должна быть отшлифована до

зеркального блеска. Удельное нажатие различных марок щеток должно нахо-

диться в пределах 0,15—4 МН/м2 и приниматься по каталогам.

210

Рис.3.29. Формы валов электромашины:а)машин постоянного тока;б),

в)асинхронных двигателей.

Отклонение в величине удельного нажатия между отдельными щетками

одного стержня допускается на±10 %. Для двигателей, подвергающихся толч-

кам и сотрясениям (крановые и др.), удельное нажатие допускается повышать

на 50—75 % по сравнению с каталожными данными.

Ремонт деталей механической части. Ремонт вала. Формы валов электри-

ческих машин с указанием посадок и шероховатости показаны на рис. 20.9. Вал

может иметь следующие повреждения: изгиб, трещины, задиры и царапины

шеек, общую выработку, конусность и овальность шеек, развал шпоночных ка-

навок, забоины и расклепывание торцов, смятие и износ резьбы на концах вала,

потерю напряженности посадки на валу сердечника и в редких случаях полом-

ку вала.

Ремонт валов является ответственной работой и имеет специфические

особенности, так как ремонтируемый вал очень сложно отделить от сопряжен-

ного с ним сердечника. Допустимая норма на обточку шеек вала составляет 5—

6 % от его диаметра; допустимая конусность 0,003, овальность 0,002 от диамет-

ра. Валы, имеющие трещины глубиной более 10—15 % размера диаметра и бо-

лее 10 % длины вала или периметра, подлежат замене. Общее количество вмя-

тин и углублений не должно превышать 10 % посадочной поверхности под

шкив или муфту и 4 % под подшипник.

Ремонт станин и подшипниковых щитов.Основные повреждения станин и

подшипниковых щитов:поломка лап крепления станины; повреждение резьбы в от-

верстиях станины; трещины и коробление подшипниковых щитов; износ посадоч-

ной поверхности отверстия щита под посадку подшипника.

Ремонт станины и подшипниковых щитов заключается в заварке трещин,

211

приварке отбитых лап, восстановлении изношенных посадочных мест, разру-

шенной резьбы в отверстиях и удалении оставшихся оторванных стержней бол-

тов. Биение центрирующей заточки относительно оси –радиальное и не более

0,05 % диаметра заточки.

Ремонт подшипников скольжения. Повреждения подшипников скольже-

ния: износ по внутреннему диаметру и торцам, растрескивание, выкрашивание,

отставание, подплавление заливки, затягивание канавок, износ втулки по

наружному диаметру. Износ по внутреннему диаметру и торцам является

наиболее частым повреждением.

Сроки службы (в годах) подшипников скольжения, залитых баббитом

марки Б16, в зависимости от режима работы следующие:Легкий 4—5;Тяжелый

1,5—2;Нормальный 2—3;Очень тяжелый1—1,5

Температуры нагрева подшипников перед заливкой и плавления баббитов

приведены в табл. 71. Ремонт подшипников скольжения состоит из следующих

операций: выплавки старой заливки, ремонта вкладыша, подготовки его и спла-

ва к заливке, заливка и охлаждение.

Центробежную заливку подшипников производят на токарном станке при

помощи специального приспособления (рис.3.28, где, 1 –планшайба; 2 –

шпилька стяжная; 3 –вкладыш; 4–граница баббитовой заливки; 5 –воронка; б –

ковш с баббитом). Частоту вращения патрона устанавливают по табл. 72 в зави-

симости от размера подшипника. Припуск на обработку дают 2—2,5 мм на сто-

рону при внутреннем диаметре до 150 мм. Припуск по торцам 2—4 мм. Масло-

распределительные и маслоулавливающие канавки для подшипников с диамет-

ром шейки вала 50—150 мм делают шириной 3—6 мм и глубиной 1,5—3 мм.

Таблица 3.18.

Марка баббита Температура, °С

плавления * заливки нагрева подшипников

Б83

Б16

БН

241/364

240/410

245/397

400 ± 10

460 ± 10

450 ±10

250

250

260

* В числителе указана температура начала плавления, в знаменателе –конца плавления.

Рис.3.28. Заливка вкладыша центробежным способом

Основные требования к установке подшипников скольжения: рабочие ча-

212

сти вкладышей подшипников должны быть пригнаны (шабрением по шейкам

вала в средней их части по дуге от 60 до 120°);норма поверхности сопри-

косновения (при проверке на краску) шейки вала и нижнего вкладыша –два

пятна на 1 см2 поверхности на дуге 60—90°; наличие плотных поясов по кон-

цам шейки вала и верхнего вкладыша –одно пятно на 1 см2.Повреждения и за-

мена подшипников качения. Основным повреждением подшипников качения

является износ рабочих поверхностей обоймы, сепаратора, кольца, шариков

или роликов, а также наличие глубоких рисок и царапин, следов коррозии, по-

явления цветов побежалости. Ремонт подшипников качения в ЭРЦ не произво-

дят, а заменяют новыми. У электромашин средней мощности срок службы

подшипников качения составляет 2—5 лет в зависимости от размера двигателя

и режима его работы.

Частота вращения патрона при заливке подшипников. Таблица 3.19.

Внутренний диаметр под-

шипников, мм

Частота враще-

ния патронов,

об/мин

Внутренний

диаметр под-

шипников, мм

Частота вращения

патрона, об/мин

Б16, БН Б83 Б16, БН Б83

30 1490 1670 100 810 910 40 1250 1400 110 770 870 50 1150 1290 120 740 830 60

1060 1190 130 710 800 70 980 1100 140 680 770 80 910 1020 150 660 740 90 850 960 160 640 720

Основные требования к установке подшипников качения:внутренние

кольца подшипников должны быть насажены на вал плотно;наружные кольца

подшипников должны быть вставлены в расточки подшипниковых щитов сво-

бодно с зазором 0,05—0,1 мм по диаметру;осевой зазор (величина осевого пе-

ремещения одной обоймы относительно другой) не должен превышать 0,3 мм.

Ремонт уплотнений. Попадание смазки из подшипников внутрь электри-

ческих машин происходит из-за конструктивных недостатков, неправильного

монтажа уплотнений и неправильного применения смазки. Кольцо с зубчиками,

насаженное на вал дополнительно к обычному сальниковому уплотнению, не

допускает попадания смазки внутрь машины. Для установки такого кольца

необходимо укоротить вкладыш подшипника кольцевой смазки.

Для предотвращения сильной утечки смазки внутрь машины на вал наса-

живают маслоотражательное кольцо с наклонными отражателями отбрасыва-

ющими масло в подшипник. При сильной осевой вентиляции следует устанав-

ливать дополнительные уплотнения лабиринтного типа. Ремонт уплотняющих

устройств заключается в замене шпилек с поврежденной резьбой, сверления и

нарезке резьбы в новых отверстиях уплотняющих колец.

Балансировка роторов. Для обеспечения работы электрической машины

без биений и вибраций после ремонта ротор в сборе со всеми вращающимися

213

частями (вентилятором, кольцами, муфтой, шкивом и т. п.) подвергают балан-

сировке.

Различают статическую и динамическую балансировку. Первую рекомен-

дуют для машин с частотой вращения до 1000 об/мин и коротким ротором, вто-

рую дополнительно к первой –для машин с частотой вращения более 1000

об/мин и для специальных машин с удлиненным ротором. Статическую балан-

сировку производят на двух призматических линейках, точно выверенных по

горизонтали. Хорошо сбалансированный ротор остается неподвижным, нахо-

дясь в любом положении относительно своей горизонтальной оси. Балансиров-

ку ротора проверяют для 6—8 положений ротора, поворачивая его вокруг оси

на угол 45-60°. Свинцовые грузы забивают в специальные канавки, имеющие

форму ласточкина хвоста.При динамической балансировке место расположения

груза определяют по величине биения (вибрации) при вращении ротора. Дина-

мическую балансировку производят на специальном балансировочном станке

(рис.3.29, где 1 –стойка; 2 –балансируемый ротор; 3 –индикатор стрелочный; 4

–муфта; 5–привод). Установленный для проверки вращающийся ротор (якорь)

при неуравновешенности начинает вместе с подшипниками вибрировать.

Рис. 3.29. Станок для динамической балансировки роторов:

закрепляют сваркой или винтами.

Чтобы определить место неуравновешенности, один из подшипников за-

крепляют неподвижно, тогда второй при вращении продолжает вибрировать. К

ротору подводят острие цветного карандаша или иглу индикатора, которые в

месте наибольшего отклонения ротора оставляют на нем метку. При вращении

ротора в обратном направлении с той же скоростью тем же способом наносят

вторую метку. По среднему положению между двумя полученными метками

определяют место наибольшей неуравновешенности ротора.

В диаметрально противоположной по отношению к месту наибольшей

неуравновешенности точке закрепляют балансировочный груз или высверли-

вают отверстие в точке наибольшей неуравновешенности. После этого анало-

гичным способом определяют неуравновешенность второй стороны ротора.

Сбалансированную машину устанавливают на гладкую горизонтальную

плиту. При удовлетворительной балансировке машина, работающая с номи-

нальной частотой вращения, не должна иметь качаний и перемещений по пли-

214

те. Проверку производят на холостом ходу в режиме двигателя.

Технология ремонта обмоток электрических машин. Определение объема

ремонта. Перед ремонтом обмоток необходимо точно определить характер не-

исправности. Часто направляют в ремонт исправные электродвигатели, ненор-

мально работающие в результате повреждения питающей сети, приводного ме-

ханизма или неправильной маркировки выводов.

Основой якорной обмотки машин постоянного тока служит секция, т. е.

часть обмотки, заключенная между двумя коллекторными пластинами. Не-

сколько секций обмотки обычно объединяют в катушку, которую укладывают в

пазы сердечника.

Схемы однофазных обмоток составляют в основном по тем же правилам,

что и схемы трехфазных обмоток, только у них рабочая фаза занимает 2/3 па-

зов, а пусковая 1/3. У конденсаторных двигателей половину пазов занимает

главная фаза и половину –вспомогательная.

Назначая ремонт, следует помнить, что у электродвигателей мощностью

до 5 кВт с двухслойной обмоткой при необходимости замены хотя бы одной

катушки выгоднее перемотать статор полностью. У двигателей мощностью

10—100 кВт с обмоткой из круглого провода одну-две катушки можно заме-

нить методом протяжки без подъема неповрежденных катушек.

Соединения выводных концов обмоток электрических машин переменно-

го и постоянного тока. Обмотки машин трехфазного переменно10—668 го тока

могут быть соединены в звезду или треугольник. Концы об* моток соединяют

либо наглухо внутри машины, либо снаружи на доске зажимов. При внешнем

соединении на доску зажимов выведена шесть концов трех обмоток (рис.3.30 а,

б)где, а — синхронной или асинхронной машины с шестью выводами (обмотки

соединены в звез« ДУ), б — синхронной или асинхронной машины с шестью

выводами (обмотки соединены в треугольник), при внутреннем глухом соеди-

нении — три конца трех обмоток для присоединения внешней сети (рис. 197, в,

г) где, в — синхронной или асинхронной машины с тремя выводами (обмотки

соединены в звезду), г - синхронной или асинхронной машины с тремя вывода-

ми (обмотки соединены в треугольник)

1C

2C3C6C 5C

4C

1C

2C3C6C 5C

4C

1C 2C 3C

3C

1C 2C 3C

3C2C

2C

1C1C

6C 4C5C

1C 2C3C

6C 5C 4C

1C2C 3C

а ) б) в) г)

215

Рис.3.30. Схемы соединения выводов обмоток машин трехфазного переменного

тока.

Обозначения выводов обмоток . Таблица 3. 20.

Схема соединения обмоток стато-

ра

Число

выводов

Наименование

вывода

Обозначение

вывода

начало конец

Внешние соединение в звез-

ду(см.рис197,а)и треуголь-

ник(см.рис.197,б)

6

Первая фаза

Вторая фаза

Третья фаза

С1

С2

С1

С4

С5

С5

Внутреннее соединение в звезду

(см.рис.197,в)

3 или 4




Нулевая точка

С1

С2

С3

0

-

-

-

-

Внутреннее соединение в тре-

угольник(см.рис.197,г)

3




С1

С2

С3

-

-

-

Обозначения выводов обмоток машин постоянного тока. Таблица 3.21.

Обмотка Обозначение вывода

Начало Конец

Якоря Я1 Я2

Компенсационная К1 К2

Дополнительных полюсов Д1 Д2

Последовательная возбуждения(сериесная) С1 С2

Параллельная возбуждения(шунтовая) Ш1 Ш1

Пусковая П1 П2

Уравнительная У1 У2

Особого назначения 01,03 02,04

На рис.3.31 (а), показана схема выводов обмоток машин постоянного то-

ка. Выводы обмотки якоря Я2 и обмотки дополнительных полюсов Д1 соеди-

нены внутри машины. На доску зажимов выведены и Д2. В некоторых случаях

обмотка дополнительных полюсов состоит из двух половин и включается по

обе стороны якоря (рис.3.31, где, б — с расположением частей обмотки допол-

нитель ных полюсов по обе стороны якоря.) Здесь на доску зажимов выведены

оба конца обмотки дополнительных полюсов Д1 и Д2.

Ш2

Д1 Я2

Д2 Я1Ш2С2 С1 Ш1 Д1

Я1 Я2

Д2 Ш2 С2С1

216

а) б)

Рис.3.31. Схемы выводов обмоток машин постоянного тока

Ремонт статорных обмоток электрических машин. Для записи обмоточ-

ных данных при перемотке используют приведенную ниже форму обмоточной

карточки.

Форма 2:

Обмоточная карточка

Тип электродвигателя

Заводской номер

Дата изготовления

Мощность, кВт

Напряжение, В

Ток, А

Число фаз

Частота вращения, об/мин

Частота, Гц

Соединение фаз

Длина пакета статора, мм

Диаметр расточки статора, мм

Число пазов

Род обмотки (двухслойная, однослойная концентрическая, цепная, одо-

слойная концентрическая внавал и т. д.)

Схема обмотки

Форма лобовых частей (для двухплоскостных и трехплоскостных одно-

слойных обмоток)

Вылет лобовых частей (расстояние от торца пакета до наиболее удален-

ной точки лобовых частей обмотки):со стороны схемы, мм с противоположной

стороны, мм

Число проводов в пазу:в верхнем слое,в нижнем слое,общее.

Число параллельных проводов

Обмоточный провод:марка ,диаметр, мм

Шаг обмотки (для концентрической обмотки указать шаги всех катушек

катушечной группы или полугруппы)

Число параллельных ветвей

Средняя длина витка, мм

Эскиз паза с размерами, изоляцией и расположением проводов

Размеры, форма и материал пазовых клиньев

Обмотчик:

Подпись:

Дата

Технологический процесс изготовления статорной обмотки для ремонти-

руемой асинхронной машины состоит из основных этапов, приведенных в табл.

73. Приспособление для очистки пазов укладки катушек, кантователь, пайка

изоляции соединений статорных обмоток показаны на (рис. 3.32 (а) где, 1–

217

держатель; 2–справка; 3–дорн; 4–ротор;5–винт; 6–стойка. Ремонт роторных об-

моток. Последовательность операций по ремонту обмоток роторов приведена в

табл. 3.22.

а) б)

Рис.3.32. (а) - приспособление для очистки пазов, (б) - укладка в пазы катушек

всыпной обмотки.

Технологический процесс перемотки статора асинхронного ЭД. Таблица 3.22.

Операция Ремонтные работы

Оборудова-

ние,инструмент,

приспособление

Демонтаж об-

мотки статора

Освобождают от крепления лобовые части

катушек и соединительные провода после

отжига статора; разрезают соединения между

катушками и фазами; осаживают клинья вниз

и выбивают их из пазов статора; удаляют об-

мотку из пазов; очищают пазы, продувают и

протирают

Приспособления

для монтажа ста-

торных обмоток и

очистки пазов

Заготовка

изоляции и

гильзовка па-

зов статора

электродвига-

теля

Устанавливают статор на кантователь, заме-

ряют длину и ширину паза; изготавливают

шаблон, нарезают гильзы из прессшпана, по-

яски и другой изоляционный материал; уста-

навливают гильзы и укладывают пояски

Контователь

статоров

Намотка ка-

тушек статора

на намоточ-

ном станке

Распаковывают бухту, измеряют провода,

устанавливают бухту на вертушку; закрепля-

ют провода в поводке; определяют размер

витка катушки. Устанавливают шаблон;

наматывают катушечную группу, отрезают

провод, перевязывают намотанную катушку в

двух местах и снимают ее с шаблона

Микрометр. Уни-

версальный шаб-

лон. Намоточный

станок

Укладка ка-

тушек в ста-

тор

Укладывают катушки в пазы статора. Уста-

навливают прокладки между катушками в па-

зах и лобовых частях. Уплотняют провода в

пазах и оправляют лобовые части; закрепля-

ют катушки в пазах клиньями, изолируют

Инструмент об-

мотчика. Баночка

для клея

218

концы катушек лакотканью и киперной лен-

той.

Сборка схемы

обмотки ста-

тора

Зачищают концы катушек и соединяют их по

схеме; сваривают электросваркой (паяют) ме-

ста соединений, заготавливают и присоеди-

няют выводные концы; изолируют места со-

единений; бандажируют схему соединения и

выправляют лобовые вылеты; проверяют

правильность соединений и изоляцию.

Напильник, нож,

лоскогуб-

цы,молоток. лек-

тродуговой па-

яльник, мегаом-

метр, контроль-

ная лампа

Сушка и про-

питка обмот-

ки статора

(рото-

ра,якоря)лако

м

Загружают статор (ротор, якорь) в сушиль-

ную камеру при помощи подъемного меха-

низма; выгружают из камеры после просушки

обмотки; пропитывают обмотку статора в

ванне, дают стечь после пропитки, снова за-

гружают в камеру; сушат; вынимают из каме-

ры и удаляют подтеки лака с активной части

магнитопровода растворителем

Сушильная

камера

Покрытие ло-

бовых частей

обмотки элек-

троэмалью

Покрывают лобовые части обмотки статора

(ротора, якоря) электроэмалью

Кисть или пуль-

веризатор

Последовательность операций ремонта стержневого ротора. Таблица 3.23.


Оборудова-

ние,инструмент,

приспособление Демонтаж схемы об-

мотки стержневого

ротора

Устанавливают ротор на козлы, очища-

ют от пыли и грязи, при помощи газовой

горелки распаивают бандажи и снимают

их, распаивают схему и вынимают вы-

водные концы

Приспособление

для транспортиров-

ки

Выемка стержней из

пазов Вынимают стержни из пазов ротора с

помощью приспособления, очищают па-

зы и обмоткодержатели от старой изо-

ляции

Приспособление

для демонтажа

Очистка и рихтовка

шин Очищают шины от старой изоляции,

выправляют, зачищают и облуживают

концы шин

Напильник

Изолированешин Наносят изоляцию на шины Кисть

219

Заготовка изоляции и

установка гильз Изготавливают прокладки (в пазы рото-

ра и дистанционные), изоляцию на об-

моткодер жатель, подбандажную и для

слоев шин. Накладывают изоляцию на

обмоткодержатель, устанавливают про-

кладки в пазы и расправляют их с по-

мощью оправки

Ножницы, ин-

струмент обмотчика

Укладка обмотки Укладывают нижний слой шин в пазы

ротора, устанавливают дистанционные

прокладки, изолируют лобовые части,

укладывают верхний слой в пазы, об-

жимают лобовые части стяжными коль-

цами, устанавливают дистанционные

прокладки и заклинивают пазы

Шаблон для кон-

троля

Сборка схемы Протягивают выводные концы в вал ро-

тора, надевают петушки и устанавлива-

ют перемычки по схеме. Расклинивают

петушки медными клиньями, собирают

и заваривают электросваркой (пайкой)

схему

Напильник. Элек-

тропаяльник Гре-

бешок для выбивки

клиньев, специаль-

ный нож

Ремонт обмоток якорей. Целостность обмотки якоря можно проверять

методом падения напряжения, позволяющим обнаружить междувитковые за-

мыкания, обрыв, некачественные пайки, неправильное соединение обмоток с

коллектором. Этот метод позволяет находить катушку, соединенную с корпу-

сом якоря. Для этого один щуп от источника питания присоединяют к валу или

пакету, а вторым поочередно касаются коллекторных пластин (рис. 3.33:а) ка-

чества паек в «петушках» и определения повреждений в обмотках; б) в) пра-

вильности чередования полюсов в двигателях и генераторах). Минимальное

показание милливольметра будет при соприкосновении щупа с пластинами к

которым присоединена катушка, замкнутая на корпус. Для этих же целей мож-

но использовать трансформаторный метод (рис.3.33, г). Последовательность

операций по ремонту обмоток якорей приведена в табл. 75. Ремонт полюсных

катушек. Последовательность операций по перемотке обмоток полюсных ка-

тушек приведена в табл.3.24.

220

Рис.3.33. Схемы проверки электрических машин постоянного тока.

а) - качества паек в «петушках» и определения повреждений в обмот-

ках; б,в–правильности чередования полюсов в двигателях и генераторах; г) -

схема нахождения паза с короткозамкнутыми витками:Фu1 магнитный поток,

создаваемый током импульсного генератора; Фи2–магнитный поток от тока,

протекающего по короткозамкнутым виткам.

Технологический процесс ремонта якоря. Таблица 3.24.


Оборудование,

инструмент,

приспособление

Осоединение

обмотки от

коллектора

Изготавливают и устанавливают клинья

между петушками, распаивают петушки,

поднимают концы обмотки, зачищают от

излишка олова

Электродуговой паяль-

ник

Демонтаж ста-

рой обмотки

Снимают бандажи, осаживают клинья и вы-

бивают их из пазов; удаляют обмотку и

очищают пазы якоря; замеряют и изготав-

ливают изоляцию, укладывают ее в пазы

якоря

Инструмент обмотчика

Изготовление

новой обмотки

Наматывают секции обмотки якоря на стан-

ке, укладывают в пазы, изолируют лобовые

части обмотки, изготавливают клинья и

устанавливают их в пазы.

Намоточный

шаблон

Пропитка об-

мотки

Бандажирова

ние

Пропитывают обмотку якоря лаком в ванне,

просушивают в сушильной камере (до и по-

сле пропитки); проверяют изоляцию обмот-

ки на корпус, заготавливают и укладывают

изоляцию под бандажи; накладывают шну-

ровые и проволочные бандажи и запаивают

последние

Сушильная камера.

Ручные ножницы, ком-

бинированные кусачки

221

Присоедине-

ние обмотки

якоря к кол-

лектору

Выправляют петушки коллектора, лудят пе-

тушки и концы обмотки, разбирают концы

согласно схеме и присоединяют их к петуш-

кам, расклинивают петушки, пропаивают и

зачищают

Асбестовые полосы

толщиной 0,3мм

Перемотка на другое напряжение и другую скорость вращения обмоток ста-

торов асинхронных двигателей. При пересчете обмоток на другое напряжение

число эффективных проводников в пазу изменяют прямо пропорционально фаз-

ному напряжению. Если при перемотке изменяется число параллельных ветвей

обмотки, нужно полученное число эффективных проводников умножить на от-

ношение нового числа параллельных ветвей к старому числу. Если старая об-

мотка имела три параллельные ветви, а новая будет выполнена с двумя, то мно-

житель будет равен 2/3, если старая имела 2 ветви, а новая выполняется с тремя,

то множитель 3/2. Для удобства пересчета при стандартных фазных напряже-

ниях 220, 380, 500, 660 В используют рис.3.34, а. Число проводников по нему

определяют так: на горизонтальной линии старого напряжения находят старое

число проводников и от найденной точки проводят вертикальную линию до

пересечения с линией нового напряжения. Точка пересечения дает новое число

проводников.

Процесс перемотки обмотки полюсных катушек. Таблица 3.25.

Операция Проводимые работы Оборудование,

инструмент,

приспособление Снятие полюсов с ка-

тушками

Снимают изоляцию, распаивают соеди-

нения между катушками, отсоединяют

выводы обмоток от клеммной панели и

маркируют полюса; открепляют и сни-

мают полюса с катушками; снимают ка-

тушки и изоляционные прокладки с сер-

дечника

Электропаяльник,

плоскогубцы

Перемотка обмотки

полюсных катушек

Снимают изоляцию с катушки, разматы-

вают катушку, наматывают новую ка-

тушку на станке; пропитывают катушку

лаком в ванне, просушивают в сушильной

камере, покрывают наружную поверх-

ность эмалью вручную

Намоточный шаб-

лон, сушильная ка-

мера, пульвериза-

тор, баночка для

лака

Установка полюсов с

катушками

Очищают выводные концы катушек от

лака, устанавливают изоляционные про-

кладки и катушки на сердечник. Устанав-

ливают прокладки и полюса в станину и

закрепляют; выверяют диаметральные

расстояния между полюсами, запаивают

и изолируют соединения между катуш-

ками. Выводят концы на клеммную па-

нель и проверяют полярность катушек

полюсов

Масштабная ли-

нейка, баночка для

клея, мегаомметр

222

Пример. При фазном напряжении 220 В число проводников в пазу равно

25. Определить, сколько должно быть проводников при фазных напряжениях

380, 500 и 660 В.

На горизонтали 220 В находим точку 25, проводим от нее вниз верти-

кальную линию и находим число проводников в пазу при других напряжениях:

43 –при 380 В; 57 –при 500 В и 75 –при 660 В.

При изменении числа параллельных ветвей полученное число эффектив-

ных проводников в пазу надо умножить на отношение нового числа параллель-

ных ветвей к старому. Так, если старое число ветвей равно 3, а новое число вет-

вей 2, результат, полученный на рис.3.34, следует умножить на 2/3. Число эф-

фективных проводников в пазу статора изменяют прямо пропорционально

напряжению, а сечение провода –обратно пропорционально.

Новый диаметр провода по меди при сохранении числа параллельных

ветвей и параллельных проводников находят как произведение старого диамет-

ра на корень квадратный из отношения старого напряжения к новому. Для

удобства перерасчета диаметра приведен рис.3.34, б.

Рис.3.34. Определение числа проводников в пазу при перемотке на другое

напряжение.

Технологические процессы пропитки, сушки и лакировки обмо-

ток.Пропитку обмоток производят в специальном котле, заполненном лаком, в

котором создают и поддерживают давление до 0,8 МПа в течение 5 мин, затем

давление снижают до нормального и снова поднимают на 5 мин; эту операцию

повторяют до 5 раз. Сведения о пропиточных лаках и рекомендуемых количе-

ствах пропиток приведены в табл. 3.26. Сушку обмоток после пропитки лаками

разделяют на два этапа. На первом этапе (при 60-80°С) удаляют растворитель.

На втором этапе происходит затвердевание лаковой основы при температуре

120-130°С в зависимости от лака и класса нагревостойкости изоляции. Если

обмотки подвергают повторной пропитке, то их охлаждают на воздухе до 60-

70°С и затем снова погружают в лак.

Пропиточные лаки и число пропиток. Таблица 3.26.

Вид обмотки Рекоменду-

емый лак

Число

пропиток

223

Обмотки всыпные статоров, якорей и роторов (пропитка в

узле; провода ПБД, ПЭЛБО, ПЭЛШО): нормальное ис-

полнение;влагостойкое исполнение

БТ-988

321Т

БТ-987

321Т

2

2

3-5

3-5

Обмотки шаблонные якорей, статоров и роторов (пропитка

витковой изоляции):нормальное и влагостойкое исполне-

ние (провод ПБД)

БТ-988 1

Пропитка корпусной изоляции шаблонных обмо-

ток:нормальное исполнение (провода ПБД,

ПЭВП)влагостойкое исполнение (провод ПСД)

БТ-988

БТ-987

1

1

Пропитка обмотанных статоров с шаблонной обмот-

кой:нормальное исполнение (провода ПБД,

ПЭВП)влагостойкое исполнение (провода ПБД, ПЭВП)

БТ-988

БТ-987

1

2

Пропитка обмотанных роторов со стержневой обмот-

кой:нормальное исполнение

влагостойкое исполнение

321Т

321Т

1

2

Пропитка шунтовых катушек машин постоянного то-

ка:нормальное исполнение (провода ПБД,ПЭЛБО, ПЭВ-2)

влагостойкое исполнение (провода ПБД,ПЭЛБО, ПЭВ-2)

БТ-987

321Т

БТ-987

321Т

2

2

3

2-3

П р и м е ч а н и я : 1. Способ пропитки для шунтовых катушек под вакуумом и давлением,

для остальных –горячее погружение. 2. Класс изоляции для нормального и влагостойкого

исполнения –А Лакировку обмоток производят непосредственно за сушкой пропитанных

обмоток после их укладки в пазы. Рекомендуемая температура обмотки при ла-

кировке 50—60°С. Толщина пленки лака или эмали не более 0,05- 0,1 мм. Об-

мотки, покрытые лаком или эмалью воздушной сушки, охлаждают на воздухе

до исчезновения липкости (обычно 12-18 ч). Для сокращения времени лаковое

покрытие можно сушить в печи при 70-80°С в течение 3- 4 ч. Покровные лаки и

эмали печной сушки сушат при 100—180°С в зависимости от вида эмали и

класса нагревостойкости изоляции (табл.3.27).

Режимы лакировки и сушки обмоток. Таблица 3.27.

Обмотки Способ

лакировки

Тип покровного

лака или эмали

Температу-

ра сушки,

°С

Время

сушки,

ч Статоров машин перемен-

ного тока нормального ис-

полнения

Пульве ри-

зация

БИ-99, ГФ- 92ХС,

ГФ- 92ХК 15-25 6-24

Якорей и роторов нормаль-

ного исполненя » БТ-99, ГФ- 92ГС 20; 80-110

4 и бо-

лее

Статоров машин перемен-

ного тока с влагостойкой

изоляцией

Погру же-

ние

Пульве ри-

зация

БТ-99, ГФ- 92ХС

ГФ-92ГС

20

110-120

6-24

3-10

Якорей и роторов с влаго- Погру же- 460, БТ-99 120-140 8 и бо-

224

стойкой изоляцией ние

Пульве ри-

зация

ГФ-92ГС

110-120

лее

4-12

Статоров машин перемен-

ного тока изоляцией класса

Н

Погру же-

ние

Пульве-

ризация

ПКЭ-15,ПРКЭ-13

ПКЭ-19илиПКЭ-14

120-180

—

8-12

–

—

При капитальном ремонте, как правило, производится полная замена об-

мотки и изоляции машины[25]. Обмотки, изготовленные из круглого провода, и

многовитковые обмотки, изготовленные из прямоугольного провода не-

большого сечения, как правило, не восстанавливают, а изготовляют вновь. Об-

мотки, изготовленные из прямоугольного провода большого сечения, исполь-

зуют повторно, заменяя витковую и корпусную изоляцию. Во всех случаях ре-

монта обмотки подлежит замене вся изоляция. Обмотку из круглого провода

укладывают вручную, так как механизация процесса сдерживается низким ка-

чеством сердечников после извлечения обмоток, большой номенклатурой и ма-

лыми количествами однотипных машин.

Неисправности электрических машин. Повреждения электрических ма-

шин бывают механические и электрические[22]. К механическим повреждени-

ям относятся: выплавка баббита в подшипниках скольжения; разрушение сепа-

ратора, кольца, шарика или ролика в подшипниках качения; деформация вала

ротора (якоря); образование глубоких выработок (дорожек) на поверхности

коллекторов; ослабление крепления полюсов или сердечника статора к ста-

нине, прессовки сердечника ротора (якоря); разрыв или сползание проволоч-

ных бандажей роторов (якорей) и др.

Электрическими повреждениями принято называть:пробойизоляции на

корпус; обрыв проводников в обмотке; замыкание между витками обмотки;

нарушение контактов и разрушение соединений, выполненных пайкой или

сваркой; недопустимое снижение сопротивления изоляции вследствие ее ста-

рения, разрушения или увлажнения и др.

В число предремонтных операций по выявлению неисправностей элек-

трических машин входят: измерение сопротивления изоляции обмоток (с це-

лью определения степени ее увлажнения); испытание электрической прочности

изоляции; проверка на холостом ходу машины целости подшипников, величи-

ны осевого разбега ротора (якоря), вибрации, правильности прилегания (при-

тертости) щеток к коллектору и контактным кольцам; определение зазоров

между вращающимися и неподвижными частями электрической машины, а

также контроль состояния крепежных деталей, плотности посадки подшип-

никовых щитов на заточках станины и отсутствия повреждений (трещин, ско-

лов и др.) у отдельных частей и деталей машины. Работа по предремонтному выявлению неисправностей и по вреждений

электрических машин называется дефектацией.

Дефектацию производят внешним осмотром и испытаниями при частич-

ной или полной разборке электрической машины.

Однако такая дефектация не всегда позволяет выявить и точно опреде-

225

лить характер и размеры ее повреждений, а вследствие этого нельзя определить

и объем предстоящих ремонтных работ. Наиболее полное представление о со-

стоянии и требуемом ремонте электрической машины дает дефектация, произ-

водимая после ее разборки.

Все обнаруженные после разборки электрической машины не- исправно-

сти и повреждения отмечают в дефектационной карте и на их основании со-

ставляют маршрутную карту ремонта с указанием работ, подлежащих выпол-

нению по каждой ремонтной единице или по отдельным частям ремонтируемой

машины.

В состав основных работ по ремонту электрических машин входят раз-

борка, ремонт обмоток и механической части, сборка и испытания

отремонтированных машин.

3.3.1 Ремонт обмоток ротора, коллектора и контактных колец ЭМ.

В процессе работы машины происходит изнашивание и ослабление креп-

лений ее отдельных деталей [25]. В электрических машинах различают механи-

ческое, молекулярно-механическое, коррозионно-механическое и другие виды

изнашивания. Кроме того, некоторые детали при сохранении геометрических

размеров и формы становятся непригодными к дальнейшей работе в результате

потери упругости. Наиболее часто выходят из строя по этой причине щеточные

пружины токосъемного устройства.

Ремонт сердечников и валов электрических машин Характерными повре-

ждениями сердечников статоров (роторов и якорей) являются: ослабление по-

садки сердечника в корпусе (на валу) и сдвиг его в осевом направлении, распу-

шение крайних листов, ослабление прессовки, выгорание или оплавление от-

дельных участков и износ внутренней (наружной) поверхности.

Ремонт при ослаблении посадки сердечника. Сердечник статора осматри-

вают и проверяют состояние стопоров и кольцевых шпоночных канавок для

них. Устанавливают сердечник на место по заводскому исполнению и закреп-

ляют его вновь изготовленными стопорами или кольцевыми шпонками, причем

отверстие для стопоров сверлят в новом месте. При ослаблении посадки сер-

дечника ротора или якоря его выпрессовывают, ремонтируют или заменяют вал

и устанавливают сердечник.

Ремонт при распушении крайних листов сердечника. Для устранения рас-

пушения крайних листов сердечника в машинах малой мощности пропиливают

ножовочным полотном наклонные пазы в зубцах (рис.3.35, а) и проваривают

эти пазы электро-дуговой сваркой электродом ОММ5 диаметром 2,0 мм, при

этом зубцы 4 сжимают кольцом 3 при помощи шпилек 2, пропущенных через

пазы. Сварные швы 1 запиливают заодно с сердечником.Распушенные листы

также можно склеить, промазав их лаком, стянув кольцом и шпильками и вы-

сушив лак.Для машин большей мощности, имеющих относительно высокие

зубцы, указанный способ ремонта не применяют, так как не обеспечивается

прочное и надежное скрепление листов и создаются замкнутые контурыются

замкнутые контуры для протекания вихревых токов, которые могут вызвать

высокий местный перегрев стали. Надежным способом ремонта является уста-

226

новка дополнительной шайбы 5 с зубцами (рис.3.35, б) или установка и закреп-

ление отдельных нажимных пальцев 6 между сердечником и нажимной шайбой

7 (рис.3.35, в). Такой ремонт возможен при распрессовке сердечника и частич-

ной или полной перешихтовке сердечника. Ремонт при ослаблении прессовки

сердечника. При общем ослаблении прессовки сердечников небольшого диа-

метра между нажимной шайбой 7 (рис.3.35, г) и крайними листами сердечника

через каждые 2—4 зубца забивают текстолитовые клинья 8, обеспечивающие

нормальную прессовку сердечника. Для определения необходимой толщины

клина можно предварительно опрессовать сердечник на прессе или винтовом

приспособлении при усилии 1 МПа. По ширине забитый клин не должен пере-

крывать поверхность зубца. Для предохранения клина от выпадания его прома-

зывают клеящим лаком и загибают крайний лист 9 сердечника.

При местном ослаблении прессовки сердечника статора (погнутость, по-

ломка или выпадание вентиляционной распорки) поврежденную распорку вы-

правляют, вместо выпавшей распорки забивают текстолитовый клин и загиба-

ют на него крайние листы сердечника с двух сторон. При ослаблении прессовки

сердечников крупных электрических машин, в которых сердечник удерживает-

ся в спрессованном состоянии стяжными шпильками, производят их подтяжку.

Для этого удаляют сварочные швы, стопорящие гайки стяжных шпилек от са-

моотвинчивания и фиксирующие съемное нажимное кольцо в аксиальном по-

ложении. Затем подтягивают четыре гайки, расположенные в диаметрально

противоположных точках, и производят обтяжку нажимного фланца, заверты-

вая остальные гайки в четырех диаметрально противоположных зонах последо-

вательно в несколько обходов. По окончании подтяжки восстанавливают сва-

рочные швы, стопорящие гайки и нажимной фланец от аксиального смеще-

ния.Если гайки не подтягиваются или подтяжкой неплотность сердечника пол-

ностью не устраняется, ее ликвидируют установкой в зубцовую зону клиньев из

стеклотекстолита марки СТЭФ-1. Поверхности для забивки клиньев обезжири-

вают бензином Б-70, затем спиртом и подсушивают на воздухе. Поверхности

склеива¬ния сегментов и клиньев промазывают лаком БТ-99 или эпоксидным

клеящим лаком ЭЛ-4.

При применении лака ЭЛ-4 промазанные поверхности сушат на воздухе в

течение 15 мин для удаления ацетона, входящего в состав лака. После установ-

ки клиньев для полной полимериза¬ции производят сушку при температуре

20—25°С в течение 10–12 ч.

Если одновременно с ослаблением прессовки зубцов произошло наруше-

ние лакового покрытия отдельных сегментов, прилегающих к месту установки

клиньев на небольшую глубину от вершины зубца, то перед установкой клина

между сегментами вставляют прокладки из слюды на лаке БТ-99 на глубину

20–35 мм.

Местные замыкания на поверхности расточки статора устраняются про-

кладкой лепестков слюды между сегментами или изолировкой жидким лаком

БТ-99. Листы разводят специально заточенными узкими и тонкими стальными

полосами необходимой длины. Большие площади замыканий устраняют трав-

лением в концентрированной азотной кислоте. На статор наматывают намагни-

227

чивающую и контрольную обмотки. Пропуская по намагничивающей обмотке

ток, определяют место повышенного нагрева. Защищают близлежащие к ре-

монту места от кислоты шпаклевкой и химически стойкой эмалью, нагревают

зону повреждения до 75—105°С и, отключив ток, протравливают ее концен-

трированной азотной кислотой. После окончания травления остатки кислоты

нейтрализуют 4—5-кратной- обработкой салфетками, смоченными 10%-ным

раствором кальцинированной соды, и промывают теплой дистиллированной

водой (40—60°С), протирают салфетками и промывают спиртом.

Ремонт при выгорании участка зубца сердечника. При выгорании или

оплавлении участка зубца сердечника производят удаление дефектной части и

установку на ее место протеза 1 (рис.3.35, д) из стеклотекстолита, который необ-

ходим для того, чтобы не выпучивалась расположенная в пазу обмотка.Удаление

дефектной части производятострым зубилом (при необходимости возможно

предварительное рассверливание), затем устраняют замыкания листов. По месту

изготовляют протез и устанавливают его на клее ЭЛ-4.

Рис.3.35.Эскизы отремонтированных сердечников с использованием сварки (а),

дополнительных нажимных шайб с зубцами (б), отдельных нажимных пальцев

(в) и клиньев (г), (д) эскиз зубца сердечника со вставкой.

Ремонт валов. К основным повреждениям вала относятся риски, задиры

на посадочных поверхностях и шпоночных пазах, изменение формы и размеров

шпоночных пазов, уменьшение диаметра посадочных поверхностей под под-

шипник и сердечник, овальность и конусность посадочных поверхностей, по-

ломка, забитые центровые отверстия[25].

Риски и задиры устраняются зашлифовкой, если их общая площадь не

превышает 4% от посадочной поверхности под подшипник и 10% от посадоч-

ной поверхности под шкив, муфту, шестерню, шпонку. Зашлифовка произво-

дится бархатным напильником или шлифовальной шкуркой, слегка смоченной

маслом. Если размеры посадочных поверхностей выходят за размеры допусков,

указанных в чертежах, или дефекты превышают величины, оговоренные выше,

такие поверхности должны быть восстановлены одним из следующих методов.

Ремонт с использованием электродуговой наплавки. Перед наплавкой

уступы высотой 4 мм и более протачивают на конус под углом 15—20°. Вал

228

или ротор устанавливают сердечником на вращающиеся ролики и производят

наплавку, накладывая швы в очередности, обозначенной цифрами на торце вала

(рис.3.36, а), при этом шов предыдущего слоя обстукивают молотком и зачи-

щают проволочной щеткой. Такой порядок наложения сварочных швов вызы-

вает минимальные деформации. Полосы наплавленного металла должны выхо-

дить за пределы восстанавливаемой поверхности на 0,5—0,7 и 1,0—1,5 диамет-

ра d вала, чередуясь через один. При наличии шпоночного паза наплавку следу-

ет начинать с него. Наплавку ведут электродами Э42 ОММ-5 или 346Т О3С-4.

После наплавки производят механическую обработку.

Центровые отверстия на торце вала восстанавливают следующим обра-

зом. Наплавку торца вала ведут от его центра к периметру по спирали (рис.3.36,

б). Затем на токарном станке обрабатывают торец, выдерживая общую длину

вала, и засверливают центровые отверстия. При восстановлении центровых от-

верстий базой служит наружная поверхность сердечника ротора.

Разработанный шпоночный паз восстанавливают электродуговой наплав-

кой с последующей механической обработкой. Если шпоночные пазы повре-

ждены в вале и сердечнике, то следует сделать шпоночные пазы большего раз-

мера и поставить новую шпонку. Если поврежден один шпоночный паз, то фре-

зеруют его на больший размер и устанавливают ступенчатую шпонку или фре-

зеруют новый шпоночный паз со смещением его относительно старого на чет-

верть окружности. Выбор способа ремонта зависит от возможностей ремонтно-

го цеха.

Рис.3.36. Эскизы валов, у которых электродуговой наплавкой восстановлены

посадочная поверхность (а) и торец (б)

Ремонт с использованием вибродуговой наплавки. Автоматическую и по-

луавтоматическую вибродуговую наплавку открытой дугой и в среде защитно-

го газа применяют для восстановления цилиндрических деталей диаметром 8—

200 мм. При реализации этого метода не требуется сложного оборудования,

обеспечивается высокая производительность и получается твердая поверхность

без термообработки. Вибродуговая наплавка является разновидностью элек-

229

тродуговой сварки и осуществляется электродом, вибрирующим с частотой

20—100 Гц.

Деталь, зажатая в патроне или центрах станка, вращается со скоростью

4,0—0,7 об/мин, а сварочная (вибродуговая) головка перемещается вдоль этой

детали со скоростью υпр. Перенос металла происходит небольшими каплями,

что облегчает формирование плотных слоев наплавленного металла. Напряже-

ние источника тока 14—24 В, диаметр электродной проволоки dэ = 1,6÷2,5 мм,

сварочный ток 100—250 А. К месту наплавки подают охлаждающую жидкость,

через которую в дугу вводят соли,содержащие ионизирующие элементы для

стабилизации горения дуги. Толщина наплавляемого слоя 3,0—5,0 мм.

Выбор режимов производят в зависимости от типа применяемой головки,

при этом должны выдерживаться следующие соотношения:

пр

п э (3.49)

где υп –скорость наплавки (до 1,5 м/мин); В–шаг наплавки.

Перед наплавкой поверхность вала должна быть очищена от загрязнений

и масла. Шпоночные пазы необходимо заделать медными или графитовыми

вставками так, чтобы они выступали на 1 мм над чистовой толщиной наплав-

ленного металла.

Ремонт с использованием газоплазменного напыления. Газоплазменным

напылением восстанавливают цилиндрические поверхности, имеющие сплош-

ную выработку на глубину до 3 мм. При восстановлении поверхность предва-

рительно механически обрабатывают, обезжиривают, напыляют подслой, обес-

печивающий прочную связь основного металла с рабочим слоем покрытия и

защиту основного металла от окисления, напыляют рабочий слой и механиче-

ски обрабатывают напыленный слой.

Львовским филиалом ЦКБ Союзэнергоремонт разработана установка для

нанесения покрытий на валы диаметром до 250 мм. Ремонтируемый ротор 7

(рис. 8.37) одним концом вала зажимается в патрон 2, а другой опирается на ре-

гулируемую роликовую опору 8.Рис. 8.37 профиль поверхности вала, подго-

товленной к напылению:h – глубина (0,7 – 0,8 мм); t – шаг (1,6 – 2,0 мм)

230

Рис. 3.37. Установка для нанесения покрытий газоплазменным напылением

Распылительная головка 3 газового металлизатора МГИ-4П располагает-

ся на суппорте станка. Проволока подается с катушки 4. Питание осуществля-

ется от баллонов 1 с пропан-бутаном и кислородом. Для отсоса аэрозолей ме-

таллов и токсичных продуктов сгорания газов установкаоборудована вытяжной

вентиляцией, состоящей из зонта 6, установленного в зоне горелки, трубопро-

вода 5. Частота вращения вала 0,1–0,6 об/с.

Предварительной механической обработкой добиваются устранения экс-

центричности, конусности и овальности мест под напыление и удаляют слой

металла, пораженный коррозией.

Затем для улучшения сцепления между напыляемым подслоем и поверх-

ностью вала ее обрабатывают резцом с углом при вершине 55—60° и передним

углом, равным нулю (рис. 8.37). Резец устанавливается ниже оси детали с выле-

том 100—150 мм, вследствие чего в процессе работы он вибрирует и получает-

ся рваная поверхность вала. Подготовку поверхности к напылению можно про-

изводить сетчатой накаткой роликами. На концах шеек протачивают концевые

канавки для выхода резца. Затем напыляют подслой из условия перекрытия на

0,15—0,25 мм вершин равной поверхности и напыляют рабочий слой. По окон-

чании напыления накрывают напыленную поверхность и прилегающие участки

асбестом и выдерживают до полного охлаждения. Перерывы между операция-

ми должны быть минимальными.

Электромеханический метод ремонта. Обрабатываемую деталь устанав-

ливают на токарный станок. В зону контакта детали и инструмента подается

переменный электрический ток 350–1500 А напряжением 2—6 В. Один провод

подводится к электроконтактному приспособлению для передачи тока к вра-

щающейся детали, а второй –к инструменту, который изолирован от корпуса.

Электрическое сопротивление контакта «деталь –инструмент» велико

ввиду малой площади, поэтому в месте контакта выделяется значительная энер-

гия, которая мгновенно нагревает зону контакта до высокой температуры. По-

верхность детали, подвергаясь в месте контакта высокотемпературному нагреву

и действию радиального усилия инструмента, в зависимости от его профиля

сглаживается или высаживается. Объем нагреваемого металла мал по сравне-

нию с массой детали, поэтому охлаждение поверхностного слоя происходит с

высокой скоростью за счет отвода тепла внутрь детали. При этом происходит

закалка поверхностного слоя.

Электромеханический метод применяют для чистовой обработки поверх-

ностей взамен шлифовки (чистота поверхности Ra = 0,63÷0,32), упрочнения

поверхностного слоя на глубину 0,2—0,3 мм для повышения износостойкости и

усталостной прочности, восстановления размера изношенной поверхности до

0,4 мм без добавления металла и свыше 0,4 мм с добавлением металла. Процесс

состоит из двух операций –высадки поверхностного слоя изношенной поверх-

ности (рис. 8.38, а) и сглаживания (рис. 8.38, б) до определенного размера. Вы-

садкой достигается образование винтового выступа на поверхности детали

диаметром D2. Стружка при этом не срезается, а происходит пластическая де-

231

формация поверхности слоя. Сглаживание производится радиусной пластиной

до размера D0, при этом происходит повышение твердости поверхности на

глубину до 0,15 мм.

Процесс восстановления поверхности с добавлением металла состоит из

трех операций: высадка поверхностного слоя, приваривание металла в выса-

женную спиральную канавку роликовым инструментом, механическая обра-

ботка восстановленной поверхности.

а) б)

Рис. 3.38. Эскизы валов после высадки (а) и сглаживания (б)

Восстановление посадочной поверхности вала под сердечник ротора про-

изводят в случаеослабления посадки. У коротко-замкнутого тора выпрессовы-

вают вал из сердечника и отправляют его на восстановление поверхности. У

фазного ротора (якоря) удаляют обмотку, снимают контактные кольца и обмот-

кодержатели. В два диаметральных паза устанавливают стальные калибры 3

(рис. 8.39), изготовленные по форме и длине пазов, зажимают сердечник 2 между

двух массивных шайб 1 и выпрессовывают вал.

а) б)

Рис. 3.39. Приспособление для снятия сердечника с вала.(а), схема исправления

кривизны вала(б)

Перед восстановлением посадочной поверхности вала производят изме-

рение внутреннего диаметра сердечника и вала и определяют необходимый

размер вала после ремонта. При величине зазора между сердечником и валом

до 0,12 мм производят продольную накатку посадочной поверхности, при

большей величине восстанавливают посадочную поверхность добавлением ме-

талла одним из вышеописанных способов.

После восстановления посадочной поверхности производят запрессова-

ние вала в сердечник, соблюдая такое расположение отдельных деталей, кото-

рое было до разборки.

232

Исправление кривизны вала осуществляется следующим образом. Мед-

ленно поворачивая вал в центрах или призмах, по стрелочному индикатору 2

определяют его кривизну (рис. 3.39, б). Правку производят при кривизне более

0,02 его длины, не демонтируя сердечник и контактные кольца. Ротор 3 устанав-

ливают на призматические опоры 1 ив месте максимального выгиба воздейству-

ют прессом 4. Если место максимального выгиба находится на участке вала вне

сердечника, то опору со стороны неизогнутой части располагают возможно бли-

же к сердечнику, а со стороны изогнутой части –возможно дальше от него. Уси-

лие нажатия пресса зависит от диаметра вала, величины прогиба и места его рас-

положения. Определить расчетом усилие затруднительно, поэтому правку про-

изводят в несколько приемов, измеряя каждый раз индикатором 2 величину про-

гиба и подбирая усилие для следующего приема. Правку прекращают при значе-

ниях выгиба менее 0,04—0,05 мм.

Ремонт корпусов и подшипниковых щитов. На подшипниковых щитах

и станинах возможно появление трещин, износ посадочных мест подшипников

и другие повреждения[25]. Большие трещины, распространяющиеся к месту

посадки подшипника, как правило, не заделывают. Щит заменяют новым. Не-

большие трещины чугунного корпуса щита устраняют сваркой одним из сле-

дующих способов. Трещины чугунного корпуса оплавляют ацетиленокисло-

родным пламенем или заваривают чугунным электродом. В обоих случаях

корпус нагревают до700—800 °С, что дает надежный результат, так как оплав-

ление или сварку ведут при разогретом щите в специальных печах и сваренная

деталь остается в печи до полного остывания в течение 24—80 ч.

Устранить трещины можно быстрее, заваривая их холодным медным

электродом. Последний обертывают полоской белой жести и смазывают жид-

ким стеклом или смазкой ОММ-25, наплавленную медь посыпают бурой, а об-

разовавшийся шов проковывают. После остывания заваренной детали наплывы

меди зачищают.

Заваривают трещину следующим образом. Вдоль трещины по обе ее

стороны в шахматном порядке ввертывают на резьбе стальные шпильки, про-

ходящие через стенки корпуса насквозь. Концы шпилек с каждой стороны

крышки соединяют и сваривают стальными электродами. Такой способ соеди-

нения трещин применяют для деталей, не подверженных большим вибрацион-

ным или ударным нагрузкам.

Для того чтобы трещина при сварке не распространялась дальше, конец

ее засверливают, а для получения его шва кромки стенок завариваемой трещи-

ны осторожно (с помощью зубила) скашивают по всей длине под углом 45—

60°. Размеры отверстий щитов восстанавливают запрессовкой втулки, наваркой

или металлизацией. Перед металлизацией в отверстии нарезают резьбу, затем

наносят слой металла с припуском на обработку 0,5—0,8 мм на сторону. При

металлизации на восстанавливаемую поверхность наносят слой металла писто-

летом, в котором проволока диаметром 1—1,5 мм расплавляется и выдувается

струей сжатого воздуха. Достоинство этого способа заключается в том, что

нанесенный слой металла не создает термических напряжений на поверхности,

как при наплавке электросваркой.

233

Наиболее распространены следующие дефекты: отлом лапы у чугунной

станины, износ или срыв резьбовых отверстий, износ посадочных мест под щи-

ты, появление трещин. В подшипниковых щитах может быть износ посадочных

поверхностей и трещины.

Исправление посадочных поверхностей в чугунных корпусах и щитах.

Задиры и вмятины исправляют зашлифовкой, если общая площадь не превыша-

ет 4% от посадочной поверхности под подшипник и 15% от посадочной по-

верхности замков. Зашлифовку производят бархатным напильником или шли-

фовальной шкуркой, слегка смоченной в машинном масле. При больших по-

вреждениях исправления производят наплавкой металла, запрессовкой втулки,

нанесением герметика и другими методами.

Перед наплавкой детали нагревают в печи до 300—400°С. Наплавку про-

изводят чугунным электродом марки Б газовой горелкой, используя в качестве

флюса буру или смеси с процентным составом:

Необходимый нагрев деталей перед наплавкой. Таблица 3.28.

Бура, % 56 23 —

Углекислый натрий, % 22 27 50

Углекислый калий, % 22 — —

Азотно-кислый натрий, % — 50 —

Двууглекислый натрий, % — — 50

После наплавки детали подвергают отжигу в печи при температуре 300—

400°С в течение 4—6 ч и медленному охлаждению в выключенной печи в тече-

ние 12—16 ч.

Большое значение имеют правильная установка и крепление деталей на

станке при механической обработке наплавленных мест. При обработке замков

корпуса его устанавливают на внутреннюю поверхность или на один из замков,

который не подвергался наплавке, а при обработке щитов –либо на одну поса-

дочную поверхность, не имеющую наплавку, либо на технологические приливы

при обработке двух наплавленных поверхностей.В щите посадочную поверх-

ность под подшипник восстанавливают за-прессованием втулки. Предвари-

тельно протачивают гнездо под подшипник так, чтобы использовать втулку

толщиной 6—10 мм, а толщина стенки нащите оставалась не менее 10 мм. Про-

точку щита и изготовление втулки производят по размерам и допускам, обеспе-

чивающим посадку с натягом. Прессование производят с подогревом. Втулку 1

(рис. 8.3) закрепляют в щите двумя диаметрально расположенными стопорами

2. Глубина сверления под стопор должна быть не менее двух диаметров стопо-

ра.

Износ посадочных поверхностей не более 0,2 мм в щитах (и на валах)

восстанавливают нанесением герметика 6Ф, который выпускается в виде ли-

стов желтого цвета толщиной до 5 мм. Этот материал стоек к воздействию во-

ды, щелочи и масел, но растворяется в ацетоне, толуоле, бензоле и этилбутила-

цетате. Он обладает хорошей адгезией к стали, чугуну, алюминиевым и медным

сплавам. Для приготовления раствора герметик нарезают мелкими кусочками и

помещают в посуду с растворителем на 24 ч. Посуду плотно закрывают и пери-

234

одически взбалтывают. Вязкость приготовленного раствора должна быть в пре-

делах 33—34 с по вискозиметру ВЗ-4. Срок хранения раствора два- три года в

плотно закрытой посуде и в затемненном месте.

Для нанесения герметика необходимо зачистить поверхность и обезжи-

рить ее ацетоном. Герметик наносят кисточкой и сушат на воздухе не менее 20

мин. При необходимости увеличить слой герметика его наносят несколько раз и

после каждого раза сушат на воздухе. Окончательную сушку производят при

температуре 140°С в течение 2 ч. Герметик обладает хорошими виброгасящими

свойствами.

Герметик нетоксичен, но при сушке возможно выделение в небольших

количествах замещенного фенола и аммиака, поэтому при работе необходимо

пользоваться резиновыми перчатками и спецодеждой. Раствор герметика отно-

сится к легковоспламеняющимся жидкостям.

Заварка трещин. Заварку трещин допускается применять только в тех

случаях, когда она не вызовет изменений формы посадочных поверхностей.

Предварительно засверливают отверстия на расстоянии 8—10 мм от концов

трещины сверлом 6—8 мм на глубину трещины. Затем трещину разделывают

под заварку с углом не менее 70° и притупляют кромки. Поверхности, приле-

гающие к месту заварки, зачищают до металлического блеска абразивным кру-

гом или металлической щеткой. Заварку производят электросваркой постоян-

ным током обратной полярности 45—60 А на 1 мм в зависимости от электрода.

В качестве присадочного материала используют медные стержни диаметром

3—6 мм с оболочкой из листовой жести толщиной 0,3 мм с тонкой меловой об-

мазкой. При сварке используют флюс—бура 50%, железные опилки –25%, же-

лезная окалина –25%. Сварку ведут короткими участками не более 40 мм, не

допуская перегрева основного материала. Для отвода тепла применяют медные

прокладки. Каждый участок сразу после сварки простукивают молотком массой

500 г. Швы зачищают от шлака металлической щеткой.

Восстановление отломанных лап корпуса. Кромки сопрягаемых деталей

разделывают под углом 30° с обеих сторон на глубину не менее ¼ толщины.

Изготовляют 2—3 ввертыша 2 из стального прутка диаметром не менее ½ тол-

щины детали. Размечают и засверливают отломанную 1 и основную детали 3

(рис.3.40) и нарезают резьбу в основной детали. Завертывают ввертыши 2 в ос-

новную деталь и надевают на них отломанную часть. Проваривают газовой

сваркой отломанную часть по разделке, придерживаясь технологии, рассмот-

ренной в начале параграфа. Швы зачищают стальной щеткой. Размечают и про-

сверливают отверстие в лапе.

Восстановление резьбовых отверстий. Износ и срыв резьбы в крепежных

отверстиях происходит при многократных сборках и разборках резьбовых со-

единений или чрезмерно больших моментах затяжки. В стальных корпусах

гнезда с изношенной резьбой заваривают электродуговой сваркой, просверли-

вают отверстия и нарезают резьбу того же диаметра. В чугунных и алюминие-

вых корпусах неисправное резьбовое отверстие рассверливают под пробку и

нарезают резьбу большего диаметра. Изготовляют футорку, завертывают ее в

отверстие и проваривают соединение электросваркой. Сварной шов зачищают,

235

просверливают отверстие и нарезают резьбу того же диаметра.

Рис.3.40. Эскиз отремонтированного подшипникового щита (а) и эскиз восста-

новленной лапы корпуса машины (б)

В алюминиевых деталях целесообразна замена болтов на шпильку и гай-

ку. В корпусе устанавливают на клей шпильку, на которую будет надеваться

деталь и которая крепится гайкой. В этом случае износ соединения при сборке

и разборке значительно уменьшится, так как происходит свинчивание двух

стальных деталей. Допускается восстанавливать резьбовое отверстие, если поз-

воляет конструкция, рассверливанием до ближайшего большего диаметра раз-

мерного ряда резьбы.

Ремонт короткозамкнутой обмотки ротора,коллекторов и контакт-

ных колец. Короткозамкнутые обмотки роторов выполняют литыми или свар-

ными[25]. Типичные повреждения литой обмотки–разрыв короткозамыкающе-

го кольца и обрыв стержня в пазу, а сварной–ослабление или нарушение кон-

такта между стержнями и кольцом, обрыв или подгар стержней. При осмотре

сварной обмотки следует выявлять повреждения, которые могут привести к об-

рыву стержня или его распайки с короткозамыкающим кольцом.

К таким повреждениям относятся наличие цветов побежалости на корот-

козамыкающих кольцах в местах паяных соединений со стержнями, подгар

болтов, соединяющих короткозамыкающие сегменты пусковых обмоток син-

хронных двигателей, волнообразный изгиб короткозамыкающих колец (или

стержней) от неравномерного удлинения отдельных стержней, изгиб концов

стержней в направлении вращения ротора от усилия скручивания короткозамы-

кающим кольцом, прогиб выступающих из сердечника концов стержней, сме-

щение клетки вдоль оси ротора.

Ремонт литой обмотки. Трещины короткозамыкающего кольца (число

трещин не более двух на каждом кольце) устраняют пайкой. Поврежденные ме-

ста очищают от грязи и промывают бензином. Места трещин расширяют и раз-

делывают по форме ласточкина хвоста, но не более 2/3 толщины кольца. Ротор

устанавливают так, чтобы дефектное место располагалось горизонтально,

нагревают газовой горелкой до температуры 350—400°С и залуживают припо-

ем, состоящим из 15% олова, 20% кадмия, 65% цинка или 63% олова, 33% цин-

ка, 4% алюминия. В процессе лужения протирают залуженную поверхность

щеткой из кардоленты. Облуженную трещину заполняют указанным припоем,

подавая его с прутка. Излишки припоя снимают стальной гладилкой в горячем

состоянии. Трещины также могут быть устранены аргонно-дуговой сваркой.

Литые обмотки, имеющие обрывы стержней, не восстанавливаются. При

обрывах стержней можно выплавить алюминий из пазов и залить новый. Одна-

ко такой ремонт даже на крупных электроремонтных предприятиях не произво-

236

дят из-за того, что для заливки обмотки требуется большое количество оснаст-

ки (на каждый тип ротора–свой литейный кокиль), первичного алюминия и нет

гарантий в получении высокого качества заливки.

Ремонт сварной обмотки. При ослаблении или нарушении контакта

стержня и кольца необходимо зачистить и пропаять это место медно-

фосфорным припоем. При пайке не следует допускать перегрева меди. При

ослаблении стержня в пазу выполняют расчеканку. Ослабленные стержни мож-

но обнаружить различными способами, например постукивая молотком по спе-

циально заточенному тупому зубилу, рабочая часть которого входит в шлиц с

небольшим зазором. Дребезжание и перемещение стержня свидетельствуют о

слабой его посадке в пазу. Расчеканку производят ударами чекана по прямо-

угольной части стержня на всей длине сердечника.

Трещины стержней, расположенные на выступающей из сердечника ча-

сти, устраняют сваркой, если ее глубина не более ¼ толщины стержня. Если

трещина более глубокая, в этом месте стержень разрезают и удаляют,

высверливая участок, припаянный к короткозамкнутому кольцу. Через

отверстие в короткозамкнутом кольце 1 (рис.3.41) высверливают в оставшейся

части стержня 3 отверстие глубиной 6—7 мм. На место удаленной части стерж-

ня устанавливают вставку 2. Зазор а при пайке медно-фосфорным припоем

МФ-3 должен быть равен 0,2, а при пайке серебросодержащим припоем –0,1–

0,15 мм. Серебросодержащий припой применяют при линейной скорости 50 м/с

и более.

Рис.3.41. Схема установки вставки стержня

При необходимости удаления стержня производят его высверливание

сверлами с удлиненными хвостовиками или прорезают стержень через шлиц па-

за, ослабляя его посадку, а затем выбивают из паза на 50—80 мм и извлекают

механизмом с захватом. При ремонте возможна замена всех стерж-

ней.Отремонтированные роторы необходимо динамически балансировать.

Ремонт коллекторов и контактных колец. Ремонт коллекторов на

пластмассе[25]. Наиболее часто встречающиеся дефекты: царапины, выработка

и подгар контактных пластин, трещины в пластмассе, местное выгорание

пластмассы, электрический пробой изоляции, замыкание пластин на корпус и

между собой, распайка пластин с обмоткой. Ремонтируются эти коллекторы без

разборки.

При обнаружении незначительных перекрытий на поверхности пластмас-

сы их зачищают стеклянной бумагой, протирают салфетками и не менее двух

237

раз покрывают эмалью воздушной сушки. Прожоги на значительной площади

удаляют проточкой на токарном станке на глубину 2—3 мм. Проточенную по-

верхность шлифуют стеклянной шкуркой, обезжиривают и покрывают эмалью.

Трещины глубиной до 3 мм и прогары удаляют сверлением. Обработанные ме-

ста очищают от пыли, обезжиривают и заполняют эпоксидным компаундом хо-

лодного отвердевания. После застывания компаунда его покрывают эмалью.

Замыкание пластин в местах, доступных для осмотра, устраняют расчисткой

дорожек между пластинами и обработкой оплавленных йли обгоревших пла-

стин шабером.

Рассмотренные дефекты, как правило, происходят на стороне коллектора,

свободной от обмотки, так как эта сторона загрязняется пылью и маслом. При

ремонте коллектор можно с вала не снимать. На стороне коллектора, к которой

припаяна обмотка, такие дефекты встречаются редко,и обнаружить их можно

только после того, как обмотка отпаяна от коллектора.

Для устранения сильных подгаров, выработок, неровностей, биения рабо-

чей поверхности коллектор протачивают по наружной поверхности не снимая с

вала. Для проточки якорь устанавливают в центре или на люнеты токарного

станка. После проточки производят продораживание и снятие фаски.

Ремонт коллекторов на стальной втулке. В отличие от коллекторов на

пластмассе коллекторы на стальной втулке в некоторых случаях разбираются и

в них заменяются отдельные контактные и изоляционные пластины. Замена

пластин может производиться без снятия и со снятием коллектора с вала.

В обоих случаях разборка производится следующим образом. Обвязыва-

ют коллекторные пластины стальной отожженной проволокой 7 (рис. 3.42, а),

отвертывают стопоры 2, гайку 1 и снимают нажимной конус 3 вместе с банда-

жом 4 и манжетой 6, осматривают манжету и пластины с торца. При незначи-

тельных повреждениях манжеты (пробой) очищают поврежденное место и

устанавливают,на клей миканитовые прокладки. При подгаре пластин с торца

зачищают поврежденное место. Для снятия кольца коллекторных пластин 5

необходимо отпаять обмотку от петушков 10. Если обмотка припаяна, произво-

дят распайку паяльником, если приварена

производят проточку торца петушков на глубину проварки. Как правило,

глубина проварки не более 2—3 мм в зависимости от диаметра коллектора. В

конструкции коллектора со сваркой обмотки предусматривается возможность

одно или двукратной проточки места сварки. После отсоединения обмотки

снимают кольцо коллекторных пластин 5 с нажимного конуса 11 и осматрива-

ют изоляционный цилиндр 7 и вторую манжету 9. При необходимости их ис-

правляют.

238

Рис. 3.42. Коллектор на стальной втулке

При пробое изоляционной прокладки 12 между коллекторными пласти-

нами или сильном выгорании коллекторных пластин(не более 4—5 шт.) необ-

ходима их замена. Это сложная операция–выемка даже одной коллекторной

пластины может нарушить монолитность всего коллектора и привести к потере

правильной геометрической формы. Для такого ремонта применяют приспо-

собление, показанное на рис.3.43.

Коллектор устанавливают на подставку 5, на пластины надевают диск 3 и

стягивают шпильками 4. Отвертывают стопоры, гайку 1 и снимают конус 2 и

манжету. Диск 3 имеет вырезы 6 напротив коллекторных пластин, подлежащих

замене. Поврежденные пластины выбивают в радиальном направлении зуби-

лом, нанося по нему легкие удары молотком.

Взамен извлеченных пластин устанавливают новые из меди той же марки.

Новые пластины и новые изоляционные прокладки предварительно спрессовы-

вают. Производят сборку коллектора. Коллектор необходимо проточить и про-

извести его формовку. Формовка производится при скорости вращения, пре-

вышающей на 20% номинальную, и высокой температуре. Формовку, подпрес-

совку и подтяжку нажимных конусов прекращают при биении менее 0,03 мм.

Рис. 3.43. Приспособление для замены коллекторных пластин

Ремонт коллекторов крупных электрических машин содержит те же опе-

рации, что и ремонт коллекторов на стальной втулке. При неравномерном изно-

се рабочих поверхностей пластин, биении поверхности коллектора производят

его проточку при вращении якоря в собственных подшипниках. Для этого вы-

нимают из гнезд щетки, снимают часть щеткодержателей, на фундаментной

плите устанавливают суппорт с резцедержателем и, вращая якорь приводным

двигателем, производят проточку, защищая обмотку от попадания стружки па-

русиновыми чехлами.

Причиной биения коллектора может быть ослабление крепления пластин.

В этом случае подтягивают стяжные шпильки сначала в холодном состоянии, а

затем с подогревом до 100—110°С и протачивают поверхность.

При замене коллекторных пластин на коллектор надевают хомут, снима-

ют левый нажимной конус и извлекают пластину через прорезь в хомуте. По-

следующие операции описаны выше. При сильном износе всех пластин их за-

меняют. Процесс изготовления пластин и сборки аналогичен изготовлению

коллектора на электромашиностроительном заводе.

Ремонт контактных колец. При выработке поверхности контактных ко-

лец производят их проточку. Капитальный ремонт выполняют в случае пробоя

изоляции на втулку или между кольцами, при выгорании контактной шпильки

239

или большом износе колец. При капитальном ремонте кольца спрессовывают с

втулки, срезают с нее миканитовую изоляцию, тщательно очищают наружную

поверхность. Изолирование втулки и сборка колец производятся так же, как на

электромашиностроительных заводах.

Ремонт подшипников качения. Повышение сроков службы подшипни-

ков качения, применяемых в электрических машинах, является одной из задач,

способствующих снижению себестоимости ремонта[25]. Задачу можно решить

путем технически обоснованного отбора подшипников для повторного исполь-

зования при ремонте. Опыт эксплуатации показал, что если подшипники отве-

чают определенным техническим требованиям при их проверке, то они могут

быть использованы повторно и вполне надежно работать.

При демонтаже шарикоподшипников с вала ротора (якоря) с использова-

нием специальных съемников на прессах или разборочных стендах должны вы-

полняться следующие требования: усилие следует прилагать только к внутрен-

нему кольцу подшипника; подшипник, снятый за наружное кольцо, бракуется;

не допускается применение молотков и зубил; запрещается наносить удары по

сепаратору, шарикам и другим деталям.

Демонтированные подшипники промываются в специальных растворах,

осматриваются и контролируются с помощью специального инструмента.

Подшипники, имеющие следы перегрева (цвета побежалости) на поверхности

колец, трещины и отколы, выкрашивания и раковины на дорожках качения ша-

риков и колец, выработки дорожек качения колец и коррозию на дорожках ка-

чения и шариках, бракуются. При наличии коррозии на посадочных поверхно-

стях колец ее зачищают шлифовальной шкуркой № 6 с маслом и промывают.

Проверяют наличие обрыва, среза или ослабления сепаратора. Ослабевшие за-

клепки подклепывают, а отсутствующие заменяют новыми.

Рис. 3.44. Схемы проверки радиального (а и б) и осевого (в и г) биения внут-

реннего и наружного колец подшипника

Располагая подшипник в горизонтальной плоскости, вращают наружное

кольцо при неподвижном внутреннем и определяют плавность хода, отсутствие

толчков и быстрого торможения. Для исключения различных толкований пере-

численных дефектов на предприятиях устанавливают эталоны, утвержденные

соответствующими должностнымилицами.

В подшипниках, признанных годными по результатам осмотра и провер-

ки на легкость вращения, измеряют зазор между сепаратором и бортом внут-

реннего кольца, величины радиальных и осевых биений по дорожкам качения

наружного и внутреннего колец. Зазор между сепаратором и бортом внутренне-

го кольца подшипника измеряют щупом, при этом сепаратор должен быть при-

240

веден к внутреннему кольцу. Для подшипников со стальными штампованными

сепараторами наименьшее значение зазора - 0,2 мм. Измерение радиальных и

осевых биений производят по схемам рис.3.44 на специальных приспособлени-

ях или приборах.

При превышении допуска подшипники бракуют. Незначительные откло-

нения посадочных мест на наружном и внутреннем кольцах можно устранить

нанесением герметика.Ремонт подшипников скольжения. В современных ма-

шинах подшипники скольжения используют только для машин мощностью

свыше 1000 кВт, которые выполняются на стояковых подшипниках.Головки и

вкладыши подшипников делают разъемными по горизонтальной плоскости.

Вкладыши подшипников залиты баббитом. Необходимость ремонта вы-

зывается утончением слоя баббита, отслаиванием, растрескиванием и выкра-

шиванием баббита, подплавкой или полной выплавкой баббита, рисками и за-

дирами на рабочей поверхности баббита и механическими повреждениями баб-

бита.

При утончении и хорошем сцеплении баббита с основой вкладыша про-

изводится наплавка дополнительного слоя с припуском на механическую обра-

ботку. Если толщина слоя менее 0,8 мм, требуется полная замена баббита. Пол-

ную замену также производят при трещинах и выкрашивании баббита или его

отслаивании от поверхности более чем на 40—50% площади. Полную замену

баббита производят наплавкой или заливкой. Плотность прилегания баббита к

телу вкладыша проверяют простукиванием вкладыша легкими ударами латун-

ного молотка. Звук должен быть чистым, без дребезжания и глухих тонов.

Проверку также можно производить с помощью керосиновой пробы.

Производят проверку зазоров между верхним полувкладышем и валом.

Так как с торца подшипника нет подхода к зазору, а при большой длине вкла-

дыша он может быть неравномерным, измерение производят следующим обра-

зом. Берут шесть небольших кусочков 5 (рис. 3.45) свинцовой проволоки диа-

метром около 1 мм, два из которых устанавливают на шейку вала 2, а осталь-

ные четыре–на стыковочную поверхность нижней половины вкладыша 3.

Накладывают верхнюю половину вкладыша и крышку 1 подшипника и равно-

мерно стягивают болты, крепящие крышку к корпусу 4 подшипника.

Рис.3.45. Схема измерения зазора между шейкой вала и вкладышем.

Болты затягивают так, чтобы смять проволоки. Затем снимают крышку и

верхнюю половину вкладыша, извлекают проволоки и измеряют их толщины,

которые составляют а1, b1, c1, и а2, b2, c2,

Зазор в произвольной точке ап

δn = аn – (bn + cn)/2 (3.50)

Наплавку баббита производят присадочными прутками, расплавленными

241

как ацетлено-кислородным (или пропаном-бутановым), так и водородным пла-

менем. Предпочтительнее применение пропан-бутанового пламени, которое

благодаря более низкой температуре обеспечивает лучшую структуру наплав-

ляемого слоя, и водородного пламени, созданного пламени, созданного смесью

газов из 90% водорода и 10% кислорода, причем 10% кислорода обеспечивают

полное сгорание 20% водорода, а остальные 70% водорода образуют вокруг

расплавленного баббита защитную среду, препятствующую проникновению

кислорода к расплавленному металлу, чем предотвращается его окисление.

Структура баббита, наплавленного в струе водородного пламени, более

мелкозернистая и плотная, износостойкость его выше. Кроме того, в струе во-

дородного пламени можно наплавлять вместо дорогого баббита Б-83 более де-

шевый БН, имеющий высокие антифрикционные свойства, но не применяемый

при заливке вследствие сложности технологии его расплавления и заливки.

Наплавку производят сварочной головкой СЧ-18 или ГС-53 с наконечни-

ком № 4—6. Баббитовые прутки, отлитые в угловой стали, должны быть дли-

ной 400—700 мм и иметь в сечении прямоугольный треугольник с катетом 10—

20 мм. Вкладыши подогревают до 50—60 °С, но не выше 80—100 °С.

Наплавку производят полосами, которые должны занимать нижнее гори-

зонтальное положение.

Рис.3.46. Схема наплавки баббита (а) и доплавки (б) на утонченный слой

Толщина наплавляемого слоя за один раз должна быть не более 5—6 мм,

при большей толщине наплавляют требуемое количество слоев 1—16 в поряд-

ке, показанном на рис.3.46, а. Перед наплавкой последующего слоя предыду-

щий зачищается металлической щеткой до блеска. Схема наплавки полос 1—9

баббита на утонченный слой показана на рис.3.46, б. Укладывать на наплавляе-

мую поверхность присадочные прутки горизонтально и расплавлять их катего-

рически запрещается.

Детали, заливаемые баббитом, могут быть дельными или разъемными –из

половинок. У разъемных деталей больших размеров каждую половинку зали-

вают отдельно. Заливка осуществляется с соблюдением общих правил литья.

Вкладыши перед заливкой должны быть нагреты до 270—300°С, а стержень

(для образования отверстия в отливке) не ниже 400°С. Остывание баббита по-

сле заливки должно происходить снизу вверх. Для этого охлаждают нижнюю

часть приспособления и подогревают верхнюю. Температура заливаемого баб-

бита должна быть 400—410°С для марки Б-83 и 440—470°С для марки Б-16.

Наиболее частой причиной преждевременного износа и выхода из строя

242

подшипников качения является их перегрузка. Лабораторными испытаниями

установлено, что при дополнительном увеличении нагрузки на подшипник на

50% срок его службы сокращается в три раза, а на 100% –в 8—10 раз. Степень

износа подшипников качения определяют, измеряя их радиальные и аксиаль-

ные зазоры на несложных приспособлениях, изготовляемых в мастерских

электроцеха предприятия.

Подшипники заменяют новыми при следующих неустранимых дефектах,

определяемых внешним осмотром: трещинах или сколах на кольцах, сепарато-

рах или шариках (роликах); вмятинах или забоинах на поверхностях дорожек

качения; признаках шелушения или выкра- шиванияповерхностей дорожек ка-

чения; царапинах или глубоких рисках, расположенных поперек пути качения

шариков (роликов); повреждениях посадочных поверхностей, препятствующих

посадке под- шипника на вал или в корпусе двигателя или ухудшающих ее;

стуке, не устраняемом после промывки, повышенном шуме в подшипнике; за-

боинах или вмятинах на поверхности сепаратора; наличии четких отпечатков

шариков (роликов) на дорожках качения.

Чтобы облегчить посадку подшипников на валу и обеспечить ее плот-

ность, подшипники нагревают до 80–90 °С в масляной ванне или индукцион-

ным методом при помощи специального аппарата. Однако, несмотря на широ-

кую распространенность этого метода нагрева, он имеет ряд недостатков.

Подшипник нагревается длительное время и неравномерно: больше нагревает-

ся та его часть, которая расположена ближе к источнику тепла, подогревающе-

го масло в ванне.

Метод индукционного нагрева подшипников качения в специальном ап-

парате лишен этих недостатков. Индукционным методом подшипники нагре-

ваются примерно в 3 раза быстрее, чем в масляной ванне. Аппарат вмонтиро-

ван в огнестойкую асбоцементную плиту, на которую кладут нагреваемый

подшипник.

В исключительных случаях можно применять подшипник, габаритные

размеры которого допускают установку в гнездо при помощи промежуточных

втулок (по наружному и внутреннему диаметру) и упорных колец (по ширине).

Набивают подшипник густой смазкой на 2/3 объема камеры во избежание ее

выдавливания в двигатель.

В современных электрических машинах малой и средней мощности при-

меняют главным образом шариковые или роликовые подшипники качения, за-

крепляемые в подшипниковых щитах. Они просты в эксплуатации, хорошо

противостоят резким колебаниям температуры, легко заменяются при износе.

Крупные машины мощностью свыше 1000 кВт изготовляют на подшипниках

скольжения, которые опираются на стояковыеопоры, устанавливаемые на об-

щей фундаментной плите вместе со станиной двигателя.

В большинстве случаев ремонт подшипников скольжения сводится к

смене изношенных втулок или перезаливке вкладышей.Работа подшипников

скольжения зависит от величины зазора между шейкой вала и втулкой под-

шипника. Чем больше диаметр шейки вала, тем больше должен быть зазор. В

подшипниках скольжения изнашиваемой деталью является баббитовая заливка

243

вкладыша. Если зазор между вкладышем и шейкой вала превышает допускае-

мую величину или при ремонте машины обнаруживают отслаивание баббита

от стенки стакана вкладыша, то баббит перезаливают.


1. Как исправляют ослабление прессовки сердечников?

2. Как исправляют резьбовые отверстия в корпусах?

3. Как исправляют ослабление посадки подшипников в щитах и на ва-

лах?

4. Какие дефекты могут быть исправлены на пластмассовых коллек-

торах н коллекторах на стальной втулке?

5. Какие дефекты могут быть устранены у литой и сварной коротко-

замкнутой обмотки роторов?

6. Как восстанавливают посадочные поверхностн на валах?

3.3.2. Изготовление и укладка обмоток из различных.

Изготовление и укладка обмоток из круглых проводов[25]. При ремонте

изготовление и укладка обмоток осуществляются следующим образом: нареза-

ется и заготавливается изоляция, наматываются катушечные группы (или фа-

зы), изолируются пазы и в них укладываются проводники, распаиваются схемы

и выводные концы и формируются лобовые части обмотки.

Листовой материал разрезают ручными или механизированными ножни-

цами, а рулон–дисковыми. Катушечные группы наматывают на автоматизиро-

ванных станках, предварительно устанавливая программу намотки и размер

шаблона. После окончания намотки станок останавливают, щеки шаблона

сближают, ослабляя намотку, для облегчения съема катушек. При работе на не-

автоматизированных станках используют унифицированные шаблоны, рассчи-

танные для намотки катушек определенных размеров (рис.3.47, где 1 –рама; 2 –

каретка; 3 –сменные головки; 4 –кулачки; 5 –фиксатор; 6 –ручка; 7. –

направляющая; 8 –ступица; 9 –коромысло; 10 –кольцо алюминиевое; 11 –

кольцо текстолитовое; 12 –рычаг; 13 –диск). Шаблоны позволяют наматывать

равнокатушечную и концентрическую обмотки и имеют приспособление, поз-

воляющее движением рукоятки ослабить намотку обмотки и свободно снять ее

с шаблона.

При ремонте обмотки стараются сохранить все ее параметры–шаг, коли-

чество витков в пазу, диаметр провода по меди, геометрическую форму. Для

однослойных обмоток это не представляет трудностей. Равнокатушечная и

концентрическая обмотки имеют практически одинаковую трудоемкость и

одинаково удобны при укладке. В двухслойных обмотках изготовление и

укладка равнокатушечной обмотки достаточно просты и несложны для пони-

мания. Обмотки машинной намотки более сложны и трудоемки при ручном из-

готовлении. Поэтому при ремонте возможно одно-двухслойные концентриче-

ские и двухслойные концентрические обмотки заменять на двухслойные равно-

катушечные с сохранением диаметра провода и количества проводников в пазу.

При этом производят расчет шага равнокатушечной обмотки и изменяют форму

катушек.Шаг равнокатушечной обмотки при пересчете двухслойной концен-

244

трической обмотки

н б н м

(3.51)

где Ун.б и Ун.м –шаг наибольшей и наименьшей катушек двухслойной

концентрической обмотки.

Шаг равнокатушечной обмотки при пересчете одно-двух-слойной кон-

центрической обмотки будет равен ,где q –число пазов на полюс

и фазу.Конструкция одно-двухслойных концентрических обмоток такова, что

укорочение шага в них зависит только от q.

Рис.3.47. Шаблон для намотки катушек к электродвигателям серии 4А с высо-

той оси вращения 56—132 мм (а) и 132—355 мм(б)

Намотанные катушечные группы обмотки передают на рабочее место

укладки. Укладку начинают с осмотра сердечника, в пазах которого не должно

быть пыли и грязи, а отдельные листы сердечника не должны выступать в паз

или распушаться, образуя ровные стенки пазов. В пазы устанавливают пазовую

изоляцию, которую подгибают на краях, образовывая манжеты, препятствую-

щие сдвигу ее при последующих операциях.

При укладке однослойных обмоток в пазы закладывают витки обеих сто-

рон катушек. При укладке двухслойных обмоток в пазы закладывают стороны

катушек, которые располагаются в низу паза, а вторые стороны, которые долж-

ны располагаться в верху паза, оставляют не уложенными, так как в тех пазах,

где они должны располагаться, нет еще нижних катушек. Число таких катушек

будет равно шагу обмотки. Следующие катушки укладывают одной стороной в

верх пазов, а другой вниз. Последними устанавливают верхние стороны первых

245

катушек.

Порядок всыпания витков в пазы показан на рис. 3.48. В изолированный

паз устанавливают технологические прокладки 1 и через них заводят провод-

ники. После всыпания определенного количества витков их уплотняют подбой-

кой 2. При укладке двухслойных обмоток после заведения нижней катушки

устанавливают изоляционную прокладку 3. После укладки всех проводников их

уплотняют, подгибают края изоляции 4, устанавливают прокладку под клин и с

торца забивают клин 5. Проводники в пазу всегда должны располагаться плот-

но. Если они размещены свободно (катушки легко сдвинуть рукой), под клин

устанавливают дополнительные прокладки. После укладки катушек производят

сборку, пайку, изолирование и увязку

Рис. 3.48.Порядок всыпания витков в пазысхемы и лобовых частей.

Перед отправкой на испытания и пропитку лобовым частям придают

окончательную форму, для чего их обстукивают молотком через текстолитовую

прокладку. Форму и размеры лобовых частей проверяют шаблоном. При всех

дальнейших операциях запрещается что-либо делать с обмоткой.

Выбирая провод и изоляцию, всегда следует помнить, что с повышением

коэффициента заполнения паза (рекомендуется не превышать его значение бо-

лее 0,72—0,74) увеличивается трудоемкость укладки и снижается надежность

машины. Ремонтируя асинхронные электродвигатели первой и второй серии и

используя современные провода с более тонкой изоляцией и пазовую изоляцию

с меньшей толщиной и, как правило, более высокого качества, при укладке по-

лучают очень низкий коэффициент заполнения паза. Необходимо устанавли-

вать дополнительные прокладки. При этом возможно использование проводов

большего диаметра. При ремонте четвертой серии асинхронных электродвига-

телей или серии АИ часто используют более толстую изоляцию, чем установ-

лена в машинах. Поэтому трудоемкость ремонта машин последних серий более

высокая и требует высокой квалификации рабочих.

Изготовление и укладка обмоток из прямоугольного провода. Низковоль-

тные катушечные обмотки статоров из прямоугольного провода повторному

использованию не подлежат, так как восстановить междувитковую изоляцию

эмалевого провода не представляется возможным. Катушки для укладки в ма-

шину получают с заводов-изготовителей как запасные части или изготовляют

на ремонтном предприятии по технологии предприятий-изготовителей, вклю-

чающей: намотку лодочки, скрепление витков лентами и лаками, опрессование

пазовой части, растяжку лодочки в катушку, формование лобовых частей, изо-

лирование выводных концов и лобовых частей.

246

Обмотки якорей из прямоугольного провода с эмалевой изоляцией также

не могут быть использованы повторно. Если обмотка якоря имеет витковую

изоляцию в виде пленок толщиной 0,02—0,04 мм, то при ремонте ее можно

восстановить. Для этого катушки извлекают из пазов, стараясь сохранить их

форму, и снимают с них корпусную и витковую изоляцию, срезая ее ножом. За-

тем катушки рихтуют, придавая им первоначальную форму, и накладывают,

витковую изоляцию, обматывая пленками в полнахлеста каждый проводник.

Проводники собирают в катушку и наматывают корпусную изоляцию. Даль-

нейшее изготовление катушки зависит от типа изоляции и соответствует техно-

логии изготовления катушек на производстве.

Высоковольтные катушки используют повторно. Для этого снимают ста-

рую корпусную и витковую изоляцию, наносят изоляцию вновь и укладывают

катушки в статор. Удаление корпусной изоляции производят на станках (рис.

3.49). Катушку 5 устанавливают в рабочую зону дискового ножа 2. Сменные

диски 3 позволяют установить щеки 4 на расстоянии, необходимом для удер-

жания катушки в зоне резания. Педалью 7 и тягой 1 создают необходимое дав-

ление при резании. Ведущий нижний вал 6 обеспечивает перемещение катуш-

ки.

После разрезания корпусной изоляции ее снимают, витки катушки раз-

двигают гармошкой и ножом снимают витковую изоляцию. При этом не допус-

кают изменения формы витка. Затем на провод наматывают в полнахлеста вит-

ковую изоляцию из пленки толщиной 0,02—0,04 мм. Витки катушки сдвигают

вместе и наматывают корпусную изоляцию. Тип изоляции (термопластичная

или термореактивная) и количество витков определяются конструктором.

Дальнейшее восстановление обмотки осуществляется так же, как при ее изго-

товлении и укладке на заводах-изготовителях машин.

Ремонт стержневых обмоток роторов и обмоток полюсов. Извлеченные из

пазов стержни поступают на восстановление изоляции. Старую изоляцию сни-

мают ножом в холодном или нагретом состоянии и отжигают места, где изги-

бался стержень для снятия наклепа. Отжиг производят в печи или газовой го-

релкой, нагревая стержень до 400 °С и охлаждая его в воде.Дальнейший ход

работ следующий: стержни выправляют и рихтуют, припоем и зачищают под

размер стержня,удаляют заусенцы, зачищают концы металлической щеткой и

облуживают. Затем стержни передают на изолировку и опрессовку.

Пазовые части изолируют простынками, покрытыми клеем, обкатывают

на обкаточных механизмах и опрессовывают на прессах. Лобовые части изоли-

руют лентами и передают на укладку.

Технология укладки при ремонте не отличается от технологии укладки

при изготовлении машины и поэтому здесь не рассматривается.

Обмотки полюсов выполняют из круглого, прямоугольного проводов или

сборными. Обмотки из прямоугольного провода могут быть намотаны плашмя

или на ребро. Катушки из круглого провода не ремонтируют, а изготовляют

вновь по технологии, принятой на электромашиностроительных заводах. Ка-

тушки, намотанные из шинки плашмя, разматывают, очищают от старой изоля-

ции, отжигают, травят и промывают в горячей воде. Намотку производят на

247

шаблон. Витковую изоляцию из электрокартона, асбестовой ленты или микани-

та устанавливают в процессе намотки.

Рис. 3.49. Станок для удаления корпусной изоляции с катушек

Катушки из шинной меди, намотанные на ребро, при ремонте растягива-

ют гармошкой, очищают от старой изоляции, покрывают лаком и просушивают

их в растянутом состоянии, прокладывая между витками асбестовую бумагу.

Затем катушку складывают, обрезают изоляцию по размеру внутреннего и

наружного контура катушки, заводят внутрь оправку и опрессовывают на прес-

се или стяжными. шпильками при давлении 3—4 МПа. Не снижая давления, ка-

тушку нагревают до 180 °С и выдерживают в течение 1—2 ч. Опрессованную

катушку сушат, пропитывают в лаке или компаундовой массе и накладывают

изоляцию.

Изготовление обмоток статоров и роторов. Статоры, роторы и катушки

аппаратов подвергают пропитке, которая цементирует витки обмоток, снижает

механический износ изоляции, замедляет процессы теплового старения и

увлажнения электроизоляционных материалов, так как она уменьшает площадь

их соприкосновения с окружающей средой[25].. При этом повышается электри-

ческая прочность изоляции вследствие заполнения пор и капилляров обмотки

лаками, имеющими более высокую электрическую прочность, чем воздух. Про-

питка снижает превышение температуры обмоток, так как теплопроводность

лаков намного выше теплопроводности воздуха.

При ремонте возможности выбора изоляции и лака ограничены и наибо-

лее часто для пропитки обмоток из эмалированных проводов используют лаки

марок MJI-92, МГМ-8, КО-916к, КО-964Н, компаунды (составы без раствори-

телей) КП-34, КП-103. Провода с волокнистой изоляцией допускают более ши-

рокий выбор пропиточного состава. Для них не представляет опасность высо-

248

кая цементирующая способность пропиточного лака. Обмотки вращающихся

частей при использовании проводов с волокнистой изоляцией пропитывают в

компаундах, которые обеспечивают высокую цементацию, например, типов

КП, Б-ИД-9127.

Растворители лаков (ксилол, толуол) при сушке должны испариться и вы-

делиться из обмоток в виде летучих веществ, которые необходимо нейтрализо-

вать или рассеять в атмосфере. Составы без растворителей при отверждении не

выделяют вредных летучих, поэтому оборудование для пропитки и сушки

можно располагать в общем помещении.

В промышленности используют несколько способов пропитки и сушки.

При ремонте на небольших участках используют способ погружения изделия в

лак. Этот способ является гибким технологическим процессом, позволяющим

на одном оборудовании пропитывать изделия различных размеров и конструк-

ций. Однако процесс является некомфортным с большой долей ручного труда.

Обычно при пропитке используют маловязкие лаки с вязкостью 40—45 с (по

вискозиметру ВЗ-4 при температуре лака 20 °С) и содержанием пленкообразу-

ющих веществ 51—58%. Чтобы внести в обмотку необходимое количество ла-

ка, выполняют несколько пропиток, после каждой из которых узел сушат в те-

чение 8—17 ч.

Время нахождения изделия в лаке при первой пропитке составляет от 20

мин до 1 ч, а при следующих –от 10 до 20 мин. Заполнение пор и пустот в изо-

ляции обмоток происходит в основном при первой пропитке, а последующие

пропитки фактически являются покровными.

Способ пропитки изделия лаком в вакууме с переходом к повышенному

давлению является менее гибким, чем способ погружения, но он позволяет по-

лучить более высокое качество пропитки с меньшей трудоемкостью и исполь-

зуется на специализированных предприятиях. Фирма Хитека (ВНР) выпускает

ряд пропиточных установок для изделий различных габаритов. Установка типа

АВБ-4 (рис. 3.50, а) работает следующим образом. Пропитываемые изделия на

подвеске 7 по конвейеру 1 транспортируют в печь 3 для сушки. После сушки

изделия поступают в автоклав 5, в котором пропитываются лаком в автомати-

ческом цикле, после чего возвращаются в печь 3 для сушки и запечки лака. Зо-

на автоклава защищена выгородкой 4. В состав установки входят насосы 6 для

создания вакуума и давления и электрошкаф 2.

249

Рис. 3.50. Полуавтоматическая установка типа АВБ-4 для пропитки под

вакуумом и давлением (а) и схема (б) автоклава и подвески

Автоклав представляет собой шаровой сосуд, состоящий из двух частей

(рис. 3.50, б). Половины автоклава разводятся и подвеску 7 с навешенными на

нее изделиями 13 вводят в зону автоклава. После смыкания автоклава резино-

вые уплотнения У обеспечивают его герметичность. Подвеска висит на метал-

лической пластине 10, имеющей ширину 30—40 мм и толщину 0,5—0,3 мм.

Вакуум и давление создаются через штуцер 11, а лак подают через штуцер 12.

Смотровое окно 8 позволяет контролировать наличие лака.

Циклограмма пропитки изделия лаком с указанием времени опера-

ций.Таблица 3.29.

Операция Время, мин

1 2 3 4 5 6 7 8

Закрытие автоклава Х — — — — — — —

Вакуумирование до 2,7• 103 Па Х Х Х — — — — —

Снижение вакуума до (13÷40)×103Па — — Х — — — — —

Заполнение автоклава лаком — — Х — — — — —

Повышение давления до (200÷300)×103Па — — — Х Х — — —

Снижение давления до атмосферного и

слив лака — — — — Х Х — —

Вакуумирование до (5,0÷13) ×103Па — — — — — Х Х —

Увеличение давления до атмосферного — — — — — — — Х

Раскрытие автоклава — — — — — — — Х

Цикл пропитки в зависимости от типа изделий можно изменять в пределах

6—16 мин.

Отсутствие воздуха в изделии способствует глубокому проникновению

лака в обмотку. Этот процесс усиливается при создании повышенного давления

250

после заполнения автоклавалаком. При таком способе пропитки можно исполь-

зовать лаки с вязкостью 55—100 с. После пропитки создание вакуума приводит

к испарению более половины летучих веществ и повышению вязкости лака.

При этом лак становится настолько вязким, что практически не вытекает из об-

мотки после пропитки и во время сушки.

Использование более вязкого лака, чем при пропитке погружением, и по-

вышение его вязкости сразу после пропитки позволяют за одну пропитку вне-

сти в обмотку примерно столько же лака, сколько вносится при двукратной

пропитке погружением. Использование более вязкого лака требует меньше

времени для сушки. Время пропитки и сушки сокращается в 4—б раз по срав-

нению со способом погружения. Особенно эффективен рассматриваемый спо-

соб для многовитковых катушек из тонкого провода (обмотки электрических

машин небольшой мощности, катушки аппаратов, реле и т. п.).


1. Как производится восстановление изоляции круглого провода?

2. Как пересчитать шаг концентрической обмотки на равнокатушечную?

3. Как восстанавливают изоляцию катушек, используемых повторно?

4. Какие преимущества имеет пропитка под вакуумом и давлением?

5. Почему не используются при ремонте механизированные способы укладки

обмоток из круглого провода?

3.3.3. Порядок поверочного расчета и расчет основных параметров. Элек-

тромагнитный расчет.

Поверочный расчет. Поскольку конструкции сердечников статора и рото-

ра электрических машин при ремонте не изменяются, то расчет обмоточных

данных, называемый поверочным, сводится к определению числа эффективных

проводников и их сечения. В задачу поверочного расчета входит нахождение

рациональных параметров обмоток, при которых удовлетворялись бы требова-

ния стандартов [25].

В практике ремонта поверочные расчеты выполняются при перемотке

двигателя без изменения его параметров и наличии его обмоточных и паспорт-

ных данных; перемотке двигателя на другое напряжение при наличии его обмо-

точных и паспортных данных; перемотке двигателя с изменением частоты вра-

щения и мощности для нахождения оптимальных параметров при новой часто-

те вращения, а также для определения параметров электрической машины, если

неизвестны ее обмоточные и паспортные данные; замене медных проводов на

алюминиевые и наоборот, а также изменении их размеров; применении более

тонкой пазовой и проводниковой изоляции, изоляции с повышенной нагрево-

стойкостью, повышении магнитных нагрузок и мощности. Принципы этих рас-

четов рассмотрены в гл. 14.Перед началом расчета необходимо определить ста-

рые обмоточные данные машины и произвести обмер статора и ротора.По ста-

рым обмоточным данным определяют (для асинхронных двигателей): схему со-

единения и тип обмотки; число катушечных групп в фазе и их соединение (по-

следовательное или параллельное), число катушек в катушечной группе для

определения числа пазов на полюс и фазу q, число эффективных проводов в па-

251

зу ип, число параллельных проводов в одном эффективном nэл, число парал-

лельных ветвей в обмотке а1, размеры и марку провода, размеры вылета лобо-

вых частей обмотки статора и ротора и расстояние от обмотки до подшипнико-

вых щитов, шаг обмотки по пазам у.Непосредственно измеряют1: внутренний

диаметр расточки стали статора D1 и ротора Dj, наружный диаметр активной

стали статора Da и ротора D2, высоту спинки статора ha и ротора hj, высоту

зубцов статора hz1 и ротора hZ2 , полную высоту пазов статора и ротора, высоту

пазов статора и ротора до клина, ширину паза статора (ротора) в широкой и уз-

кой части, ширину зубца статора (ротора) в широкой и узкой части, ширину и

высоту шлица, полную длину активной стали статора l1 и ротора l2 число пазов

статора z1 и ротора z2, число и размеры вентиляционных каналов статора и ро-

тора, воздушный зазор между статором и ротором δ.На основании проведенных

замеров определяются расчетным путем следующие величины:расчетная длина

активной стали статора

lδ = l1–k1nк1bк1 (3.52)

где nк1, bк1 –число и ширина радиальных вентиляционных каналов стато-

ра; k1 –коэффициент, учитывающий искривление силовых линий в воздушном

зазоре и равный 0,73—0,67 при величине воздушного зазора δ =1,5÷2,0 мм; k1

=1 при δ ≤ 1,5 мм; чистая длина активной стали статора (ротора)

lст1(2) =[ l1(2–k1nк1(2)bк1(2)] kc (3.53)

где kc –коэффициент заполнения, при толщине листов стали 0,5 мм kс =

0,95 (лакировка листов) и 0,97 (оксидирование листов);наружный диаметр ста-

тора и ротора (если их невозможно измерить непосредственно)

Da = D1 +2ha + 2hz1 , D2 = D1–2δ;

внутренний диаметр активной стали ротора

Dj = D2 –2hz2 —2hj ; (3.54)

зубцовое деление статора и ротора

(3.55)

Далее по расчетным формулам для соответствующей формы пазов опре-

деляют максимальную, минимальную и среднюю ширину зубцов и пазов, после

чего определяют расчетные сечения магнитной цепи–сечение воздушного зазо-

ра, спинки статора и ротора, зубцового слоя статора и ротора.

Расчет основных параметров. Расчет параметров начинается с определе-

ния числа эффективных витков фазы обмотки статора

ω1 = kEU1/(4,44 ∙ f ∙ kоб1Ф), (3.56)

где U1 –фазное напряжение, В; f –частота, Гц; Ф –магнитный поток, Вб;

kоб1 –обмоточный коэффициент, равный 0,95–0,96 для однослойных обмоток и

0,91—0,92 –для двухслойных, kE=E1/U1 ≈ 0,96÷0,98.

Магнитный поток, в свою очередь, равен

1 Все линейные величины —в метрах.

252

Ф = аδВδτlδ ≈ 1,1 D1lδВδ/р , (3.57)

где р –число пар полюсов; Вδ –индукция в воздушном зазоре, Тл; (аδ –

коэффициент полюсного перекрытия; τ –полюсное деление, м.

Подставляя (3.56) в формулу (3.57), получаем

ω1 = kEpU1/(4,9f kоб1D1lδВδ). (3.58)

Для обычных условий kE = 0,97, f =50 Гц, kоб1 = 0,95.

Так как каждый виток располагается в двух пазах на расстоянии шага об-

мотки у, то, учитывая, что общее число эффективных витков в трехфазном дви-

гателе равно 3a1ω1, а число пар пазов равно z1/2, получим

ω1 = z1uп1/(6a1). (3.59)

Подставляя значение ω1 из (3.59) в (3.58), получим

(3.60)

Как видно из формулы (3.60), единственный неизвестный параметр –

индукция в воздушном зазоре Вδ. Основным критерием правильного расчета

обмотки следует считать величину тока холостого хода, который может быть

замерен при включении двигателя в сеть после перемотки. Величина допусти-

мого тока холостого хода берется по каталожным данным соответствующих

двигателей.

Расчетные величины индукции в воздушном зазоре для низковольтных

асинхронных двигателей серии 4А приведены в [7, 24], для серии А2 –в [16,

19]. Если индукцию в воздушном зазоре асинхронных двигателей серий А2 и

4А задать больше указанной в [17, 19], то двигатель будет нагреваться уже на

холостом ходу и не сможет длительно развивать номинальную мощность из-за

недопустимо высокого нагрева. Кроме того, коэффициент мощности такого

двигателя будет низким, что приведет к росту эксплуатационных затрат.В то же

время уменьшение индукции в воздушном зазоре по отношению к расчетной

приводит к уменьшению перегрузочной способности двигателя и уменьшению

устойчивости его работы. Для сохранения перегрузочной способности в этом

случае придется занижать мощность двигателя в номинальном режиме. Иными

словами, в этом случае двигатель будет недоиспользован (в соответствии со

стандартами перегрузочная способность должна быть не менее 1,8—2,1).Таким

образом, существует довольно узкая зона допустимых значений индукции в

воздушном зазоре, при которой двигатель имеет приемлемые значения перегру-

зочной способности, тока холостого хода и использования активной стали. При

этом значении индукции Вδ число эффективных проводников в пазу определя-

ется однозначно по уравнению (3.60). Если величина индукции в воздушном

зазоре неизвестна, то расчет числа эффективных витков усложняется. Величина

Вδ изменяется в широких пределах, но в то же время ток холостого хода должен

иметь вполне определенную величину. Последнее требование приводит к необ-

ходимости проведения предварительных расчетов магнитной цепи двигателя с

целью определения приемлемого значения Вδ. Правильность выбора индукции

подтверждается сравнением токов намагничивания (расчетного и каталожного).

253

Электромагнитный .Расчет магнитной цепи. Расчет проводится в та-

кой последовательности: задаются значением индукции в воздушном зазоре,

[25] определяют число эффективных витков ω1 по формулам (3.58)–(3.60), рас-

считывают значение индукции в зубцах и ярмах статора и ротора, рассчитыва-

ют магнитное напряжение отдельных участков магнитной цепи и суммарное

магнитное напряжение магнитной цепи машины (на пару полюсов), рассчиты-

вают значение намагничивающего тока, Iμ в абсолютных и относительных еди-

ницах.

Расчет магнитной цепи повторяют Э—4 раза для ряда значений Вδ и

строят зависимость iμ = f (Вδ). Приняв в качестве верхнего предела каталожное

значение намагничивающего тока, находят по построенной зависимости требу-

емую величину Вδ. Эти расчеты легко формализуются и могут проводиться на

ЭВМ с использованием стандартных программ.

Расчет электрических нагрузок. Электрические нагрузки машины

(плотность тока ∆ и линейная нагрузка А) определяют нагрев обмотки. Допу-

стимая плотность тока не является постоянной величиной, а зависит от испол-

нения машины, типа охлаждения, частоты вращения, номинального напряже-

ния и линейной нагрузки. Чем больше номинальное напряжение, тем толще

должна быть изоляция (пазовая и витковая) и тем хуже отвод тепла, выделяю-

щегося в обмотке. При неизменном температурном индексе изоляции плот-

ность тока с ростом напряжения в обмотке должна быть уменьшена.

С другой стороны, увеличение частоты вращения улучшает вентиляцию

машины и плотность тока в быстроходных машинах может быть больше, чем в

тихоходных. Допустимая плотность тока для асинхронных двигателей приве-

дена в [7, 19].

Однако судить о нагреве обмотки только по плотности тока неправомер-

но. Нагрев обмотки определяется не только удельными потерями в меди на

единицу массы, которые зависят от плотности тока, но и поверхностью охла-

ждения. При равных объемах тока в пазу двигатель с большим числом пазов

имеет худшие условия охлаждения, чем двигатель с меньшим числом пазов.

Кроме того, при равных плотностях тока в худших условиях будет находиться

двигатель, имеющий пазы большего размера (при равном числе пазов). Поэто-

му для проверки теплового состояния обмотки необходимо знать еще и линей-

ную нагрузку двигателя А, которая численно равна МДС обмотки статора на

единицу длины окружности статора: где I1н –номинальный ток статора, А.

(3.61)

Рекомендуемые значения линейной нагрузки в асинхронных двигателях

приведены в [7, 16, 19, 24], причем с ростом Da и τ линейная нагрузка возраста-

ет.Нагрев пазовой части обмотки зависит от произведения линейной нагрузки

на плотность тока. Поэтому в ряде случаев выбор плотности тока осуществля-

ют с учетом линейной нагрузки (иными словами, в качестве независимых вели-

чин выступают произведение А∙ ∆ линейная нагрузка). В этом случае расчетная

254

плотность тока определяется по формуле ∆=А∙∆/А. Значения произведения А∙∆

для асинхронных двигателей серии 4А приведены в [7, 24].

Таким образом, зная величины плотности тока ∆1 и линейной нагрузки по

формуле (3.62), можно определить число эффективных проводов в пазу uп1 и их

сечение qэф= I1н/(a1∆1). Иными словами, задача сводится к определению числа

элементарных проводников в одном эффективном.Сечение эффективного вит-

ка, рассчитанное через размер паза,

(3.62)

где kM–коэффициент заполнения паза медью, Sп.св –площадь паза в свету,

мм2.Из формулы (3.62) видно, что сечение эффективного проводника зависит

при прочих равных условиях только от коэффициента заполнения паза, по-

скольку площадь паза в свету задана (определяется его геометрией), так же как

и число эффективных проводников (определяется магнитными нагрузками).

Чем больше коэффициент заполнения, тем больше сечение эффективного про-

водника и, значит, мощность машины.Плотность укладки проводников в пазы

оценивается технологическим коэффициентом заполнения проводниками сво-

бодной от изоляции площади паза

(3.63)

где dиз –диаметр изолированного элементарного проводника, мм; S′п = Sп.св –Sиз

–свободная площадь паза, мм2 (Sиз –площадь, занимаемая изоляцией, мм

2), и

характеризует только технологичность укладки обмотки из круглого провода, а

не степень использования всего пространства паза. В современном электрома-

шиностроении плотность укладки всыпной обмотки стремятся выполнить та-

кой, чтобы kз был в пределах 0,70—0,75 (ручная укладка). Для современных

изоляционных материалов коэффициент заполнения паза медью kM составляет

0,33—0,36 для эмалированных проводов и 0,28—0,30 –для проводов с волокни-

стой и двойной изоляцией.Для обмотки из прямоугольного провода на напря-

жение 3000 В kз = 0,74÷0,8, kM = 0,22÷0,37, для напряжения 6000 В –kз =

0,6÷0,7, kM =0,14÷0,25. Меньшие значения коэффициентов заполнения относят-

ся к машинам меньшей мощности.

Определение номинальной мощности двигателя. Если поступивший в

ремонт двигатель не имеет паспортной таблички или проходит перемотку с из-

менением частоты вращения, то его мощность можно определить лишь прибли-

зительно. Окончательное значение мощности можно установить после тепло-

вых испытаний. Полная (кажущаяся) мощность, кВ∙А, определяется по форму-

ле

S = 3UфIф ∙ 10-3

(3.64)

где Uф , Iф –номинальные фазные напряжение, В, и ток, А.

Полезная мощность, кВт, равна

Р2 = 3UфIфηcosφ ∙ 10-3

(3.65)

255

где η, cosφ –КПД и коэффициент мощности машины соответственно.

Ориентировочно значения энергетических показателей асинхронных двигате-

лей приведены в [7, 19].


1. Какой расчет называется поверочным?

2. Какую информацию, необходимую для поверочного. расчета, можно полу-

чить со старой, подлежащей ремонту машины?

3. Чем определяется диапазон значений индукции в воздушном зазоре?

4. Чем вызвано использование при расчетах двух коэффициентов заполнения

паза kM и kз?

5. Как определить индукцию в воздушном зазоре графоаналитическим мето-

дом?

6. Каков порядок пересчета асинхронного двигателя на другое напряжение?

Изменяется ли при этом его номинальная мощность?

7. Почему изменяется номинальная мощность двигателя при изменении его

полюсности?

8. Каков порядок пересчета двигателя на более высокую (низкую) частоту

вращения?

9. Почему при пересчете на более низкую частоту вращения следует умень-

шать электрические нагрузки двигателя?

3.3.4. Ремонт обмотки возбуждения и якоря

Секция, укладка, нумерация.Обмотка якоря составляется из сек-

ций,имеющих один виток или несколько последовательно соединенных вит-

ков[25]. Секции (витки) имеют активные стороны, которые закладываются в па-

зы и соединяются при помощи лобовых частей: передней со стороны коллекто-

ра и задней со стороны привода (рис. 3.51).Соединение секции производится

впайкой их концов в коллекторные пластины. На каждую секцию приходится

одна коллекторная пластина.Укладка секций в пазы производится таким обра-

зом, что одна сторона ее лежит в верхней половине одного паза, а вторая –в

нижней половине второго паза. В каждом пазу образуются два слоя, отчего об-

мотка называется двухслойной. В одном слое в пазу может располагаться одна,

две, три и более секционных сторон (рис. 3.51).

256

Рис. 3.51. Элементы обмотки якоря.

Нумерация секционных сторон производится так, что все секционные

стороны, лежащие в верхней половине паза, имеют нечетные номера, а в ниж-

ней –четные, или наоборот.Шаг секции. Шагом секции Fi называется расстоя-

ние между ее активными сторонами (рис. 3.51). Шаг выражается числом пазо-

вых делений Yia или числом секционных сторон Y\c, лежащих между сторона-

ми секции.Шаг секции должен быть близок к полюсному делению машины.

Поясним это положение на следующемпримере: машина имеет 37 пазов (2 =

37) и четыре полюса (2р = 4). Полюсное деление в числе пазов будет 37 п 1

,выражаться величиной 2г-т-=У-т-. Секция должна быть уложена одной сторо-

ной в паз 1, а второй либо в паз 10, тогда шаг секции будет равен 9 и укорочен

на 'Д пазового деления, либо в паз 11; шаг секции в этом случае будет равен 10

и удлинен на 3U пазового деления. Укорочение шага более желательно, так как

при этом лобовые части получаются короче и экономится медь.Если бы маши-

на имела 40 пазов, то полюсное деление содержало бы 10 пазовых делений и

секцию можно было бы положить в пазы 1 и 1 + 10=11. Такая обмотка называ-

ется диаметральной. Однако эта обмотка ухудшает коммутацию и вызывает ис-

крение на коллекторе, что ограничивает ее применение, поэтому следует уко-

ротить шаг секции на одно пазовое деление, т. е. положить ее в пазы / и 10. Во-

обще желательно применять укорочение шага в пределах до одного пазового

деления.

Рис.3.52. Расположение проводников в пазу.

Из приведенных примеров ясен способ определения шага Ущ. выражен-

ного числом пазовых делений.Для того чтобы выразить его числом секционных

сторон, лежащих между сторонами секции, достаточно определить, сколыко

секционных сторон лежит в каждом пазу. Если машина имеет К коллекторных

257

пластин, тостолько же имеется и секций.

Рис.3.53. Соединение проводников обмотки.

На паз придется и—Z пластин или секций, а секционных сторон в 2 раза

больше, т. е. 2а. Поэтому, если умножить шаг Yin в пазовых делениях на 2м и

прибавить единицу, то мы получим шаг Yic, выраженный в секционных сторо-

нах. Прибавление единицы делается для того, чтобы получить нечетный шаг и

тем самым достичь перехода из верхнего слоя в нижний. Если в нашем примере

число коллекторных1 О [-пластин К равняется 185, то на паз приходится 2.-^=-

= 10секционных сторон. Если шаг У1ш равен 9 пазовым делениям, то в секци-

онных сторонах он составит:Секция в этом случае расположится так, как пока-

зано на рис. 4-3,а. Характерным здесь является то, что секция лежит первой в

пазу 1 и первой же она является в пазу 10. Таким образом, четыре соседние с

ней секции также будут лежать в пазах / и 10. Следовательно, шаг по пазам бу-

дет для всех пяти секций одинаковым и все пять секций могут быть до укладки

в пазы заизолированы вместе и вместе уложены. Группа изолированных вместе

секций обмотки называется якорной секцией или якорной катушкой.

В некоторых случаях для улучшения коммутации применяется ступенча-

тая обмотка, у которой секции имеют разный шаг по пазам (рис.3.53). Такая

обмотка состоит из отдельных полусекций, соединяемых пайкой в лобовых ча-

стях.Рассмотрим способы выполнения обмоток.

Петлевая обмотка. Для этой обмотки (рис. 3.54,а) характерно то, что при

соединении между собой сторон первой секции шаг У] (задний) отсчитывается

в одном направлении, а для соединения конца этой секции с началом второй

секции шаг У2 (передний) отсчитывается в обратном направлении, почему пер-

вая сторона второй секции ложится рядом с первой стороной первой секции.

Этот обратный шаг придает обмотке петлеобразный характер.

Таким образом, каждая последующая секция ложится рядом с предыду-

щей, и полный шаг Уо, показывающий, насколько смещаются первые стороны

соединяемых секций, равен двум секционным сторонам.

У петлевой обмотки число параллельных цепей равно-числу полюсов.

Это записывают равенством 2а –2р; здесь -2а –число параллельных цепей; 2р –

число полюсов. Петлевая обмотка называется иногда параллельной.

258

Рис. 3.54. Схемы петлевой и волновой обмоток.

Каждая параллельная цепь располагается таким образом, что ее провод-

ники лежат под одной парой полюсов.Если по какой-либо причине зазор между

якорем и полюсами /, 4 (рис.3.54) будет меньше, чем зазор под полюсами 3, 2,

то магнитный поток под этими полюсами будет сильнее. Электродвижущая си-

ла параллельных цепей обмотки, лежащих под этими полюсами, будет также

выше. В результате через щетки А—А и соединительную шину потекут токи,

называемые уравнительными. Эти токи нагружают щетки и способствуют ис-

крению на коллекторе. Для борьбы с этим явлением в петлевой обмотке приме-

няют уравнительные соединения, соединяющие проводники обмотки, одинако-

во расположенные под одноименными полюсами.

Рис.3.55. Уравнительные соединения.

Тогда уравнительные тани, возникшие в результате каких-либо несим-

метрий, будут замыкаться через уравнительные соединения и щетки будут раз-

259

гружены от этих токов (рис.3.55). Необходимость устройства уравнительных

соединений накладывает особые условия на выбор количества пазов в машине.

Действительно, для того чтобы иметь под каждой парой полюсов одинаково

расположенные пазы, нужно, чтобы число пазов' на пару полюсов было целым.

Уравнительные соединения выполняют в виде колец с числом отводов

(отпаек), равным числу пар полюсов,либо в виде вилок. Они располагаются под

лобовыми частями обмоток, иногда на коллекторе.Описанная выше обмотка с

числом параллельных цепей, равным числу полюсов, называется простой.

В практике встречаются случаи, когда требуется большое число парал-

лельных цепей. iB этом случае могут применяться сложно-петлевые обмотки, у

которых число параллельных ветвей в п раз больше, чем у простой петлевой

обмотки, и шаг по коллектору составляет п пластин. Обычно п выбирается рав-

ным 2. Обмотку можно представить себе как две рядом лежащие петлевые об-

мотки, причем они могут замыкаться каждая на себя (многократно замкнутые

обмотки) или составлять одну (однократно замкнутую) обмотку. Для таких об-

моток требуется сложная система уравнительных соединений (первого, второго

и третьего рода (Л. 3]).

Волновая обмотка. В этой обмотке (рис. 3.55) второй шаг Y2 отсчитыва-

ется в том же направлении, что и шаг У]. Полный шаг Ус является суммой Y\c и

У2с. Обмотка имеет волнообразный характер. После того как уложено столько

секций, сколько пар полюсов в машине (р), совершен первый обход вокруг яко-

ря и конец последней секции обхода присоединяется к пластине К коллектора,

не доходя на одно коллекторное деление до исходной (первой) пластины. Это

достигается соответствующим расчетом Ук.

Если конец секции попадает в исходную пластину, то весь обход из р

секций будет замкнут накоротко и при вращении якоря в магнитном поле об-

мотка сгорит.Исходя из сказанного условия, можно очень просто выразить шаг

по коллектору волновой обмотки:т. е. шаг Ук, взятый р раз, равен числу коллек-

торных пластин без одной 1. Зная шаг Ук, легко определить полный шаг Ус- Из

рис. 3.55 видно, что полный шаг Уо и шаг по коллектору Ук равны между собой,

с той лишь разницей, что шаг Ус выражается в секционных сторо- 1 Обход может быть и таким, что конец последней секции переходит за

первую пластину В случае перехода за исходную пла нах, а шаг YK в коллек-

торных делениях. Поскольку на каждую коллекторную пластину приходится

одна секция или две секционные стороны, то, умножив шаг Ук на 2, получим

шаг Yc.

;1 KpYk ;

1

p

KYk

(3.67)

Если теперь из шага Ус вычесть шаг У\с, определенный ранее, то получится

шаг Y2c. Можно отметить, что для правильного суммирования э. д. с. нужно,

чтобы шаг Y2c был близок к полюсному делению и был, как и У1с, числом не-

четным.Волновая обмотка состоит из двух параллельных цепей (2а = 2), и шаг

по коллектору имеет такую величину, что щетки одной полярности оказывают-

ся включенными параллельно также и внутри обмотки через секцию, лежащую

в нейтральной зоне (т. е. в середине между полюсами) (рис.3.55). Из сказанного

260

вытекает ценное свойство волновой обмотки, заключающееся в том, что можно

оставить на коллекторе только по одной траверсе каждой полярности. IB этом

случае питание параллельных цепей обмотки происходит через секции, лежа-

щие в нейтральной зоне. Это свойство используется в труднодоступных для

осмотра двигателях (трамвай), так как позволяет уменьшить число щеткодер-

жателей до двух.стану обмотка называется «перекрещенной». Шаг по коллек-

тору такой обмотки выражается формулойу К+[Таким образом, обшее выра-

жение для шага Ук будет иметь вид:Ук= р .

Свойства обмоток (перекрещенной и щеперакрещенной) одинаковы, за ис-

ключением полярности щеткодержателей (генератор) или направления враще-

ния (двигатель).

Волновая обмотка имеет, следовательно, независимо От числа пар полюсов

всегда две параллельные цепи 2а = 2 и иногда называется последователь-

ной.Поскольку проводники каждой параллельной цепи в этой обмотке обходят

все полюсы, уравнительных соединений не требуется.

Рис. 3.56. Схема простой волновой обмотки.

Для четырехполюсной машины р = 2 и YK . Так как коллекторный шаг Ук

должен быть целым числом, то число коллекторных пластин К должно быть

нечегным. Число же секций в машине может оказаться четным. При этом одна

из секций остается «мертвой», т е не присоединяется к коллектору и не участ-

вует в работе обмотки, а закладывается лишь для механического баланса якоря.

Последовательно-параллельная обмотка. При расчете машины может

оказаться, что из-за большого тока машины двух параллельных цепей будет

мало, а 2р параллельных цепей много. IB этих случаях применяется волновая

обмотка с увеличенным количеством параллельных цепей, называемая после-

довательно-параллельной. Она выполняется таким образом, что после одного

обхода конец секции попадает не в пластину, находящуюся рядом с исходной, а

не доходит до нее на столько пластин, сколько пар параллельных цепей нужно

получить:

p

aKYk

(3.68)

На рис.3.57 показана последовательно-параллельная обмотка с двумя па-

рами параллельных цепей. Ее можно представить себе состоящей из двух вол-

новых обмоток", каждая из которых имеет одну пару параллельных це- пей.

Между коллекторными пластинами, принадлежащими одной обмотке, лежат

261

пластины второй обмотки. Для питания обеих обмоток щетка должна быть дос-

гапей. Между коллекторными пластинами, принадлежащими одной обмотке,

лежат пластины второй обмотки. Для питания обеих обмоток щетка должна

быть достаточно широкой, чтобы перекрывать не меньше двух пластин. Для

обеспечения равномерного распределения тока между двумя обмотками долж-

ны быть выполнены уравнительные соединения* (рис.3.57).*

а) б)

Рис. 3.57.Схема последовательно-параллельной обмотки.(а) схема обмотки с

уравнительными соединениями.(б)

При нечетном отношении 2р/а уравнительные соединения проходят под

сталью якоря с задней стороны его на переднюю [Л. 3].Лягушечья обмоткаЗна-

чительное распространение получили так называемые «лягушечьи обмотки»,

объединяющие в себе две обмотки, петлевую и волновую. Обмотки названы так

потому, что элемент этой обмотки (якорная катушка) состоит из секции петле-

вой обмотки и секции волновой обмотки и по форме напоминает лягушку

(рис.3.58).

Рис.3.58. Схема лягушечьей обмотки,правильная(а),неправильная (б).

Обмотка имеет очень хорошие коммутационные свойства. В такой об-

мотке секции волновой обмотки выполняют одновременно роль уравнительных

соединений для секций, образующих петлевую обмотку. Это обстоятельство

позволяет значительно лучше использовать медь якоря, поскольку уравнитель-

ные соединения в обычных петлевых обмотках лежат вне пазов и не участвуют

262

в работе машины.Число параллельных цепей петлевой обмотки и волновой об-

мотки должно быть одинаковым. Поэтому при числе пар полюсов р>1 волновая

обмотка выполняется с увеличенным числом параллельных цепей, т. е. как по-

следовательно-параллельная обмотка. Всего в обмотке, следовательно, 4р па-

раллельных цепей.Схема обмотки должна выполняться так, чтобы э. д. с. вол-

новой й э. д. с. петлевой обмоток, измеренные между одними и теми же пла-

стинами коллектора, были равны, рис.3.58,а. Иначе появятся внутренние токи,

могущие сжечь обмотку. На рис.3.58, б показана неправильная схема, когда э.

д. с. волновой обмотки не равна э. д. с. петлевой обмотки, так как соединены

секции, лежащие в разных пазах.Недостатком обмотки является двойное число

слоев обмотки, что требует несколько большего объема изоляции в пазу и

усложняет пайку петушков.

Условия симметрии. Для получения симметричной обмотки, т. е. обмот-

ки, имеющей одинаковые параллельные цепи, должны быть выполнены следу-

ющие условия симметрии:

1. На каждую пару параллельных цепей должно приходиться целое число

секций или коллекторных пластин, Кт. е.–равно целому числу.

2. Для симметричного расположения параллельныхг 2р цепей в магнит-

ном поле отношения–и–должныбыть целыми числами.

Электродвижущая сила якоря. Сечение проводников обмотки. Элек-

тродвижущая сила (э. д. с.) якоря машины постоянного тока выражается фор-

мулойгде р –число пар полюсов машины;а–число пар параллельных цепей об-

мотки;N –число проводов обмотки якоря;Ф–магнитный- поток, приходящийся

на один полюс,мкс; п –число оборотов в минуту.Электродвижущая сила якоря

Е связана с напряжением на зажимах машины U формулой £ = £/:±:(/Я+Дещ),где

IR–падение напряжения в обмотках машины, обтекаемых рабочим током (т. е.

последовательной, добавочных полюсов и якоря); знак-\- берется для генера-

торного режима; знак –для двигательного;Аещ –падение напряжения на щетках

обеих полярностей, берется в пределах 0,5—2 в в зависимости от марки щетки

(табл. 6-1).Сечение проводников обмотки может быть определено в зависимо-

сти от допустимой плотности тока по формулегде / –полный ток якоря;а –число

пар параллельных цепей обмотки. Допустимая плотность тока якорной обмотки

А берется в пределах 4—6 а/мм2; обмотки возбуждения —■ в пределах 1,5—3

а/мм2.

3.3.5.Выявление неисправностей. Основными неисправностями обмо-

ток является пробой на корпус или бандаж, замыкание между витками и

секциями, распайка соединений, механические разрушения, неправильное

соединение секций с коллектором или между собой, ухудшение состояния

изоляции[25].

Проверка состояния изоляции по отношению к сердечнику якоря произ-

водится мегомметром. Замыкание на корпус может быть обнаружено лампоч-

кой.Замыкание между витками якоря, не имеющего уравнительных соединений

(или до их присоединения), может быть обнаружено проверкой его магнитным

ярмом (рис.3.59). Обмотка магнитного ярма питается током с частотой 500—1

263

000 гц. Возбуждаемый этой обмоткой магнитный поток проходит через якор-

ные секции и при наличии замыканий между витками вызывает ток в замкну-

той секциии. Появление тока обнаруживается по притяжению к пазу, где лежит

неисправная секция, тонкой стальной пластинки. Для обнаружения этого паза

после включения тока в обмотку ярма проводят по окружности якоря стальной

пластинкой и отмечают пазы, к которым притягивается пластинка. Затем вы-

ключают ток, поворачивают якорь на небольшой угол, снова включают ток и

обходят по окружности якоря стальной пластинкой. Универсальным методом,

позволяющим определить межвитковые замыкания, распайки и обрывы, ошиб-

ки в шаге, является метод измерения падения напряжения в секциях –метод

милливольтметра. При этом методе через обмотку якоря пропускается посто-

янный ток (10–30% номинального) от источника тока с постоянным напряже-

нием. Ток регулируется реостатом. Подвод тока в якорную обмотку осуществ-

ляется через проводники, наложенные на пластины коллектора на расстоянии

друг от друга, равном полюсному делению. Щупами, которые соединены с

вольтметром или милливольтметром, измеряют напряжения между соседними

пластинами коллектора. Неисправности якорной обмотки будут отражаться на

показаниях прибора следующим образом:а) Замыкание между витками сосед-

них секций или между соседними коллекторными пластинами дает пониженное

отклонение милливольтметра на этих пластинах.

Следует иметь в виду, что замыкание одного-двух витков в многовитко-

вой секции не всегда может быть обнаружено методом милливольтметра. Якорь

в этом случае должен быть проверен магнитным ярмом.

Рис. 3.59. Проверка обмотки магнитным ярмом.

Замыкание между проводниками верхнего и нижнего слоев обмотки дает

пониженное отклонение на большой группе пластин. При обходе пластин в од-

ном месте или при волновой обмотке в нескольких местах (по числу пар полю-

сов) получается изменение показаний милливольтметра, сохраняющееся далее

на значительном числе пластин.в)Обрыв и распай- а ка в обмотке характеризу-

ются увеличенным отклонением милливольтметра на пластинах, соединенных с

неисправными секциями;у волновой обмотки без уравнительных соединений

обрыв характеризуется отсутствием отклонений прибора на всех пластинах,

кроме одной пары (на каждую пару полюсов), где отклонение может достиг-

нуть опасной для милливольтметра вели-* чины.г) Перекрещивание двух ниж-

них и верхних концов секций («двойной крест», рис.3.60, а), что может иметь

264

место в обмотке из «руглого провода, характеризуется двумя повышенными от-

клонениями милливольтметра между пластинами 2-3 и 4-5 и обратным откло-

нением между 3-4.д) Замыкание одной секции на себя не дает отклонения на

одной паре пластин (рис.3.60, б).е) Простой крест (рис. 4-11,в) не может быть

обнаружен методом милливольтметра.В этом случае ток подводится к каждой

паре пластин поочередно и компасом К проверяется полярность секций. Изме-

нение полярности указывает на «крест» (рис. 3.60 (б).Следует иметь в виду, что

у обмоток, имеющих урав нительные соединения, и в особенности у много-

кратных обмоток, отклонения милливольтметра на соседних пластинах могут

быть неодинаковыми, особенно вблизи пластин, на которые наложены провод-

ники, питающие якорь током. В этом случае отмечаются пластины, у которых

нарушается определенная закономерность, показаний милливольтметра, уста-

новленная при обходе по коллектору.

а) б)

Рис. 3.60.Перекрещивание выводных концов обмотки (а) Обнаружение пере-

крещивания концов обмотки компасом.(б).

Однако найденные таким образом неисправные места нуждаются в до-

полнительной проверке. Поэтому после первого обхода коллектора и отметки

неисправных мест точки подвода тока смещаются на одну –три пластины впра-

во и затем влево и производятся повторные обходы. Если неисправные места

при всех эгих обходах совпадают, то сделанное определение их является точ-

ным.

Следует подчеркнуть, что плохая впайка проводников обмотки в коллек-

торную пластину обнаруживается этим методом только в том случае, если

верхний и нижний проводники секций, входящие в пластину, плохо спаяны

между собой. Если же спайка проводников, входящих в коллекторную пласти-

ну, между собой хорошая, а их соединение с пластиной плохое (что, вообще го-

воря, может иметь место, так как проводники при пайке могут быть лучше про-

греты, чем пластина), то такая .неисправность указанным выше способом не

обнаруживается.

265

Для ее обнаружения следует поочередно произвести измерение напряже-

ния на каждой паре пластин коллектора, отстоящих друг от друга на а пластин

(где а–число пар параллельных цепей в обмотке), при одновременном питании

током постоянной величины этих же пластин. Повышенное напряжение укажет

в этом случае на плохую пайку.

Эту дополнительную проверку следует рекомендовать для якорей ответ-

ственных машин независимо от мощности.

При известном навыке можно применять упрощенный метод милливоль-

тметра, при котором питание подводится при помощи двух стальных щупов к

части обмотки. Прибором проверяют напряжение на соседних коллекторных

пластинах, лежащих между теми пластинами, к которым подведен ток. При

этом устанавливается определенный закон изменения показаний милливольт-

метра, отклонения от которого указывают на наличие повреждения. Опыт по-

вторяется при нескольких положениях токоподводящих щупов.

Для проверки уравнительных соединений токоподво-дящие щупы и кон-

цы милливольтметра ставятся на пластины, к которым присоединены уравни-

тельные соединения. Они отстоят друг от друга на шаг уравнительного соеди-

нения.

При испытании якорей при помощи магнитного ярма или по способу мил-

ливольтметра особое внимание должно быть обращено на отсутствие на коллек-

торе каких-либо заусенцев, медной пыли, следов олова, могущих дать замыкание

между пластинами. Должна быть произведена тщательная расчистка между пла-

стинами, отмеченными как дефектные, и произведена повторная проверка.

При испытании описанным выше методом магнитного якоря и милливоль-

тметра междувитковая изоляция подвергается воздействию небольших напряже-

ний. Поэтому этим методом не всегда можно обнаружить замыкания з обмотке.

Более эффективными являются методы, основанные на подаче импульса напря-

жения на обмотку.

Подготовка якоря к перемотке включает: 1) продувку сжатым воздухом; 2)

очистку от грязи и масла; 3) снятие старых бандажей; 4) распайку коллектора; б)

снятие старой обмотки; 6) составление обмоточной записки. Если при снятии

старой обмотки желательно сохранение секций, то для якорей с миканитовой

изоляцией требуется нагрев их до 80° С. Для поднятия верхних секций между

верхней и нижней секциями в паз загоняют тонкий гладкий клин. Таким же об-

разом поднимается нижняя сторона секций.

Подготовка якоря к укладке новой обмотки заключается в тщательной

очистке, опиловке пазов, покраске стенок паз'ов. Коллектор проверяется на от-

сутствие замыканий между пластинами при напряжении ПО—220 в. Обмотко-

держатель изолируется. Торцовые поверхности обмоткодержателя изолируют

шайбами, вырезанными из электрокартона.

Изготовление и укладка якорных секции, разметка якоря. Якорные

секции изготовляют так же, как и статорные. Способы нанесения изоляции сек-

ций те же, что и для статорных[25]. Однако вследствие того, что якорные сек-

ции при работе вращаются, следует обратить особое внимание на отсутствие

сгустков лака, так как такие сгустки долго не высыхают и при вращении якоря

266

лак будет разбрызгиваться. Для больших якорей, пропитываемых погружением,

удаление излишков лака производится иногда путем вращения якоря после то-

го, (как лак обычным способом стечет с якоря. Из этих соображений не делают

компаундировку якорных секций, так как размягченная при нагреве компаунд-

ная масса может разбрызгиваться при вращении.

Разметка якоря. Разметка якоря заключается в определении взаимного

положения паза и пластин коллектора, в которые должны быть впаяны концы

секций, заложенных в этот паз. Отметка паза производится зубилом на двух

зубцах, между которыми лежит паз, а отметка пластин–керном на торцовой по-

верхности пластин. Для обнаружения старой разметки нужно расчистить за-

крашенную поверхность торцов коллекторных пластин. Если же обнаружить

старую разметку не удается, то при разметке якоря следует сделать новые от-

метки. Разметка якоря важна для машин, у которых не предусмотрен сдвиг ще-

точной траверсы. Точная разметка важна также для якорей с шинной обмоткой

большого сечения, где нет возможности натягивать концы секций.

Разметку можно делать двумя способами: 1) отметить паз и пластины, к

которым должны подходить концы секций из этого паза, а затем путем отсчета

шагов по пазам и по коллектору –второй паз и вторую группу пластин; 2) отме-

чают середину секций (паз или зуб) и соответствующую ей точку на коллекторе

(пластина или прокладка между пластинами), а затем путем отсчета вправо и

влево половины шага по коллектору отмечаiot соответствующие группы пла-

стин. Первый способ разметки проще и удобнее. При косом пазе якоря для со-

хранения правильного положения щеткодержателей лобовые части секций со

стороны коллектора делают разной длины, разметку можно вести по второму

способу, причем середину секции отмечают в том месте, где она проходит че-

рез середину длины сердечника якоря. На рис. 3.61 приведены схемы выбора

первого паза и первой пластины, к которой подводится конец секции, лежащей

посередине паза или рядом с серединой паза. После нахождения этой пластины

керном отмечают пластины, принадлежащие остальным секциям данного паза,

а затем отсчетом коллекторного и пазового шагов находят вторую группу 'пла-

етии и второй паз. При пользовании рис. 3.61 следует помнить то, что для

упрощения разметки шаги обмотки выражены числом коллекторных пластин.

Если обмотка имеет мертвую секцию, то она располагается диаметраль-

но противоположно первой. Как видно из рис. 3.61, для правильной разметки

необходимо, чтобы при сборке коллектора и его насадке на вал было соблюде-

но определенное положение пластин относительно оси паза.

267

Рис.3.61.Схема разметки якоря.

Укладка секции в пазы. Укладка обмотки зависит от типа паза. Для ма-

лых машин (до 5 кет) обычно применяется полузакрытый паз с укладкой сек-

ций через прорезь[25]. Обмотка выполняется двухслойной. Якоря более мощ-

ных машин имеют открытые пазы, в которые укладываются заранее отформо-

ванные секции.

Первые уложенные по пазовому шагу секции закладывают только ниж-

ними сторонами. Закладка производится так, чтобы прямолинейные участки

секции, выступающие из паза, были с обеих сторон якоря одинаковыми. Верх-

ние стороны этих секций закладывают последними. Эта операция является

наиболее ответственной. При укладке обмотки через прорезь следует обращать

особое внимание на формовку лобовых частей в процессе намотки, так как уве-

личение размеров в лобовой части приводит к невозможности укладки послед-

них сторон секций. Такое положение может иметь место, если развернутые

длины секций слишком коротки или укладка лобовых частей привела к нерав-

номерному распределению их по окружности якоря. Нижние концы закладыва-

емых секций в соответствии с разметкой закладывают в прорезь коллекторных

пластин и бандажируют лентой. Верхние концы секций приподнимают так,

чтобы они не касались коллектора. Укладку этих концов начинают после того,

как будут заложены все секции якоря. Передукладкои этих концов проверяют

на лампу, какому нижнему (уже заведенному в коллектор) концу соответствует

268

верхний конец, после чего отсчетом коллекторного шага определяют пластину,

в которую он должен быть заложен.

По мере укладки секций в лобовых частях между верхним и нижним сло-

ями кладут изоляцию из полос пропитанного электро-картона или миканита

(рис. 3.62). Общая толщина должна быть несколько меньше просвета между

секциями. При всыпной обмотке между лобовыми частями прокладывают ла-

коткань. Выводные концы к коллектору у проволочных секций изолируют по-

лосками лакоткани по рис. 3.62,б. После укладки обмотки до пайки коллектора

производят испытание магнитным ярмом на межвитковое замыкание и, если

испытание дало положительные результаты, проводники запаивают в коллек-

тор. После пропайки коллектор протачивают и продороживают, а затем по-

вторно испытывают на межвитковое замыкание и на пробой на корпус.

Ручная обмотка якорей малых двигателей существенно отличается от

обмотки более мощных двигателей.

Обмотка выполняется как двуслойная, однако закладка первых секций

только одной стороной в этом случае невозможна, так как тонкий проводник

нельзя натягивать, как это необходимо при закладке последних сторон секции.

Поэтому здесь применяются способы, при которых секция укладывается в пазы

обеими сторонами. Первые (по шагу) секции лежат при этом обеими сторонами

внизу паза, последующие внизу и вверху, а последние вверху.

а) б)

Рис.3.62. Изоляция обмоток держателя (а) и изоляция выходных концов у кол-

лектора.(б)

Перед укладкой обмотки якорь изолируют, как показано на рис. 3.62,а.

Возможны следующие способы укладки. Для примера возьмем якорь двухпо-

люсной машины, имеющей 11 пазов и шаг секций по пазам, равный 5.I. Секции

наматываются по пазам в такой последовательности:ной схеме, а несколько об-

ходов, то, укладывая каждый раз только часть витков секций, например 7з,

можно получить достаточно симметричные лобовые части. Изоляция секции от

секции в лобовой части показана на рис. 3.62, б. На рис. 3.62 дано крепление

головки. Между слоями в пазу кладутся прокладки из тонкой пропитанной бу-

маги или лакоткани. Изоляция паза для напряжения до 24 в состоит из одного

слоя лакоткани или пропилена.

269

Каждая секция при намотке занимает половину проводов, лежащих в па-

зу. Соединение между секциями делается в виде петель, присоединяемых к

коллектору без обрыва провода (3.62, б).У двухполюсных машин при этом по-

лучается несимметрия лобовой части. Однако, если сделать не один обход яко-

ря по приведеной тайной бумаги 0,1 мм. Для напряжений до 220 в изоляция па-

за: один слой лако-ткани 0,1 мм между слоями пропитанного электрокартона

0,1—0,5 мм. Хорошие результаты для двухполюсных машин дает обмотка

«елочкой» (рис. 3.63).

а) б)

Рис. 3.62. Изоляция якоря под обмотку.(а) и изоляция между секциями.(б)

а) б)

Рис. 3.63. Укрепление лобовых частей.(а) и обмотка якоря елочкой.(б)

Пайка обмоток, коллекторов, бандажей. Соединение проводников пай-

кой производится при помощи припоя[25]. По температуре расплавления при-

пои делятся на мягкие (олово –свинец) с температурой плавления до '230° С и

твердые (медь –серебро) с температурой плавления 700° С и выше. Существует

также промежуточная группа припоев. Из числа мягких оловя-нисто-свинцовых

припоев применяются припои марок ПОС-30—ПОС-90 (цифра обозначает про-

центное содержание олова) с температурой плавления 180° С. Хорошие резуль-

таты дает пайка чистым оловом (температура плавления 230° С). Однако вслед-

270

ствие дефицитности этого металла пайку чистым оловом производят лишь в

особо ответственных электрических машинах при наличии повышенных темпе-

ратур

Таблица 3.30

Для якоря

шаги 5

11 пазов

и 6

Для якоря

шаги

12 пазов

5 и 7

1—6 5—10 1—6 6—11

1—7 5—11 1—8 5—1

2—7 6—1 2—7 7—12

2—8 6—2 2—9 7—2

3—8 и т. д. 3—8 и т. д.

3—9

3—10

4—9 1*1—5* 4—9

4—10 11—6 4—11

5—10 12—5

5—12 12—7

Кадмиево-цинково-серебряные припои (ПКДЦ Ср 31) с температурой

плавления 250° С применяются для пайки бандажей машин с изоляцией класса

Н, а свинцово-серебряные припои (ПССр 2,5) с температурой плавления 280° С,

применяются для пайки коллекторов этих машин.

Из числа твердых применяются серебряные припои (П Ср 45—70) с тем-

пературой расплавления 660–730° С и медно-фосфористые (ПМФ7, МФ-3) с

температурой плавления 710—850° С. К припоям предъявляется ряд требова-

ний: они должны в расплавленном виде достаточно хорошо проникать в щели

между спаиваемыми поверхностями, т. е. иметь достаточную жидкотекучесть,

не должны размягчаться при температурах, лежащих по возможности близко к

температуре плавления, и обеспечивать достаточную механическую прочность

пайки при этих температурах. Место пайки не должно быть хрупким. Пайка

должна иметь достаточно низкое электрическое сопротивление и, кроме того, с

течением времени это сопротивление, равно как и механические показатели, не

должно ухудшаться за счет окисления и старения.Следует отметить, что припои

с большим содержанием свинца более склонны к окислению, а припои медно-

фосфористые дают несколько более хрупкие соединения, чем серебряные.

Для того чтобы припой мог дать прочное соединение поверхностей, кро-

ме чистоты их необходимо, чтобы на них не было пленки окислов. При темпе-

ратуре пайки такой пленкой покрыты поверхности любого металла. Для уни-

чтожения пленки окислов служат флюсы: канифоль для мягких паек и бура для

твердых. Протравка спаиваемых поверхностей кислотой при пайке токоведу-

щих частей в электрических машинах не допускается, так как кислота разруша-

ет изоляционные материалы.

Канифоль может применяться в твердом виде или в виде спиртового рас-

твора. Бура применяется в виде порошка либо водного раствора. Пайка произ-

водится иа-яльной лампой или паяльником. Для ускорения пайки желательно

применение электрических паяльников. Для пайки твердым припоем применя-

271

ются клещи с электронагревом (рис. 3.64) и графитовыми губками,Мягкими

припоями паяют коллекторы и бандажи всех машин, статорные и роторные

шины и соединения у машин, изолированных по классу А с невысокими рабо-

чими температурами.

Чисто оловянистым припоем рекомендуется паягь коллекторы и бандажи

ответственных машин, у которых возможны значительные перегрузки. Для

нормальных машин пайка коллекторов и бандажей может производиться при-

поем ПОС-30—ПОС-60 с 30—6Э%-ным содержанием олова (ГОСТ 1499-42).

Рис. 3.64. Сварочные клещи.

Твердым припоем паяют: шины (стержни) обмоток машин, имеющих вы-

сокие перегревы и изолированных по классу В—Н, неизолированные обмотки

короткозамкнутых роторов, демпферные клетки и т. д. Твердым припоем про-

изводится также соединение медных шин в процессе намотки катушек. Тонкие

провода во избежание пережога паяют мягкими припоями.

Технология пайки мягкими припоями предусматривает следующие опе-

рации: 1) очистка поверхности места пайки; 2) прогрев места пайки до темпера-

туры, при которой припой плавится от прикосновения к месту пайки; 3) обиль-

ная промазка канифолью; 4) введение палочки припоя путем прижимания ее к

щели между спаиваемыми поверхностями; 5) удаление (тряпкой) излишков

припоя в горячем состоянии; 6) остывание и смывание остатков канифоли

спиртом.Для лучшего соединения паяемых поверхностей рекомендуется их

предварительное облуживание.Пайка коллекторов производится в наклонном

положении для того, чтобы олово не затекло за петушки. Прогрев коллектора

паяльной лампой должен производиться весьма осторожно, чтобы не отпустить

пластин. Обмотка при этом закрывается асбестовой тканью или картоном. У

малых коллекторов достаточно прогреть петушки паяльником.То же относится

к впайке проводов в ленточные петушки (рис. 3.65). Прорезь в пластине, пету-

шок и конец обмоточного провода должны быть предварительно об-

лужены.Наилучшие результаты дает пайка коллекторов в ванне. При этом

якорь устанавливают вертикально коллектором вниз. Торцовую часть петушков

ставят на асбестовую прокладку, лежащую на борту стального кольца. Кольцо

и коллектор прогревают при помощи электрообогрева до температуры 250° С,

после чего петушки обильно промазывают канифолью и в канавку между ними

и бортом кольца наливают расплавленное олово или припой.При этом методе

пайки обеспечивается хорошее проникновение олова во все места, подлежащие

пропайке.Олово, естественно, ие должно наливаться выше уровня петушков,

чтобы оно не затекало в обмотку.Для выполнения пайки по указанному способу

ремонтный цех должен иметь установку для нагрева и набор сменных колец

272

для разных диаметров коллекторов.Весьма удобным (в особенности в условиях

ремонта) является способ нагрева петушков при пайке коллекторов, согласно

которому коллектор охватывается медным хомутом или проводом, обеспечи-

вающим хороший контакт с пластинами. Один конец от сварочного трансфор-

матора подводят к этому хомуту,а второй конец–к паяльнику, представляюще-

му собой медный стержень с графитовой накладкой, укрепленный в рукоятке из

изоляционного материала. Прикосновением графитовой накладки к петушку

его разогревают до нужной температуры.

Рис.3.65. Пайка петушков.

Пайка Шин двухслойной обмотки предусматривает подготовку, т. е.

охват шин скобочкой и расклиновку их медным клином (рис. 3.65). Ротору да-

ется легкий наклон для предотвращения затекания олова в обмотку.Если шины

имеют большое сечение, а скобочка большую длину, то для облегчения про-

пайки всей поверхности в скобе делают прорези или круглые отверстия (рис.

3.66).

Пайка может быть хорошо выполнена только в том случае, если внутри

скобки с расклиненными шинами не остается пустот. В противном случае при-

пой будет вытекать и пайка получится непрочной.

Пайка бандажей после их намотки заключается в равномерной пропайке

тонким слоем олова рядом лежащих витков бандажной проволоки, так что об-

разуется как бы сплошной пояс. При этом не должно быть мест, где олово

наложено настолько толстым слоем, что закрывает витки бандажной проволо-

ки.

а) б)

Рис. 3.66. Подготовка стержней роторной обмотки к пайке.(а) и скобка с отвер-

273

стиями.(б)

Пайку проводов твердым припоем производят в следующей последова-

тельности: 1) подготовка торцов; 2) разогрев до темно-красно-малинового цве-

та; 3) посыпание бурой до полного закрытия слоем расплавленной буры концов

провода; 4) дальнейший нагрев до момента расплавления припоя, после чего

необходимо прекратить нагревание; 5) осмотр и опиловка места пайки; провер-

ка прочности ее на изгиб. Припой в виде листочка закладывают между торцами

провода. Для прямоугольной меди большого сечения стык выполняют наискось

(угол 65°). Концы вкладывают в зажимы и закрепляют один плотно, другой

свободно. Нагрев места пайки производят паяльной лампой, автогенной горел-

кой или электроклещами.

Пайка шин может производиться аналогичными клещами с угольными

губками. Припой в виде листочка закладывают под скобу, которая сжимается

клещами. На короткое время, необходимое для расплавления припоя, включают

ток.Хорошие результаты дает пайка припоем из фосфористой меди МФ-3 (тем-

пература плавления 720—740° С)..Подлежащие пайке поверхности очищаются

шкуркой и сдавливаются электроклещами. Включением тока место пайки

нагревается до 750—800° С, и одновременно кромки спаиваемых поверхностей

промазываются припоем. Благодаря высокой текучести этого припоя он рас-

пределяется по всей поверхности. Для лучшего растекания припоя плоскость

спая желательно расположить наклонно или вертикально.Пайка алюминиевых

проводов и шин усложняется тем обстоятельством, что алюминий сильно под-

вержен окислению. Для пайки алюминиевых проводов между собой и с медны-

ми проводами разработаны специальные припои [Л. 1] с температурой плавле-

ния 160—450° С, содержащие в основном цинк, олово и добавки: алюминий,

медь, серебро, кадмий.Алюминий можио паять оловом при применении ультра-

звукового паяльника. Такой паяльник имеет, кроме нагревателя, обмотку, пи-

тающуюся током частотой 20 000 гц, охватывающую стальной сердечник из

специального сплава. Рабочий конец паяльника при этом совершает высокоча-

стотные колебашия, разрушающие окисные планки.

Ремонт роторных обмоток, возбуждения. Обрыв роторной фазы у дви-

гателей с фазным ротором может произойти вследствие распайки соединений

или неисправной работы замыкающего механизма[25]. Двигатель при этом мо-

жет «взять с места», однако в его работе проявляются следующие характерные

ненормальности:

1. Колебание тока статорной обмотки.

2. Гудение двигателя, причем характер гула изменяется при изменении

нагрузки и числа оборотов.

3. Колебание вращающего момента, приводящее к вибрации двигателя и

связанных с ним агрегатов.

4. Сильное уменьшение перегрузочной способности. Двигатель при уве-

личении нагрузки может снизить число оборотов до половины нормального или

при пуске разгоняться только до половины нормального числа оборотов.

5. Перегрев ротора. Обрыв в фазе ротора иногда носит временный харак-

274

тер, т. е. появляется только при вращении ротора под действием центробежных

усилий и нагревания и не обнаруживается при измерении сопротивления обмо-

ток фаз неподвижного ротора.Все описанные выше явления могут иметь место

и у короткозамкнутого ротора при наличии треснувших стержней или плохой

заливки или заварки беличьей клетки.

Наиболее часто встречается двухслойная стержневая роторная обмотка.

Соединение стержней производится пайкой или сваркой и является обычно

наиболее уязвимым местом обмотки. Загрязнение стержней вблизи места пайки

проводящей пылью и маслом приводит часто к поверхностным перекрытиям

между стержнями при пуске. В этом случае могут быть рекомендованы тщатель-

ное промывание ротора бензином, перепайка соединений и пропитка. Однако в

ряде случаев чистка и пропитка при значительном загрязнении и общей изно-

шенности роторной изоляции не являются радикальной мерой и требуется пол-

ная перемотка ротора. В этом случае должна быть составлена обмоточная табли-

ца. Ротор должен быть размечен, т. е. должны быть указаны места укладки со-

единительных дуг и удлиненных или укороченных шагов. После распайки со-

единений стержни с одной стороны выпрямляются и вытаскиваются из паза. Для

облегчения вытаскивания требуется прогрев ротора. Вытаскивать стержни сле-

дует при помощи приспособления (рис. 3.67, а, где 1 –вынимаемый стержень;

2—упор; 3 –вал.), значительно ускоряющего и облегчающего удаление старой

обмотки. Старую изоляцию стержней удаляют, стержни промывают бензином,

отжигают и изолируют вновь. Если необходимо изготовить новые стержни, то их

изгибают с одной стороны по образцу старых на приспособлении (рис. 3.67,

б).Изоляция роторных стержней по классу А выполняется для напряжений на

кольцах до 500 в. Пазовую часть изолируют обкаткой лакобумагой (см. § 2-4)

толщиной 0,07 мм шестью слоями для 300 в и десятью для 600 в. Лобовую часть

изолируют одним слоем тафтя-иой ленты вполупереирытие 1(300 в) или одним

слоем лаколенты толщиной 0,2 мм вполулерекрытие и одним слоем миткалевой

ленты вполуперекрытие (500 в).Смешанную изоляцию (класс А—В) выполняют,

обматывая весь стержень мйкаленгой '(один слой вполуперекрытие для 500 в) и

обкатывая пазовые части лаиабумагой.

а) б)

Рис.3.67. Приспособлениедля вытаскиванияроторныхстержней.(а) и приспособ-

ление для гнутья роторных стержней.(б)

275

Изоляцию роторных стержней по классу В для напряжений до 1 500 в

выполняют изолированием стержня и лобовой части мика-лентой толщины

0,13—0,17 мм (один слой .влолуперекрытие для 750 в, два слоя вполуперекры-

тие для II 000 в, три слоя вполупере-крытие для 1 500 в). В пазовой части сверх

микаленты накатывают микафолий толщиной 0,2 (один слой 750 в, два слоя 1

000 в, три слоя 1500 в).На пазовую часть наносят защитный слой электрокарта-

на, лобовые же части обматывают одним слоем тафтяной ленты вполуперекры-

тие.Стык между изоляцией пазовой и лобовой частей (в тех случаях, когда нет

общей ленточной изоляции этих частей) выполняют в виде обратного конуса

(см. § 3-16). Изоляцию паза делают одним слоем пропитанного электрокарга-

на.Изоляцию класса Н выполняют на стекломиканите с пропиткой кремнийор-

ганическими лаками.

Подготовка ротора к укладке обмотки заключается в тщательной

проиистКе пазов, наложении пазовой изоляции и изоляции обмоткодержателей.

Изоляция цилиндрической нажимной шайбы у малых « средних машин обычно

выполняется из пропитанного электрокартона, стягиваемого лентой, с промаз-

кой слоев клеящим лаком.Вблизи мест выхода стержней из паза изоляция

нажимной шайбы должна плотно подходить к пазовой изоляции, чтобы при

бандажировке не получить излома изоляции в месте выхода из паза. Перед

укладкой обмотки рекомендуется нанести на нажимную шайбу ленту с размет-

кой обмотки.Первыми укладывают со стороны колец (передняя сторона) три

соединительные дуги.Плоские лобовые части этих дуг располагаются под ло-

бовыми частями нижних стержней обмотки и должны быть тщательно изоли-

рованы от них.Затем со стороны привода (задняя сторона) вдвигают нижние

стержни. Выводящие на заднюю сторону концы дуг изгибают по форме лобо-

вой части заложенных нижних стержней. Стержни подбивают вниз фибровым

молотком и стягивают тонким временным бандажом. На передней стороне

нижние стержни отгибают при помощи двух специальных ключей (рис. 3.68),

один из которых надевают на стержень в месте, где кончается вылет, а вторым,

надетым рядом с первым, производят отгиб.После этого кладут изоляцию меж-

ду нижней и верхней лобовыми частями и с передней стороны вдвигают верх-

ние стержни. На передней стороне производят выгиб головки нижней секции

для соединения с верхней. На задней стороне у верхних стержней отгибают

наклонную часть (кроме головки), стержни осаживают и бандажи-руют. После

этого у верхних шин отгибают головку для соединения с нижними. Верхние и

нижние шины в соответствии с обмоточной запиской соединяют медными об-

луженными скобочками, между стержнями забивают медные луженые клинья,

а между скобками для их укрепления забивают деревянные клинья. Тщательно

пропаивают скобочки мягким или твердым припоем, причем наилучшим спо-

собом пайки стержневой обмотки мягким припоем является погружение мест

спая в кольцевую ванну с расплавленным припоем. Далее производят пайку

кольцевой шины, соединяющей обмотку в звезду. Соединение в треугольник

применяется реже.

276

Рис.3.68. Ключи для гнутья роторных стержней.

Места пайки стержней подрезают с торца резцом на станке или опилива-

ют. Деревянные клинья выбивают и проверяют изоляцию на корпус. Времен-

ный бандаж заменяют постоянным, производят сушку и пропитку ротора.

Повреждение клеток короткозамкнутых роторов проявляется в виде

трещин в замыкающих кольцах или в стержнях. Трещины в стержнях могут

быть обнаружены по колебанию тока в статоре в опыте короткого замыкания

двигателя при поворачивании ротора (беличьей клетки). Обнаружить обрыв

стержней короткозамкнуто-го ротора можно при помощи магнитного ярма. Над

пазами, где лежат оборванные стержни, притяжения стальной пластинки не бу-

дет, а неоновая лампа погаснет'.У роторов, залитых алюминием, трещина в за-

мыкающем кольце может быть после разделки пропаяна специальным припоем:

олова 63%, цинка 33%. алюминия 4%.

Для пайки ротор должен быть нагрет до 450° С.Разделанную трещину за-

ливают припоем, после чего ротору дают остыть. Если имеют место трещины в

нескольких стержнях алюминиевой клетки, то целесообразно выплавить клетку

при 700—750° С и заменить ее на медную или латунную, для чего в пазы встав-

ляют медные или латунные стержни.Сечение стержней и колец должно быть

рассчитано таким образом, что электрическое сопротивление новой клетки бы-

ло бы такое же, как у старой (алюминиевой). Если оно будет меньше, то упадет

пусковой момент двигателя, если больше, увеличится нагрев ротора и понизит-

ся скорость вращения. По торцам стержни приваривают к медному коль-

цу.Ремонт роторов с медной клеткой сводится к заварке трещин в кольце и за-

мене треснувшего стержня с последующей впайкой его по торцам в кольцо.

Пайка производится медно-фосфористым припоем. Нагрев места пайки произ-

водится при помощи автогенной горелки.При изготовлении новых клеток для

получения торцового кольца может быть применен следующий метод.• См. § 3-

12 и 4-2.IB пазы вставляют медные стержни требуемого сечения, выступающие

по обе стороны из пазов ротора, и на торец сердечника кладут два графитовых

кольца, одно внутри другого. Зазор между кольцами, в который выходят из па-

зов стержни, заполняют медной стружкой. Свариваемые места следует посы-

пать бурой. Угольным электродом стружка оплавляется в сплошное медное

кольцо, и графитовые кольца удаляют. Аналогично заливают вторую сторону,

после чего наплавленные кольца проходят обточку.Перезаливка алюминием

требует специальной технологии, обеспечивающей заливку пазов без трещин,

пустот и подобных дефектов. Для заливки применяется алюминий (нормальные

277

двигатели) или алюминиево-марган-цовистый сплав (двигатели с повышенным

скольжением). Присадка марганца улучшает литейные свойства сплава, однако

резко увеличивает сопротивление. Присадка марганца более 2—3% нецелесо-

образна, так как увеличивает хрупкость.Наилучшие результаты дает заливка

под давлением, требующая специального оборудования. Более доступной для

ремонтных цехов является вибрационная заливка, при которой заливаемый ро-

тор помещается на свободном конце балки (другой конец балки заделывается),

вибрирующем в вертикальной плоскоеi и под действием двигателя (1 500

об/мин), установленного на конце балки, на валу которого посажен несбаланси-

рованный груз. Размах колебаний конца балки должен быть 3—4 мм. Если из-

готовление установки для вибрационной заливки затруднительно, то для корот-

ких сердечников может быть применен обычный (статический) метод заливки,

при котором ротор ставится наклонно и применяются высокие литни-

ки.Алюминиевый сплав при заливке должен быть подогрет до 750—800е С (но

не выше 850° С). Температура ротора при заливке обычно составляет около

450° С и не может быть допущена выше 500° С.

Ремонт бандажей. Неисправности бандажей. Неисправности бандажей

указаны в табл. 3.31.Намотка новых бандажей производится по данным старых.

Данные размотанного бандажа заносятся в обмоточную записку. Если приме-

няется проволока другого сечения, то количество витков изменяют так, чтобы

получить прежнее общее сечение бандажа {сечение бандажа пропорционально

квадрату диаметра проволоки и числу проволок (витков)].Бандажи должны

прочно удерживать обмотку, препятствуя центробежной силе при вращении

ротора или якоря выбросить ее из пазов. Чем больше число оборотов и вес меди

обмотки, тем больше центробежная 'сила, тем прочнее должен быть бандаж, т.

е. больше должно быть его общее поперечное сечение.Бандажировку произво-

дят стальной бандажной проволокой с пределом упругости 160 кГ/мм2. Банда-

жи лобовых частей должны быть поставлены в тех местах, где обмотка опира-

ется на обмоткодержатель или нажимную шайбу (рис. 4.68).У быстроходных

машин бандажи накладывают по мере укладки обмотки на уравнительные со-

единения и на нижний и верхний слои обмотки. При таком большом сечении

бандажей через них замыкается поток рассеяния пазов, что для машин постоян-

ного тока ухудшает коммутацию. Кроме того, поток рассеяния главных полю-

сов вызывает в бандажах токи, нагревающие их. Поэтому для быстроходных

машин применяется немагнитная стальная или бронзовая бандажная проволока.

Таблица 3.31

Неисправность Причины Ремонт

Разрыв

Слишком большое число

оборотов ро тора Механиче-

ские повреждения (задева-

ние ротора за )

Перебандажировка.Усиление

сечения бандажа. Перемотка

Распайка

Низкая температура плавле-

ния припоя.Разогрев вихре-

выми токами

Перепайка оловом, припоем

КДЦСр31.Разделение банда-

жа по ширине на более узкие

278

бандажи

Ржавление Содрана полуда Очистка, полуда, покраска

Сползание Слабый натяг при бандажи-

ровке

Перебандажировка с пред-

варительной сушкой под

временными бандажами

Применяемые для бандажировки станки имеют фрикционную передачу и

тормоз, действующие от ножной педали, что позволяет получить моменталь-

ную остановку и плавный пуск станка. Привод якоря осуществляется перестав-

ным пальцем на планшайбе станка, упирающимся в поводок, закрепляемый на

валу якоря. Для бандажировки может быть также использован токарный станок.

Для равномерной укладки витков вплотную один к другому у бандажиро-

вочных станков предусматривается специальный передвижной суппорт,

направляющий проволоку через фибровую колодочку или ролик.

Рис.4.68. Бандажировка.

Для бандажировки якорей большого габарита, которые не могут быть по-

ставлены на станок, применяются редукторные привода, вращающие якорь на

каких либо стойках или собственных подшипниках. В последнем случае вкла-

дыши заменяются деревянными смазанными вазелином колодками.

Для якорей с диаметром до 500 мм бандажи могут быть наложены при

вращении якоря от руки при помощи двух рычагов. Расчет усилия может быть

сделан на основании рекомендуемого натяжения для стальной проволоки по

данным табл.3.32.

Таблица 3.32.

Диаметр проволоки, мм Рекомендуемое натяжение, кГ

0,8

1,2 1,5 2

30—40 50—60 65—80 100—120

180—200

Для натяжения проволоки служат натяжные приспособления по типу,

изображенному на рис. 4-28. Количеством оборотов проволоки вокруг роликов

можно отрегулировать желаемое натяжение.

Натяжение стальной проволоки при бандажировке. Величина натяже-

ния должна измеряться. Для этой цели хвостовик натяжного приспособления по

279

рис. 3.68 цепляется к крюку динаномометра. В бандажировочных станках для

измерения натяжения динамометр встраивается между роликами суппорта,

направляющими проволоку.

Для многослойных бандажей натяжение при намотке каждого последующе-

го слоя уменьшается на 10%. Бухту бандажной проволоки кладут на вертикаль-

ную конусную катушку, которая не должна свободно вращаться во избежание

распускания или запутывания провода. Намотку бандажа начинают с наложения

от руки на сердечник якоря нескольких витков бандажной проволоки, ложащихся

поверх идущего с бухты конца проволоки. Образовавшаяся петля при пуске бан-

дажировочного станка затягивается и начинает тянуть бандажную проволоку с

бухты. Рукой через тряпку проволоку направляют витками вразбежку до места,

где начинается укладка бандажей. Под бандаж ставят прокладки из пропитанного

электрокартона (класс А), миканита или асбестового полотна. Прокладки должны

быть шире бандажа на 10—12 мм. По мере намотки проволоки прокладки кладут

по окружности якоря в стык одна к другой. Вновь намотанные витки плотно под-

бивают к намотанным ранее при помощи фибровой подбойки и молотка. Через

каждые 70—90 мм под проволоку кладут полоски жести толщиной 0,3—0,5 мм,

шириной 10 мм. Длину полосок берут больше ширины бандажа на 20 мм.

с тем, чтобы после намотки бандажа концы их можно было загнуть на

бандаж и пропаять. Кроме этих полосок, кладут две замочные полоски (скоб-

ки), которые удерживают концы бандажа (рис. 3.69).

Намотанный бандаж пропаивают в нескольких местах после чего не-

сколькими витками вразбежку переходят к соседнему бандажу. Когда таким

образом будет намотано несколько рядом лежащих бандажей, отделяют прово-

локу от бухты. Концы бандажей заводят в петлю замочной скобки. Петлю затя-

гивают за конец и пропаивают. Конец проволоки загибают и пропаивают. Пай-

ку скобок проверяют на отгиб тонким ножом. Кроме замочных и нормальных

скобок, для удержания узких бандажей между узким и соседним широким бан-

дажами также кладут скобки. Во избежание на-грева токами эти скобки долж-

ны ставиться на расстоянии двойного полюсного деления одна от другой.

Окончательная пропайка бандажей производится тонким слоем припоя по

всей поверхности его, причем не должно быть наплывов припоя.

При укладке бандажа нужно следить за тем, чтобы натяжение было не

слишком большим и чтобы бандаж не врезался в обмотку. С другой стороны,

при слабом натяжении бандаж может сползать.Для того чтобы предотвратить

сползание бандажей на якорях с миканитовой изоляцией, рекомендуется на

разогретый до 70—90° С якорь наложить временный бандаж для осаживания

секций. По этим же соображениям не рекомендуется наложение постоянных

бандажей до сушки и пропитки якоря. Сушку и пропитку следует делать с вре-

менным бандажом, а затем накладывать постоянный.

280

а) б)

Рис.3.69. Ролики для натяжения бандажей проволоки (а) и замочные скобки для

укрепления бандажей.(б)

Временный бандаж для осаживания секций наматывается вразбежку по-

верх установленных на пазах деревянных брусков, имеющих ширину, прибли-

зительно равную ширине паза.Если лобовые части покрыты чехлом, то чехол

заводится под бандаж. До укладки обмотки чехол со стороны привода банда-

жируется шпагатом к обмоткодержа-телю, затем заворачивается на головку об-

мотки и заводится под первый бандаж на сердечнике якоря.

На рис. 3.70 показано приспособление для бандажировки, не требующее

приложения больших усилий для вращения якоря (ротора).Нужное число вит-

ков бандажной проволоки наматывают на якорь без натяжения; начало и конец

проволоки закрепляют на якоре (роторе).После этого на предварительно наде-

тый на проволоку ролик надевают груз и вращением якоря укладывают бан-

даж.Величина груза Q определяется по формулегде Р –величина натяжения

проволоки по табл.Размеры D, d, I см. рис. 3.70. В последнее время для банда-

жировки якорей начали применять специальную прочную стеклоленту [Л. 1].

Ремонт обмоток возбуждения. Возможные повреждения катушек: меж-

витковое замыкание, ослабление шек, обрывы, пробой изоляции на корпус[25].

Рис. 3.70. Приспособление для намотки бандажей.

2)(4l

dDQ

(3.68)

281

Межвитковые замыкания, ухудшение контакта в местах паек, обрывы мо-

гут быть обнаружены по измерению напряжения на катушке при пропускании

через нее тока. Межвитковые замыкания дают пониженное напряжение, а

ослабление паек—повышенное напряжение на катушке по сравнению с осталь-

ными исправными катушками. При большом числе витков в катушке этот ме-

тод недостаточно чувствителен. IB этом случае межвитковые замыкания могут

быть обнаружены по отсчету ваттметра при надевании катушки 1 на сердечник

трансформатора (рис. 3.71). Замкнутые витки обнаружатся также по нагреву ка-

тушки и пониженному напряжению на ее зажимах (по сравнению с расчетным).

Рис. 3.71. Испытание катушки на межвитковые замыкания.

Обнаружение межвиткового замыкания в обмотках якоря. Для обнаруже-

ния межвиткового замыкания в обмотках якоря последний помещают в пере-

менное электромагнитное поле, создаваемое с помощью внешней статорной ка-

тушки. На статорную катушку поступает переменное напряжение с генератора

(рис. 3.72). С противоположной стороны от статорной катушки вблизи пазов

якоря размещают датчик электромагнитного поля BS. При отсутствии межвит-

кового замыкания в обмотках наводится напряжение, но из-за симметричного

расположения обмоток ток в обмотках отсутствует. Вследствие этого суммар-

ное электромагнитное поле, воздействующее на датчик BS, очень незначитель-

но. В случае межвиткового замыкания в одной из секций симметрия поля и его

взаимокомпенсация нарушаются. В пазах, где располагается секция с корот-

козамкнутым витком, величина электромагнитного поля резко возрастает, что и

регистрируется датчиком BS. Сигнал на выходе детектора D превышает поро-

говый уровень V компаратора CMP, включается сигнал брака по меж-

витковому замыканию (загорается индикатор брака MB и звучит зуммер BF).

Чувствительность этой схемы к короткозамкнутым виткам определяется вели-

чиной зазора Sc между статором и сердечником якоря, величиной зазора Sbs

между датчиком электромагнитного поля BS и пазами, в которых уложены

провода обмотки якоря, а также параметрами электронной схемы.

282

Рис. 3.72. Функциональная схема проверки обмоток якоря на межвитковое за-

мыкание.

Для проверки межвитково-го замыкания и одновременного контроля ко-

личества намотанных витков применяется схема рис. 3.73, в которой испытуе-

мая катушка в включается навстречу эталонной а, число витков которой из-

вестно и может изменяться при помощи выводов и переключателя. Катушки

помещаются на сердечник из листовой электротехнической стали, и в сердеч-

нике при помощи катушки к\—«^ возбуждается переменный (50 гц) магнитный

поток.Если испытуемая катушка имеет расчетное число витков и не имеет за-

мыканий между витками, то ваттметры Wx и W2 не дают отклонений.Весьма

удобными для контроля катушек являются импульсные аппараты типа СМ (см.

§ 3-12), которые позволяют обнаружить отклонение (другое число витков,

наличие замыканий между витками) испытуемой катушки от эталонной. При

этом не требуется надевать катушки на сердечник.У синхронных машин меж-

витковые замыкания в катушках возбуждения могут быть обнаружены возбуж-

дением статора переменным током пониженного напряжения по сравнению с

номинальным при неподвижном пн-дукторе. Катушка с короткозамкнутыми

витками будетиметь пониженное напряжение.Межвитковые замыкания в ка-

тушках возбуждения синхронных машин часто появляются только при враще-

нии ротора под действием центробежной силы. Для определения места повре-

ждения в таких случаях нужно измерить падение напряжения 1 в отдельных ка-

тушках ро-i торов на ходу. Для этой j цели делается специальный вывод, соеди-

няющий по очереди межкатушечные соединения с валом машины (рис. 4-33).

При помощи медных щеток, наложенных на одно из рабочих колец и вал и со-

единенных с вольтметром, измеряется напряжение на катушках при вращении

ротора.Определение катушки, в которой имеет место замыкание на землю, мо-

жет быть произведено по схеме потенциометра, приведенной на рис. 4-34.В

этой схеме параллельно обмотке возбуждения, состоящей из последовательно

включенных катушек, включается реостат, а между ползушкой реостата и ва-

лом–вольтметр. Приложенное к обмотке и реостату напряжение равномерно

распределяется по катушкам и обмотке реостата. Если в точке / обмотки есть

283

соединение с корпусом, то эта точка имеет i(, –K2—намагничивающие катуш-

ки; а–эталон при проверке числа витков; б –эталон при проверке на межвитко-

вое; в –испытуемая катушка при проверке числа витков; г –испытуемая катуш-

ка при проверке на межвитковое; Wlt Wa–ваттметры.определенное напряжение

по отношению к плюсовому питающему проводу или контактному кольцу. Пе-

редвигая движок реостата, можно поставить вольтметр под точно такое же

напряжение (точка 2 реостата). В этот момент между точками 1 и 2 не будет

существовать никакого напряжения и стрелка вольтметра станет на нуль. Этот

опыт может проводиться и при вращающемся роторе. В последнем случае

стрелка вольтметра может качаться, что указывает на неустойчивый характер

замыкания на корпус. Положение движка реостата позволяет приблизительно

найти место замыкания, Если, например, для установки стрелки вольтметра на

нуль пришлось отодвинуть движок реостата на 'Д всей его длины (считая от

плюсового провода), то место замыкания должно находиться в катушке, между

которой и плюсовым проводом (кольцом) будет расположена четверть всего

числа катушек. Опыт должен проводиться при рабочем напряжении ротора,

чтобы переходные контакты между щеткой и кольцом не искажали результтов.

Рис.3.73. Проверка числа витков в катушке

284

а) б)

Рис. 3.74.Проверка роторных катушек на замыкание на корпус способом потен-

циометра.(а) и проверка роторных тушек на межвитковые замыкания.(б)

Рис. 3.75. Шаблон для намотки катушек.

Успокоительные обмотки синхронных машин могут иметь повреждения в

виде распайки соединений между стержнями и шинами, ослабление контактов

между шинами в местах разъема и т. д.Намотка катушек из круглой или шин-

ной меди плашмя ведется на шаблонах из твердого дерева (рис. 3.75). Для об-

легчения выбивки шаблона из катушки он имеет косой разрез. Если ремонтиру-

емая катушка была намотана на каркасе, то намотка новой выполняется на этом

же каркасе. На дно шаблона укладывают ленту, которой скрепляют слои по ме-

ре их укладки. Это в особенности важно при намотке ступенчатых катушек со

скосом (рис. 3.76, а).

Намотка катушек из шинной меди на ребро может производиться на то-

карном станке. Для направления шины при намотке служит специальная вилка.

После намотки медь отжигают и прессуют между стальными планками для ис-

правления деформаций сечения. Намотка катушек на ребро в условиях ремонта

требуется чрезвычайно редко, так как обычно имеется возможность переизоли-

ровать старую катушку.

Для смены межвитковой изоляции катушку, намотанную на ребро, растя-

гивают как пружину. Особо тщательно нужно выполнять изоляцию переходов

из слоя в слой и выводов. Выводы должны быть надежно укреплены на катуш-

ке (рис. 3.76, б). Для катушки из меди малого сечения выводы из медной ленты,

изолированной лакотканью или миканитом, бандажируют самими витками ме-

285

ди катушки. Для меди больших сечений, намотанной плашмя, выводные патро-

ны, пластины и т. д. бандажируют при общей изолировке катушки, а если ка-

тушки не изолируют, то накладывают специальный проволочный бандаж, изо-

лированный от меди. Катушки для улучшения теплопроводности и уменьшения

гигроскопичности изоляции проходят двукратную пропитку или компаунди-

ровку. Первую делают до нанесения общей (наружной) изоляции, вторую—

после общей изолировки. Катушки, намотанные на ребро, до общей изолировки

подвергают обычно запечке межвитко-вой изоляции, для чего катушку с зало-

женными между витками изоляционными прокладками пропитывают погруже-

нием в лак, стягивают струбциной и помещают в печь.

а) б)

Рис.3.76.Скрепление витков катушек лентой (а) и изоляция выводов катушек

(б)

Ремонт валов электрических машин. Для роторов (якорей) электриче-

ских машин наиболее характерны следующие повреждения: выработка рабо-

чей поверхности шейки и искривление вала, ослабление прессовки пакета сер-

дечника, обгорание поверхности и «затяжка» стальных пластин ротора в ре-

зультате задевания его за статор при чрезмерном износе подшипников сколь-

жения и вследствие этого «проседаний» вала [22].Выработку шеек вала, не

превышающую по глубине 4—5% его диаметра, устраняют проточкой на то-

карном станке. При большей величине выработки валы электрических машин

ремонтируют, на- плавляя на поврежденное место слой металла и протачивая

наплав- ленный участок на токарном станке. Для наплавления металла на вал

ротора, вращающегося в центрах токарного станка, применяют переносные

электродуговые аппараты ЭМ-ЗА, ЛК-БА, ЭМ-6 или газовые ГИМ-1. В по-

следнее время созданы высокочастотные металлизаторы, в которых проволока,

проходя через распылительную головку, нагревается токами высокой частоты

до температуры плавления. Высокочастотная металлизация значительно со-

кращает потери металла по сравнению с электродуговой металлизацией, сни-

жает степень окисления частиц металла и в 5—6 раз уменьшает выгорание

элементов, содержащихся в проволоке.Искривление вала устанавливают путем

проверки его биения в центрах токарного станка. К вращающемуся валу под-

водят мел или цветной карандаш, закрепленный в суппорте станка. Следы мела

286

на выпуклой части вала помогают обнаружить биение, величину которого

определяют индикатором. Отклоняясь по шкале, отградуированной в сотых

или тысячных долях миллиметра, стрелка наконечников ин- дикатора, подне-

сенного к валу, показывает величину его биения.Ремонт валов зависит от ха-

рактера повреждения. Мелкие дефекты на шейках валов устраняют наждачной

бумагой, слегка покрытой маслом. При наличии шлифовального станка шей-

ки вала шлифуют кругом. При искривлении вала до 0,1 мм на 1 м длины, но

не более 0,2 мм на всю длину правка вала необязательна. При искривлении

вала до 0,3% его длины правку вала производят без подогрева, а более 0,3%

длины –предварительно подогревая до 900–1000 °С и осуществляя правку под

гидравлическим прессом в два приема. Сначала вал выправляют до тех пор,

пока его кривизна не станет менее 1 мм на 1 м длины, а затем протачивают и

полируют. При проточке допускается уменьшение диаметра шеек вала не бо-

лее чем на 6% от первоначального, допустимая овальность шейки –0,002, ко-

нусность –0,003 от диаметра.

Трещины в материале вала можно заваривать (с последующей обработ-

кой поверхности) лишь в том случае, если они распространяются вглубь не бо-

лее чем на 5—10% диаметра вала и занимают не более 10% длины окружности

(для поперечных трещин) или не более 10—15% длины ступени вала, на кото-

рой они обнаружены (для продольных трещин).

При изломе вала, взамен отломившейся части, изготавливают новую

часть с припуском на обработку. Старая и новая части вала мо гут быть при

этом либо обработаны на конус и сварены встык, либо соединены посредством

горячей посадки. Для этого в одной из частей вала, предварительно нагревая

до температуры 200—300 °С, вытачивают хвостик и соответствующее отвер-

стие. По месту стыка дополнительно может быть наложен сварочный шов. Во

избежание искривления вала при сварке обращают внимание на равномерный

прогрев его диаметрально расположенных частей вала.

Изгиб вала вызывает биение расточки активной стали, поверх- ности

коллектора или контактных колец по отношению к шейкам вала. Эти дефек-

ты обнаруживают индикатором при установке ротора (или якоря) на токарный

станок. Незначительное биение, царапины, забоины и шероховатости шеек ва-

ла устраняют шлифовкой и полировкой вручную или на станке. Значительные

забоины ликвидируют проточкой вала с последующей шлифовкой и полиров-

кой. Сильно изогнутый вал выправляют на токарном станке рычагами, домкра-

тами или при помощи винтового пресса. Если в результате обработки диаметр

шеек вала значительно уменьшился (более 6% от заводского диаметра), его

увеличивают путем металлизации с последующей обработкой.

После ремонта роторы электрических машин в сборе с вентилято- рами

и другими вращающимися частями подвергают статической или динамической

балансировке на специальных балансировочных станках.

Статическая балансировка. Для балансировки используют станок,

представляющий собой опорную конструкцию из профильной стали с установ-

ленными на ней призмами трапециевидной формы.

Статическая балансировка ротора на станке производится в такой после-

287

довательности. Ротор укладывают шейками вала на рабочие поверхности

призм. Перекатываясь на призмах, он занимает такое по- ложение, при кото-

ром наиболее тяжелая его часть оказывается внизу. Для определения точки

окружности, в которой должен быть установлен балансирующий груз, ротор

перекатывают 5 раз, после каждой остановки отмечая мелом нижнюю «тяже-

лую» точку. Отметив середину расстояния между крайними меловыми отмет-

ками, определяют точку установки уравновешивающего груза.

Правильно сбалансированный ротор после перекатывания в одном и дру-

гом направлениях должен во всех положениях находиться в состоянии безраз-

личного равновесия.

Динамическая балансировка. При статическом методе ба- лансировки

уравновешивающий груз устанавливают только на одном торце ротора, устра-

няя таким образом статический дисбаланс. Однако этот способ балансировки

приемлем только для коротких роторов ти- хоходных машин с малой мощно-

стью. Для уравновешивания масс ротора крупных электрических машин (мощ-

ностью свыше 50 кВт) с большой частотой вращения (больше 1000 об/мин)

применяют динамическую балансировку, при которой уравновешивающий

груз устанавливают на торцах ротора. Это объясняется тем, что при вращении

ротора с большой частотой каждый его торец имеет самостоятельное биение,

вызванное несбалансированными массами.

Ремонт токособирательной системы. К токособирательной системе

электрических машин относят коллекторы, контактные кольца, щеткодержате-

ли с траверсами и щетко- подъемным механизмом, короткозамыкающие коль-

ца фазных роторов ранее изготовленных конструкций [22]. В процессе работы

система изнаши- вается, вследствие чего нарушается ее нормальная работа.

При этом наиболее распространенными дефектами являются недопустимый

износ коллектора и контактных колец, появление на их рабочих поверхностях

неровностей и кольцевых износов (дорожек). Причиной возникновения таких

дефектов выступают повышенная вибрация машины, неправильная установка и

притирка щеток, вызывающие повышенное искрение и быстрый износ коллек-

торов и контактных колец. Повышенная вибрация является следствием неудо-

влетворительной балансировки ротора (якоря) машины, нарушения соосности

валов и неправильного соединения полумуфт.

Ремонт коллекторов. Капитальный ремонт с разборкой коллекторов

производят в случаях: замыкания между смежными коллек орными пластина-

ми; замыкания между коллекторными пластинами и втулками; замены повре-

жденных коллекторных пластин; полной замены изношенных пластин.

В первых трех случаях иногда удается устранить неисправность, не сни-

мая коллектор с вала и не отпаивая все коллекторные пластины от обмотки

якоря. Для сохранения в процессе ремонта правильной цилиндрической формы

коллектора его стягивают по наружной поверхности хомутом, затем отворачи-

вают гайку, сдвигают нажимной конус и осматривают внутреннюю поверх-

ность коллектора. Замыкание между пластинами чаще всего происходит вслед-

ствие попадания металлической стружки или капли припоя внутрь коллектора.

Замыкание между пластинами и втулкой обычно происходит в углах микани-

288

товой манжеты. При ремонте в выточку «ласточкин хвост» вкладывают сег-

менты, вырезанные из формовочного миканита и выгнутые в горячем состоя-

нии. Если перечисленные неисправности имеются на стороне коллектора, об-

ращенной к якорю, то приходится отпаивать все соединения обмотки с коллек-

торными пластинами и снимать коллектор с вала с помощью винтового съем-

ника. Для замены поврежденной коллекторной пластины ее отпаивают от об-

мотки, в стягивающем хомуте делают прорезь и устанавливают ее над повре-

жденной пластиной. Через прорезь осторожно выбивают поврежденную пла-

стину и на ее место устанавливают новую, вырезанную по размерам вынутой.

Медь для коллекторов трапецеидального сечения, изготовленную путем

волочения на кабельных заводах в виде полос длиной 1,6–3,5 м, режут на пла-

стины, учитывая припуск на обработку торцов коллектора. Пластины толщи-

ной до 6 мм штампуют с припусками на токарную обработку. Это уменьшает

объем токарных работ и позволяет получить отходы в виде массивных кусков

меди, а не стружки, смешанной с миканитом. При резке и штамповке медной

полосы пластины деформируются, поэтому кривизну, заусенцы и другие де-

фекты потом устраняют правкой.

Значительную кривизну устраняют специальным воротком, ко- торый

надевают на один конец пластины; при этом второй конец пла- стины вставля-

ют в отверстие массивной металлической плиты. Мелкую плавку выполняют

на плите молотком. Затем медные пластины вперемежку с миканитовыми про-

кладками вручную на гладкой плите соби- рают в кольцо, согнутое из листо-

вой стали толщиной 1,5—2 мм. Первая пластина, вставленная в прорезь коль-

ца, служит упором для последующих.

После сборки комплект пластин перевязывают отожженной стальной

проволокой и передают на прессовку. В крупных машинах коллектор собирают

из нескольких сотен медных пластин и миканитовых прокладок. Каждая пла-

стина и прокладка имеют допуск на изготовление. При сборке в кольцо эти до-

пуски складываются, и диаметр коллектора может получиться больше или

меньше расчетного. Чтобы получить заданный диаметр коллектора, часть про-

кладок заменяют более толстыми или более тонкими, располагая их равномер-

но по окружности коллектора. В процессе ремонта проверяют состояние

Неровности и дорожки на поверхности коллектора устраняют поли- ровкой

или обточкой. Выбор способа устранения дефектов при ремонте зависит от

величины выработки: при выработке до 0,2 мм применяют полировку, до 0,5

мм –шлифовку, свыше 0,5 мм –обточку.

Обточку и шлифовку коллектора выполняют на токарных станках или

при помощи переносных приспособлений. При обточке коллектора скорость

резания не должна превышать 1—1,5 м/с, подача резца 0,2—0,3 мм. При изго-

товлении новых коллекторов оставляют небольшой запас на износ: 6 мм на од-

ну сторону для коллекторов диаметром до 100 мм, 8 мм для коллекторов диа-

метром 101—250 мм, 10—15 мм для коллекторов диаметром свыше 251 мм.

Поэтому при каждой очередной обточке с коллектора снимают столько метал-

ла, сколько необходимо дляустранения имеющегося дефекта.

Полировку коллектора выполняют при номинальных оборотах машины

289

мелкой стеклянной шкуркой. Наиболее пригодна бумажная шкурка с зернисто-

стью № 180—200. Шкурку накладывают на деревянный брусок, пригнанный по

поверхности коллектора, а затем с не которым усилием прижимают брусок со

шкуркой к поверхности вращающегося коллектора, полируют его. При отсут-

ствии стеклянной шкурки требуемых номеров коллектор полируют пем-

зой.После обточки изоляцию коллектора продороживают на глубину 0,5—1,5

мм. Края пластин скашивают под углом 45°, как показано на рис. 3.77. Продо-

роживание изоляции выполняют вручную резаком, изготовленным из куска

ножовочного полотна, или на станке при помощи специального переносного

устройства.

Практика показывает, что предприятия не имеют запасных коллекторов и

вынуждены изготовлять новые собственными силами руководствуясь основ-

ными размерами старого коллектора и учитывая при этом величину его износа.

Перед разборкой дефектного коллектора его поверхность покрывают двумя

слоями картона, поверх которых на рас- стоянии 50—60 мм друг от друга

накладывают два бандажа из мягкой проволоки, чтобы предохранить пласти-

ны от рассыпания. Вывернув кре- пежные болты, легкими ударами молотка

снимают нажимную шайбу и конус, предварительно отметив взаимное распо-

ложение всех деталей.

Рис.3.77. Продороживание изоляции коллектора

Пластины нового коллектора изготовляют из полос холоднотянутой

меди трапецеидального сечения с соответствующими размерами клина.

Полосу рубят на куски требуемой величины (по ширине коллектора) с припус-

ком 2—5 мм на сторону по длине. В качестве межпластинной изо- ляции при-

меняют листовой твердый миканит КФ требуемой толщины.

В коллекторных пластинах до начала сборки фрезеруют прорези, разме-

ры которых на 0,25—0,3 мм превышают размер провода обмотки (если прово-

да обмотки впаивают непосредственно в коллекторные пластины). В машинах,

у которых провода обмотки соединены с коллекторными пластинами через пе-

тушки, прорези профрезированы для установки в них петушков.Заготовленные

пластины и миканитовую изоляцию собирают вручную на круглой плите, при-

меняя стальное прессующее кольцо. Пластины устанавливают вертикально на

плите и вставляют между ними куски изоляции. Затем проверяют горизонталь-

ность поверхности пластин и верхнего нажимного конуса относительно сбо-

рочной плиты. Коллектор нагревают в печи и прессуют, подтягивая под прес-

сом гайку. После этого с помощью пресса с коллектора снимают прессовочное

290

кольцо. Затем производят динамическую формовку коллектора, которая за-

ключается в его разгоне с максимальной частотой вращения и одновременном

нагреве до 120 °С. Для формовки коллектор надевают на оправку специальной

разгонной установки, снабженной нагревательными элементами. После сборки

протачивают наружную поверхность коллектора с припуском на окончатель-

ную его обработку на якоре и фрезеруют в коллекторных пластинах прорези

для вкладывания проводников обмотки якоря.

3.3.6. Испытание электрических машин после ремонта.

Отремонтированные машины в зависимости от мощности и назначения

подвергаются приемосдаточным испытаниям согласно установленным нормам

[22].

К числу основных испытаний, которым подвергают электрические ма-

шины, относят: проверку сопротивления изоляции всех обмоток относительно

корпуса и между ними, правильность маркировки выводных концов; измерение

сопротивления обмоток; проверку коэффициента трансформации асинхронных

двигателей с фазным ротором и холостого хода; испытание на повышенную

частоту вращения, контроль изоляции между витками, проведение опыта ко-

роткого замыкания, испытание на нагревание под нагрузкой, испытание элек-

трической прочности изоляции.

Сопротивление обмоток постоянному току чаще всего измеряют методом

измерительных мостов и методом амперметра—вольтметра. При этом изме-

ренные сопротивления не должны отличаться друг от друга более чем на ±2%.

Электрическую прочность изоляции относительно корпуса ис- пытывают

переменным током частотой 50 Гц в течение 1 мин. Величина испытательного

напряжения зависит от мощности и номинального напряжения машины и при-

водится в ПУЭ.

В частности, электрические машины мощностью до 1000 кВт подвергают

следующим испытаниям:

1) проверке сопротивления изоляции всех обмоток относительно корпуса

и между собой. Проверку проводят при номинальном напряжении для машин

до 1 кВ мегомметром на напряжение 1000 В. Сопротивление изоляции должно

быть в пределах 0,5—1 МОм;

2) испытанию изоляции электрической прочности повышенным напря-

жением переменным током промышленной частоты 50 Гц в течение 1 мин (ве-

личина напряжения для обмоток статора машин пе- ременного тока приведена

в табл. 6.1);

3) измерению величины зазоров между сталью ротора и статора, а также

в подшипниках.

Измерение сопротивления изоляции постоянному току обмоток статора и

ротора выполняется у электродвигателей номинальным на- пряжением 3 кВ и

выше и мощностью 300 кВт и более.

Испытание на холостом ходу проводится для электродвигателемощно-

стью 100 кВт и более на номинальное напряжение 3 кВ и выше.

Проверка позволяет установить существенные неполадки, на- пример:

291

повышенный ток холостого хода указывает на увеличенный зазор между стато-

ром и ротором или малое число витков в обмотке статора; большие потери

мощности при холостом ходе –на междувитковое замыкание, повреждение

сердечника или повышенное трение в подшипниках.Измерение тока холостого

хода каждой фазы и пусковых токов проводят на специальных испытательных

стендах, оборудованных ис- точниками регулируемого напряжения, двигате-

лями-генераторами, преобразователями, выпрямителями, трансформаторами,

индукци- онными регуляторами с плавным регулированием напряжения от 60

до 500 В и другим оборудованием с необходимыми контрольно- измеритель-

ными приборами и аппаратурой. Испытательные стенды снабжены также при-

способлениями для установки и крепления машин и пультов управления.

Обмотки ремонтируемых электродвигателей контролируют и испы-

тывают на трех стадиях производства: после изготовления катушек обмоток,

укладки обмоток в пазы и сборки двигателя.

Заключительные этапы проверки ремонтируемого электродвигателя из-

мерение зазоров и пробный пуск. Перед окончательными испытаниями на

стенде проверяют правильность сборки и взаимодействия всех частей двигате-

ля путем пробного пуска и работы на холостом ходу в течение 30 мин.

Перед пробным пуском проверяют готовность машины к пуску и работе:

наличие смазочного масла в подшипниках, правильность положения щеток (у

электродвигателей с фазным ротором щетки должны быть опущены на кон-

тактные кольца, а пусковой реостат введен полностью), отсутствие в машине

посторонних предметов, свободное вращение ротора без задевания вращаю-

щимися частями, прочное закрепление неподвижных подшипниковых щитов.

Запустив машину с подшипниками скольжения, наблюдают за работой смазоч-

ного кольца: оно должно плавно вращаться и подавать масло на шейку вала.

Шариковые и роликовые подшипники должны работать без шума.

По истечении 30 мин работы на холостом ходу двигатель останавливают

и, приняв меры предосторожности, исключающие пуск его в работу, тщатель-

но осматривают и ощупывают его обмотку, подшипники и другие части, что-

бы выявить местные нагревы и дефекты деталей. Двигатель передают на испы-

тательную станцию для окончательных испытаний, где в первую очередь опре-

деляют его номинальные данные.

Методика и объем испытаний для отремонтированного двигателя уста-

навливаются инструкциями, разработанными для конкретной испытательной

станции ремонтного цеха, с учетом требований ГОСТ, ПУЭ и инструкций заво-

дов-изготовителей электродвигателей. Результаты испытаний заносятся в про-

токол.

3.4.Ремонт асинхронных электродвигателей.

Статор наиболее распространенных асинхронных электродвигателей

представляет собой чугунную станину со стальным впрессованным сердечни-

ком из пакета пластин электротехнической стали[3]. Сердечник имеет пазы, в

которые уложены катушки статорной обмотки. Ротор короткозамкнутого дви-

гателя представляет собой вал с укрепленным на нем сердечником. Пазы рото-

292

ра залиты алюминием, образующим короткозамкнутую обмотку ротора. Роторы

короткозамкнутых двигателей старой конструкции выполнены в виде «бели-

чьего колеса». Ротор электродвигателя с контактными кольцами имеет петле-

вую обмотку в виде многовитковых катушек из изолированного обмоточного

провода прямоугольного сечения. Контактные кольца насажены на чугунную

втулку, 3 укрепленную на конце вала ротора, и соединены медными шинками с

обмоткой ротора.

Электродвигатели с контактными кольцами старых конструкций имели

устройство для ручного подъема щеток и одновременного замыкания фазной

обмотки ротора после достижения двигателем номинальной частоты вращения.

В современных конструкциях электродвигателей с фазным ротором токосъем-

ные щетки постоянно прилегают к контактным кольцам, а закорачивание ро-

торной обмотки осуществляется в пусковом реостате. Характерные неисправ-

ности электродвигателей переменного тока были приведены в таблице. Элек-

тродвигатели, поступающие в капитальный ремонт, подвергаются разборке с

выемкой ротора, для чего необходимо снять с ротора укрепленную на нем со-

единительную полумуфту или шкив. Для этой цели применяют специальные

приспособления –съемники, показанные на рис. 3.78. Ручной винтовой съемник

для небольших и средних машин (рис. 3.78, а)где 1 –захват, 2 –скоба, 3 –

рукоятка,4 –винт) После развода захватов и укрепления съемника на шкиве

винт 4 ввертывают до упора в вал и далее, продолжая медленное вращение ру-

коятки 3, стаскивают полумуфту или шкив с вала. Для крупных машин приме-

няют гидравлический съемник на трехколесной площадке (рис. 3.78, б) где. 5 –

площадка, 6 –стойка, 7 –траверса, 8-захват,9 –рукоятка насоса, 10 –плун-

жерный насос Укрепив захваты 8 за полумуфту или шкив, движением рукоятки

9 приводят в действие плунжерныйохране труда, но и в равной мере это отно-

сится к территории предприятия, обычно насыщенной различными коммуника-

циями (сжатого воздуха, газов, пара, воды) с внутризаводским транспортом как

релсовым, так и автомобильным.

Рис. 3.78. Съемники для стаскивания шкивов и полумуфт с валов электродвига-

телей:(а)-ручной винтовой, (б)-гидравлический.

Для обеспечения безопасных условий на предприятиях утверждена тивая

293

сводная номенклатура мероприятий по охране труда. В соответствии с типовой

номенклатурой, обязательной для всех отраслей промышленности, предприятия

обязаны проводить мероприятия по предупреждению несчастных случаев, за-

болеваний на производстве (устройства по защите от вредного действия газов,

пыли, различных излучений, вредного шума и вибраций), общему улучшению

условий труда (рациональное освещение, устройство надлежащих гардеробов,

умывальников, душевых, туалетов, комнат для кормления грудных детей, при-

ема пищи, курения, хранения спецодежды, для отдыха рабочих и т. д.). Прове-

дение администрацией установленных мероприятий по охране труда контроли-

руется инспекцией по охране труда городских, областных и центральных коми-

тетов профсоюзов, а также общественными инспекторами фабрично-заводских

и местных комитетов профсоюза. После медицинского осмотра поступающие

на работу получают до начала работы на предприятии вводный инструктаж.

Вводный инструктаж проводится в рабочее время, индивидуально или с груп-

пой в виде собеседования. В вводном инструктаже освещаются основные во-

просы техники безопасности: правила внутреннего распорядка, поведения на

участках с повышенной опасностью, при погрузочноразгрузочных работах;

правила работы на высоте более 5 м и с электроинструментами и механизмами;

нормы выдачи и сроков замены спецодежды, рекомендации по пользованию

индивидуальными защитными средствами (рукавицы, очки, боты, перчатки);

краткая характеристика причин производственного травматизма и меры предо-

хранения от профессиональных заболеваний; оказание первой доврачебной по-

мощи при ожогах, переломах, поражении электрическим током; ответствен-

ность за нарушение правил техники безопасности. Проведение вводного ин-

структажа отмечается в специальном журнале. Правилам техники безопасности

обучают всех рабочих, не окончивших профессионально-технических училищ и

других специальных учебных заведений. Обучение начинают с момента по-

ступления на работу. Единая программа обучения рассчитана на 12—18 ч. По-

сле окончания обучения проводится проверка знаний комиссией. Результаты

проверки знаний заносят в протоколы, на основании которых каждому рабоче-

му выдается удостоверение по технике безопасности. Некоторые виды работ

требуют специального обучения и проверки знаний. К последним относят: ра-

боту с пиротехническим инструментом (строительно-монтажные пистолеты и

прессы взрывного действия);монтаж соединительных и концевых муфт напря-

жением выше 1000 В, электро- и газосварку, монтаж аккумуляторов, ртутно-

выпрямительных агрегатов, крупных электрических машин и трансформаторов;

работу с электрифицированным инструментом. Правила безопасности для раз-

личных видов работ. К верхолазным относят работы, выполняемые на высоте

более 5 м от поверхности грунта, перекрытия или настила, над которыми про-

изводят работы, или работы непосредственно с элементов конструкций и обо-

рудования. При этом основным средством, предохраняющим отпадения с высо-

ты, является предохранительный пояс. К верхолазным работам допускают ра-

бочих не моложе 18 и не старше 60 лет после специального медицинского

осмотра и получения отметки о пригодности к этим работам. Верхолазные ра-

боты можно производить только при наличии проверенных (с паспортом и бир-

294

кой) предохранительных поясов. До начала работы мастер обязан ознакомить

рабочих с характером и правилами безопасного производства работ и заранее

указать места закрепления цепи предохранительного пояса. Предохранитель-

ные пояса после изготовления испытывают в собранном виде на статическую

нагрузку 300 кгс в течение 5 мин. При повторных испытаниях, проводимых че-

рез каждые 6 мес, статическая нагрузка составляет 225 кгс. Монтажные когти и

их ремни испытывают путем подвески к середине ремня на 5 мин груза в 180 кг

после изготовления и 130 кг при повторных проверках через каждые 6 мес. При

работе с настилов лесов и подмостей мастер обязан проверить соответствие их

требованиям правил, а также следить за тем, чтобы нагрузки на настилы не

превышали допустимых величин, гарантированных строительной организаци-

ей. Конструкции мотажных лестниц и порядок пользования ими имеют суще-

ственное значение для безопасной работы на высоте более 1,5 м от уровня пола

или настила.

Рекомендуется пользоваться инвентарными алюминиевыми лестницами с

площадками и стремянками. При работе с электрифицированным инструмен-

том правилами безопасности допускается применение переносного электроин-

струмента напряжением: не выше 220 В для помещения без повышенной опас-

ности и 36 В для помещений с повышенной опасностью и вне помещений. Если

невозможно обеспечить работающих электроинструментом на напряжение 36

В, то допускается электроинструмент на 220 В, но работать с ним необходимо в

диэлектрических перчатках и при надежном заземлении его корпуса. Правила

разрешают пользоваться электроинструментом на напряжение до 220 В без за-

земления при условии, если последний укомплектован устройством защитного

отключения от сети в случае замыкания на корпус или обрыва заземляющего

провода.

В последние годы промышленность выпускает электроинструмент с

двойной изоляцией, что позволяет отказаться от заземления и устройств защит-

ного отключения. Этот электроинструмент имеет помимо изоляции обмоток

корпус из изоляционного материала или дополнительную изоляцию между

корпусом и электродвигателем. Перед выдачей на руки электроинструмент

должен быть проверен в присутствии рабочего, которому он выдается. Провер-

ку производят мегомметром или на специальном стенде. Работа со строитель-

но-монтажным пистолетом требует умелого обращения с ним и строгого со-

блюдения правил инструкции.

К работе со строительно-монтажным пистолетом допускаются электро-

монтеры–мужчины не моложе 21 года, имеющие образование не ниже 7 клас-

сов и квалификацию не ниже IV разряда тарифной сетки, проработавшие на

монтажных работах не менее трех лет. Выделенные для работы с пистолетом

рабочие после медицинского осмотра и обучения проходят проверку знаний с

выдачей удостоверения. Последнее действительно только на время работы в

той организации, которой оно выдано, при условии ежегодных повторных про-

верок, о чем делаются отметки в удостоверении. При работе с пистолетом

необходимо следить за тем, чтобы за основанием, в которое производят встре-

ливание (стена, потолок), не было людей. При попадании встреливаемого

295

дюбеля на стальную арматуру железобетона возможны случаи рикошета. По-

этому при встреливании в железобетон необходимо пользоваться арматуроис-

кателем. Этот прибор предварительно прикладывают к месту предполагаемой

забивки дюбеля и убеждаются в отсутствии в этом месте стальной арматуры.

Для предохранения от поражения осколками строительного основания и рико-

шета дюбелей необходимо при работе с пистолетом применять универсальный

наконечник, а также рекомендуемые для каждого случая предохранительные

шаблоны и кондукторы. При встреливании дюбелей в металл принимают до-

полнительные меры предосторожности. Предварительно проверяют с помощью

напильника твердость и сталистость металла: если на поверхности металла не

остается пропила, встреливать в него дюбель нельзя. Чрезерная твердость ме-

талла может привести к рикошету и несчастному случаю. Должны быть также

правильно подобраны дюбеля, предназначенные специально для забивки в ме-

талл.Правила безопасности при сварочных работах. Основными условиями без-

опасности при электросварке являются надежное заземление обратного прово-

да, а также металлических частей электросварочных аппаратов, нормально не

находящихся под напряжением (корпуса трансформаторов, генераторов и т. п.).

Важно также следить за сохранностью шланговых проводов, которыми под-

ключается электрод одержатель. В качестве обратного провода при сварке до-

пускается использование стальных шин любого профиля, но достаточного се-

чения, сварочных стеллажей, плит и самих свариваемых конструкций. Опасно и

недопустимо использовать в качестве обратного провода металлоконструкции

здания, санитарно-технические сети (водопровод, отопление, газ) и технологи-

ческое оборудование. Соединения всех элементов обратного провода должны

быть выполнены на болтах, струбцинах и зажимах. Сварочная дуга и брызги

расплавленного металла, образующиеся при сварке, нередко бывают источни-

ками серьезных травм –ослепления и ожогов. Термитную сварку выполняют

только в защитных очках и так, чтобы лицо работающего было удалено не ме-

нее чем на 0,5 м от места сварки. Опасно поправлять рукой горящий или осты-

вающий термитный патрон. Необх одимо особо осторожно обращаться с тер-

митными спичками для зажигания термитных патронов, которые горят даже

при сильном ветре. Их следует оберегать от механических ударов и соприкос-

новения с нагретыми предметами (например, с отопительными приборами и

др.). Несгоревшие термитные спички разрешается бросать только на заранее

выбранную на земле площадку.

3.4.1.Методика поверочных расчетов асинхронных двигателей.

296

Рассмотрим различные случаи поверочных расчетов асинхронных двигателей.

Поверочный расчет при известной индукции в воздушном зазоре. В этом случае

известны паспортные данные машины (номинальная мощность, ток, напряже-

ние, скорость)[25], геометрия зубцового слоя статора и ротора, диаметры и

длина магнитопровода, а также размеры охлаждающих каналов.По формулам

(13.1) и (13.6) определяют расчетную длину активной стали lδ и число эффек-

тивных витков обмотки статора ω1. По формуле (13.7) или (13.8) определяют

число эффективных проводников в пазу uп1 (с округлением до ближайшего це-

лого, желательно четного). Исходя из коэффициента заполнения паза kм, по

формуле (13.10) вычисляют сечение эффективного витка qэф. Зная число эле-

ментарных проводов в одном эффективном nэл, определяют сечение элементар-

ного проводника qэл = qэф/nэл . По сортаменту обмоточного провода и его марке

подбирают провод, сечение которого близко к qэл , и записывают его размеры

d/dиз (диаметры голого и изолированного провода). Проверяют, совпадают ли

значения uп1и d/dиз с известными для данной машины. Если получают близкое

совпадение, то расчет этим ограничивается.

Поверочный расчет при неизвестной индукции в воздушном зазоре.

В этом случае известны исходные данные для предыдущего расчета, а

также количество элементарных проводников в пазу и в одном эффективном,

число параллельных ветвей обмотки, диаметр обмоточного провода. Последо-

вательность расчета следующая.

По формуле определяют расчетную длину сердечника lδ, Определяют зуб-

цовое деление статора t1 и ротора t2 по формулам , а также расчетную высоту

ярма статора (по методике [7, 19]), среднюю длину силовой линии в ярме ста-

тора La, коэффициент воздушного зазора kδ число эффективных проводов в пазу

uп1 по известному числу элементарных проводов в пазу uп1эл и числу элемен-

тарных проводов в одном эффективном uп1 = uп1эл/nэл . По формуле находят

значение индукции в воздушном зазоре Вδ (остальные величины, входящие в

эту формулу, известны).

Определяют индукцию в отдельных участках магнитной цепи двигателя и

рассчитывают намагничивающий ток в соответствии с рекомендациями § 13.2.

На этом этапе расчета можно считать, что падение магнитного напряжения в

ярме и зубцах ротора (Fj+Fz2) составляет примерно 0,9 от падения магнитного

напряжения в ярме и зубцах статора (Fa+ Fz1), и не рассчитывать подробно маг-

нитную цепь ротора. Кроме того, при расчете намагничивающего тока обмо-

точный коэффициент kоб1 если он неизвестен, можно принять равным

0,92.Сравнивают намагничивающий ток с его каталожным значением. Если

значения этих токов близки, расчет прекращается. Если расчетный ток суще-

ственно отличается от каталожного, то продолжают расчет магнитной цепи,

изменяя индукцию в воздушном зазоре. Если расчетный ток меньше (больше)

каталожного, то увеличивают (уменьшают) индукцию Вδ и повторяют расчет,

предварительно определив по формуле число эффективных проводов в пазу,

соответствующее новому значению индукции Вδ.Расчет магнитной цепи про-

должается до тех пор, пока не получат близкого совпадения расчетного и ката-

ложного намагничивающего тока.Определяют новое сечение обмоточного при-

297

вода

(3.69)

и подбирают по нему ближайший стандартный, записывая его параметры (диа-

метры и сечение).

По полученному сечению эффективного витка (qэл.нов ∙ nэл) определяют

плотность тока –∆1 = I1ном/(a1qэф), вычисляют по формуле линейную нагрузку, а

затем коэффициент пропорциональности перегрева A1 ∙ ∆1 .

По формулам проверяют коэффициенты заполнения паза kм и kз. Если kз ≤

0,72÷0,74, расчет считается законченным. Если площадь паза за вычетом пло-

щади изоляции S′п неизвестна, то ограничиваются проверкой коэффициента kм,

так как при известной геометрии паза его площадь в свету Sп.св нетрудно опре-

делить. Рекомендуемые значения kм приведены: в § 13.2.

Поверочный расчет при отсутствии обмоточных и паспортных дан-

ных. В этом случае расчет существенно усложняется, поскольку правильность

расчета индукции в воздушном зазоре можно окончательно установить лишь

после испытаний двигателя на холостом ходу. Для восстановления обмоточных

и паспортных данных необходимо перед началом расчета определить исполне-

ние двигателя (способ охлаждения и защиты от воздействия окружающей сре-

ды), тип изоляции листов сердечника магнитопровода, марку стали (или ее

магнитные характеристики) и все размеры сердечника. Кроме того, должны

быть заданы рабочее (номинальное) напряжение, частота питающей сети и ча-

стота вращения.Как видно из предыдущего варианта расчета, если величина то-

ка холостого хода отличается от каталожной, то необходимо варьировать вели-

чинами Вδ, и числами витков обмотки (с соответствующим изменением их се-

чения). Для ограничения вариантов расчета можно рекомендовать графоанали-

тический метод определения оптимального значения индукции Вδ, состоящий в

следующем (рис.3.79).Задаются тремя различными значениями индукции в воз-

душном зазоре Вδ1 , Вδ2 , Вδ3. Причем Вδ1, Вδ3 –граничные значения индукции

согласно данным [7, 19], а Вδ2 –ее среднее значение. По формуле определяют

соответствующее этим индукциям количество эффективных проводников в па-

зу uп1 , uп2 , uп3. не проводя их округления. Число параллельных ветвей a1 при-

нимают равным единице. По формуле определяют число витков фазы ω1 также

не проводя его округления до целого. Проводят расчет магнитной цепи (см. §

13.3) для трех выбранных значений индукции в воздушном зазоре, определяя

три значения намагничивающего тока Iμ.

298

Рис.3.79. Графики для расчета оптимального значения индукции асинхронного

двигателя при отсутствии его паспортных и обмоточных данных.

Задаваясь средней плотностью тока Ai по [7, 19], определяют номиналь-

ный ток I1н = ∆1 ∙ qэф ,а затем относительное значение намагничивающего тока iμ

(в %). Задаются средними значениями энергетических показателей и по форму-

ле определяют мощность Р2. Как отмечалось, эти расчеты проводятся для трех

значений Вδ. В результате получаем зависимость Вδ→iμ→Р2 , на основании ко-

торой строится кривая 1 –iμ = f (P2) (см. рис.3.79). Для трех полученных значе-

ний мощности Р2 и известной частоты вращения по [7, 16, 19, 24] находят пре-

дельные значения намагничивающего тока и строят зависимость iμпр =f(P2) –

кривая 2.Точка К пересечения кривых 1 и 2 определяет мощность Р2опт, при ко-

торой удовлетворяется значение допустимого и намагничивающего тока, т. е.

магнитные нагрузки двигателя находятся в заданных пределах.Построив зави-

симости Вδ =f(Р2) и uп=f(Р2) (кривые 3, 4 на рис.3.79), для полученного значения

Р2опт определяют оптимальное значение индукции Вδопт (точка М) и соответ-

ствующее ей число эффективных проводников uп.опт (точка L). Для получения

равносекционной двухслойной обмотки ип должно быть четным числом, одно-

слойной –целым. Так как было принято, что а1 = l, то ип округляют до требуе-

мого значения (можно также идти по пути увеличения ai).Еще раз по формуле

определяют сечение эффективного проводника при новом значении ип. В слу-

чае необходимости этот эффективный проводник разбивают на несколько эле-

ментарных (по технологическим соображениям диаметр изолированного про-

вода не должен превышать 1,6—1,8 мм). Окончательно определяют размеры

провода (d/dиз) и nэл .По формуле проверяют величину коэффициента заполне-

ния kз (конструкция пазовой изоляции либо известна, либо ей следует задать-

ся).Определяют номинальный ток по формуле I1н = ∆qэфа1 и полезную мощ-

ность Р2. На этом расчет заканчивается.В ряде случаев дополнительно прово-

дится построение схемы обмотки и уточняется обмоточный коэффициент kоб1.

3.4.2. Пересчет асинхронных двигателей на другое напряжение, ча-

стоту вращения и частоту питания.

Пересчет обмотки статора на другое напряжение без изменения основных

характеристик двигателя возможен, если класс напряжения не изменяется (дви-

гатели с напряжением до 600–690 В), либо если пересчет ведется на более низ-

299

кое напряжение[25]. В этих случаях не увеличивается площадь изоляции в пазу

и удается сохранить электромагнитные нагрузки машины, ее номинальную

мощность и энергетические показатели без изменений.

Изменение частоты вращения асинхронных двигателей связано с измене-

нием числа пар полюсов. При увеличении частоты вращения следует проверять

механическую прочность ротора и индукцию в ярме статора. При снижении ча-

стоты вращения внимание следует уделять вопросам нагрева обмотки статора

из-за ухудшения условий охлаждения, поскольку площадь охлаждения и венти-

лятор остаются без изменений.При изменении частоты питающего напряжения

следует проверять механическую прочность ротора в случае увеличения часто-

ты, индукцию в ярме статора и нагрев –в случае уменьшения частоты.

Пересчет обмотки статора на другое напряжение. Для сохранения ра-

бочих свойств двигателя необходимо, чтобы магнитный поток (или индукция в

воздушном зазоре), а также линейная нагрузка (или объем тока в пазу) остава-

лись без изменений.

Из условия постоянства магнитного потока следует, что

uп.ст/uп.нов = Uст/Uнов , откуда uп.нов = (uп.стUнов)/Uст , (3.70)

где uп.ст , uп.нов –старое и новое число эффективных проводников в пазу;

Uст , Uнов –старое и новое значения фазного напряжения обмотки статора.

Из условия постоянства линейной нагрузки следует, что

uп.ст qст = uп.нов qнов откуда qнов = qст uп.ст /uп.нов (3.71)

где qст, qнов –старое и новое сечения эффективного проводника.

Полученное значение uп следует округлить в соответствии с рекомендациями §

13.3, сечение qнов –в соответствии с сортаментом провода. Округленные значе-

ния uп и q не должны отличаться от рассчитанных более чем на 5%.

Пересчет двигателя на другую частоту вращения. Пересчет двигателя

на другую скорость путем изменения числа пар полюсов при неизменном

напряжении сети, схеме соединения обмотки статора, частоте питающей сети и

индукции в воздушном зазоре связан с изменением магнитного потока [см.

формулу (13.5)].

Мощность двигателя при заданных размерах магнитопровода и неизмен-

ном обмоточном коэффициенте можно определить по формуле

P2 = knAВδ , (3.72)

где А, Вδ –линейная нагрузка и индукция в воздушном зазоре; п –частота вра-

щения; k –коэффициент пропорциональности, характерный для данной маши-

ны.Тогда при изменении частоты вращения получается

(3.73)

Из формулы (3.73) вытекает, что при неизменных электромагнитных нагрузках

мощность двигателя изменяется пропорционально изменению частоты враще-

ния. Однако с ростом частоты вращения увеличиваются полюсное деление и

300

магнитный поток на полюс, что может привести к чрезмерному росту индукции

в ярмах статора и ротора, поскольку магнитная система машины остается неиз-

менной. Поэтому часто необходимо уменьшать индукцию в воздушном зазоре,

чтобы сохранить на приемлемом уровне индукцию в ярмах, которая рассчиты-

вается по формуле

(3.74)

Индукция в зубцах определяется отношением ширины зубца к зубцовому деле-

нию и при неизменной Вδ остается без изменений.Предельные индукции в ярме

статора составляют 1,4—1,6 Тл (см. [7, 19]), что примерно в два раза больше

индукции в воздушном зазоре Вδ, т. е. Ва ≈ 2,0Вδ. Кроме того, для асинхронных

двигателей без радиальных каналов длину активной стали можно принять рав-

ной расчетной длине машины. Тогда из формул (3.73) и (3.74) находим мини-

мальное число полюсов

p ≈ 0,25 D1/ha , (3.75)

где D1 –внутренний диаметр статора, м; ha –высота ярма статора, м.

Полученное значение р следует округлить до ближайшего большего целого и

проверить, удовлетворяет ли оно требуемой частоте вращения при сохранении

неизменных электромагнитных нагрузок. Если требуемая частота вращения не

удовлетворяется, то пересчет на требуемую частоту вращения должен прово-

диться при уменьшенных значениях Вδ , а следовательно, и индукции в зубцах.

В этом случае мощность двигателя будет расти в меньшей степени, чем частота

вращения.Вторая проверка, которую следует производить при пересчете на бо-

лее высокую частоту вращения, –проверка механической прочности ротора.

Так как механические усилия в роторе пропорциональны его окружной скоро-

сти, то проверка ведется по этому последнему показателю без проведения по-

дробных механических расчетов. Окружная скорость ротора не должна превы-

шать 30—40 м/с для ротора с фазной обмоткой и 40–60 м/с –для ротора с литой

обмоткой.

Если пересчет ведется на более низкую частоту вращения, то отпадает необхо-

димость в этих проверках, поскольку механические усилия в роторе и индукция

в ярме при этом будут уменьшаться. Если зубцы статора и ротора имели недо-

статочную магнитную нагрузку (Вz1(2)< Вzдоп), то можно увеличивать индукцию

в воздушном зазоре, доводя индукцию в зубцах до предельных значений. В

этом случае мощность двигателя будет уменьшаться в меньшей мере, чем ча-

стота вращения. На этом этапе расчета линейную нагрузку оставляют без изме-

нения.

При пересчете должны быть известны паспортные данные старого двигателя

(номинальные напряжение, ток, мощность и частота вращения), геометриче-

ские размеры его сердечника и зубцового слоя, его обмоточные данные и раз-

меры провода. Порядок пересчета следующий.В случае пересчета на более вы-

сокую скорость проводят проверку механической прочности ротора. При этом в

случае положительного решения проворяют возможность сохранения неизмен-

301

ной индукции в воздушном зазоре по формуле (13.19). Определяют сечения от-

дельных участков магнитной цепи и значения индукции в этих участках (Вδ,

Вz1(2), Вa(j)), соответствующие старой машине. Определяют электрические

нагрузки старой машины (∆, А, ∆А). Проводят корректировку индукции в воз-

душном зазоре по допустимой индукции в ярме (повышение скорости) или в

зубцах (снижение скорости) в соответствии с рекомендациями [7, 19]. Полагая

неизменным фазное напряжение и частоту питающей сети, число параллельных

ветвей обмотки статора и коэффициенты kE, kоб 1 определяют новое число эф-

фективных проводников в пазу. Из формулы (3.74) следует

(3.76)

Далее определяют новое сечение эффективного проводника по формуле

(3.71), подбирают необходимое число элементарных проводников и их разме-

ры, а также новое число параллельных ветвей обмотки, если это необходимо.

Полагая неизменной плотность тока, находят новое значение линей-

ной нагрузки

(3.77)

Определяют новую мощность двигателя по формуле (13.17) и ток при неизмен-

ных энергетических показателях

Iф.нов = Iф.стP2нов/P2ст . (3.78)

В случае пересчета на более высокую скорость условия охлаждения улучшают-

ся и тепловой расчет можно не выполнять. При переходе на меньшую скорость

охлаждение обычно ухудшается, что требует проведения теплового расчета для

обоснования принятых электромагнитных нагрузок.

Пересчет двигателя на другую частоту питания.

Как правило, пересчеты осуществляются с 50 на 60 Гц или с 60 на 50

Гц.В обоих случаях изменение индукции и частоты вращения при неизменном

напряжении и числе эффективных проводников составляет около 20%. При пе-

ресчете двигателя с 50 на 60 Гц не требуется проверка механической прочности

ротора, так как он обладает достаточно большим запасом прочности.

Изменение частоты питающего напряжения приводит к изменению маг-

нитного потока и индукции в отдельных участках магнитопровода. Поэтому

при указанных пересчетах стремятся сохранить неизменной индукцию в воз-

душном зазоре (за счет изменения числа эффективных проводников uп), чтобы

сохранить требуемую перегрузочную способность двигателя.

Поэтому ход пересчета при неизменном напряжении питания следующий.

Определяют новое значение числа эффективных проводов в пазу. При

неизменном магнитном потоке

ω1ст fст = ω1нов fнов = uп.ст fст = uп.нов fнов

или

302

uп.нов = uп.ст fст/fнов . (3.79)

Округляют uп.нов до ближайшего целого и уточняют значение индукции в воз-

душном зазоре Вδнов. Определяют сечение эффективных (или элементарных)

проводников по формуле (3.71) и проводят выбор нормированного провода. По

формуле (3.77) определяют новое значение линейной нагрузки, по формуле

(3.73)—новую мощность, по формуле (3.78) –ток. При расчетах полагают, что

nнов/nст = fнов/fст .

Если хотят оставить электрическую мощность неизменной, то уменьшают

расчетные электрические нагрузки при переходе на большую частоту питания.

При переходе на меньшую частоту питания ограничителем электрических

нагрузок (А, ∆А∆) является допустимый перегрев обмоток, так как охлаждение

двигателя ухудшается.

3.4.3.Электробезопасность

Воздействие электрического тока на организм человека зависит от мно-

гих факторов: напряжения и силы тока, частоты и продолжительности воздей-

ствия тока, состояния кожи (сухая, влажная), некоторых болезней сердца, ха-

рактера прикосновения (кратковременное, точечное или плотное), от пола, на

котором стоит человек (металлический, бетонный, деревянный) [14]. Состояние

опьянения сильно понижает сопротивление организма электрическому току.

Поражения электрическим током могут произойти как при высоком, так и при

низком напряжениях. Статистика показывает, что больше всего несчастных

случаев происходит при напряжениях 380 и 220 В, т. е. в таких установках, где

чаще всего работают люди, не всегда имеющие достаточную специальную под-

готовку. Постоянный ток оказывает менее сильное воздействие, чем перемен-

ный ток той же силы. Принято считать, на основании экспериментальных дан-

ных, безопасной для человека силу тока: переменного до 10 мА, постоянного до

50 мА. При воздействии более высоких токов происходят непроизвольные су-

дорожные сокращения мышц; человек не может самостоятельно оторвать руку

от токоведущей части и, если ему не будет оказана помощь, происходит пара-

лич дыхания и сердца. Опасно не только непосредственное прикосновение к

токоведущим частям. Часто причиной поражения электрическим током являет-

ся повреждение изоляции токоприемников. В этом случае металлический кор-

пус токоприемника находится в контакте с оголенными токоведущими частями

и, следовательно, прикосновение к металлическому корпусу может стать таким

же опасным, как и прикосновение к оголенным токоведущим частям. К персо-

налу, обслуживающему электроустановки, предъявляют специальные требова-

ния. При приеме на работу по эксплуатации электроустановок поступающий

обязательно проходит медицинский осмотр, при котором проверяют его здоро-

вье, отсутствие болезней, увечий и дефектов, при наличии которых работа по

эксплуатации электроустановок протиопоказана. В процессе работы проводят

повторные медицинские осмотры не реже 1 раза в 2 года. Для некоторых уста-

новок, связанных с повышенной вредностью (например, эксплуатация ртутных

выпрямителей, работы верхолазов на высоте, высокочастотные установки), по-

вторные медицинские осмотры осуществляют 1 раз в 6—12 мес. После меди-

303

цинского осмотра поступающий на работу проходит вводный (общий) инструк-

таж по технике безопасности и проверку в квалификационной комиссии, при-

сваивающей квалификационную группу соответственно его знаниям правил

техники безопасности и опыту работы и выдающей удостоверение на право ра-

боты в данной электроустановке.

Установлено пять квалификационных групп. I группа. В эту группу вхо-

дят лица, связанные с обслуживанием электроустановок, но не прошедшие про-

верку знаний правил техники безопасности. Они не имеют электротехнических

знаний и отчетливых представлений об опасности поражения электрическим

током и мерах предосторожности. Работников этой труппы инструктируют при

допуске к работам. Работают они под непрерывным наблюдением лиц, имею-

щих квалификационную группу II и выше. II группа. К ней относят электро-

монтеров, электрослесарей, крановщиков, электросварщиков, практикантов ин-

ститутов, техникумов и технических училищ и практиков-электриков. Чтобы

получить квалификацию II группы, необходимо иметь стаж работы на данной

установке не менее 1 мес (практикантам стаж не требуется), определенный ми-

нимум электротехнических знаний, отчетливое представление об опасности по-

ражения электрическим током и основных мерах предосторожности при экс-

плуатации электроустановок. III группа. К ней относят электромонтеров и элек-

трослесарей, дежурный и оперативный персонал, наладчиков, связистов и прак-

тикантов институтов и техникумов, начинающих инженеров и техников. Для

получения квалификации III группы работник должен иметь не менее 6 мес

общего стажа работы (окончившие технические и ремесленные училища –не

менее 3 мес, практиканты институтов и техникумов, начинающие инженеры и

техники –не менее 1 мес стажа по II группе). Кроме электротехнических знаний

и отчетливого представления об опасности поражения электрическим током,

мерах предосторожности и оказании первой помощи работники III группы

должны знать те разделы Правил технической эксплуатации и безопасности об-

служивания (ПТЭБО), которые относятся к их обязанностям, и уметь вести

надзор за работами в электроустановках. IV группа. Для получения IV группы

работник должен иметь стаж работы не менее 1 года (окончившие технические

и ремесленные училища—не менее 6 мес, начинающие инженеры и техники –

не менее 2 мес). Кроме знаний, необходимых для III группы, для получения IV

группы надо знать Правила технической эксплуатации и безопасности обслу-

живания, уметь свободно разбираться во всех элементах данной электроуста-

новки, а также организовывать безопасное ведение работ в электроустановках.

V группа. Ее присваивают мастерам, техникам и инженерам с законченным

средним или высшим образованием и со стажем работы не менее 6 мес, а также

монтерам, мастерам и практикам, занимающим инженерно-технические долж-

ности при наличии стажа не менее 5 лет. Для окончивших технические и ре-

месленные училища достаточен стаж 3 года. Для получения квалификации V

группы работник должен не только иметь знания, необходимые для IV группы,

и твердо знать Правила технической эксплуатации и безопасности, но и иметь

ясное представление о том, чем вызваны требования каждого пункта правил,

уметь организовать безопасное производство комплекса работ и вести надзор за

304

ними при любом напряжении. Заземление и защитные меры безопасности. Что-

бы защитить людей от поражения электрическим током при случайном прикос-

новеии их к токоведущим частям токоприемников и при повреждении изоля-

ции, корпуса электрооборудования заземляют. Для заземления в первую оче-

редь используют естественные заземлители –металлоконструкции сооружений,

арматуру железобетонных конструкций, трубопроводы и другое оборудование,

имеющее надежное соединение с землей. В Правилах устройства электроуста-

новок (гл. 1—7) перечислены условия, при которых можно использовать есте-

ственные заземлители. Рекомендуется применять одно общее заземляющее

устройство для заземления электроустановок различных назначений и напря-

жений.

В тех случаях, когда невозможно выполнить заземление или защитное

отключение электроустановки или когда устройство заземления трудно осуще-

ствить по технологическим причинам, разрешается обслуживание электроуста-

новки с изолирующих площадок, но должна быть исключена возможность од-

новременного прикосновения к незаземленным частям электрооборудования и

к частям зданий или оборудования, соединенным с землей. Различают заземля-

ющие устройства: при больших токах замыкания на землю (при малых токах

замыкания на землю (напряжением выше 1000 В при однофазном токе замыка-

ния на землю менее 500 А); при глухозаземленной нейтрали трансформатора

или генератора, присоединенной к заземляющему устройству непосредственно

или через малое сопротивление (трансформаторы тока и др.); при изолирован-

ной нейтрали, не присоединенной к заземляющему устройству или присоеди-

ненной через аппараты, имеющие большое сопротивление или устройства,

компенсирующие емкостный ток в сети. При напряжении электроустановки 220

В и выше переменного и постоянного тока во всех случаях необходимы

устройства заземления, причем следует заземлять: корпуса электрических ма-

шин, аппаратов, светильников и др.; приводы электрических аппаратов; вто-

ричные обмотки измерительных трансформаторов тока и напряжения; каркасы

распределительных устройств, щитов, пультов, щиткоа и шкафов с электрообо-

рудованием; опорные кабельные конструкции, корпуса кабельных муфт, метал-

лические оболочки силовых и контрольных кабелей, проводов, стальные трубы

электропроводки и другие металлоконструкции, связанные с установкой элек-

трооборудования, в том числе передвижных и переносных электроприемников.

Не требуется заземлять: оборудование, установленное на заземленных

металлоконструкциях, причем на опорных поверхностях оставляют зачищен-

ные и не* Защитным отключением называют устройство, автоматически от-

ключающее все фазы или полюса аварийного участка сети с полным временем

отключения с момента возникновения однофазного замыкания не более 0,2 с.

закрашенные места, чтобы обеспечить хороший электрический контакт; корпу-

са электроизмерительных приборов и других аппаратов, установленных на щи-

тах, пультах и на стенах камер распределительных устройств; съемные или от-

крывающиеся части на металлических каркасах щитов, пультов, камерах рас-

пределительных устройств и др. Вместо заземления отдельных электродвигате-

лей и аппаратов на стенках и другом оборудовании можно ограничиться зазем-

305

ленем станины станка при условии, если обеспечен надежный контакт между

корпусом электрооборудования и станиной В сетях с изолированной нейтралью

напряжением до 1000 В (рис.3.80, а)где 1–сопротивление изоляции провода се-

ти по отношению к земле, 2 –электроприемник, 3 –место пробоя фазного про-

вода на корпус, 4 –человек) при прикосновении к заземленному корпусу, ока-

завшемуся вследствие пробоя изоляции под напряжением, человек оказывается

присоединенным параллельно к цепи замыкания корпуса на землю.

Рис.3.80. Заземление электроприемников:в сети с изолированной нейтра-

лью(а),в сети с заземленной нейтралью(б)

Если заземление корпуса выполнено доброкачественно, т. е. имеет малое

сопротивление, через это заземление пойдет основная часть тока, а через тело

человека пойдет незначительный ток, не представляющий опасности для жиз-

ни. Таким образом, надежное защитное заземление должно иметь определенное

сопротивление: не более 4 Ом по ПУЭ для установок напряжением до 1000 В.

Если сеть питается от небольших генераторов и трансформаторов мощностью

до 100 кВА, сопротивление заземляющего устройства допускается до 10 Ом. В

сетях с глухозаземленной нейтралью напряжением до 1000 В (рис.3.80, б) где 2

–электроприемник, 3 –место пробоя фазного провода на корпус, 4 –человек 5 –

нулевой провод) в случае пробоя изоляции на корпусе и прикосновения к нему

человека опасность поражения электрическим током может быть предотвраще-

на, если корпус электроприемника 2 металлически присоединить к четвертому

(нулевому) проводу 5 и таким образом связать его электрически с заземленной

нейтралью трансформатора. При этом замыкание рабочей фазы на корпус пре-

вращается в короткое замыкание и аварийное место отключается предохрани-

телем или автоматом, что обеспечивает безопасность человека, прикасающего-

ся к корпусу этого токоприемника. Выводы фаз и нейтрали трансформаторов и

генераторов на распределительный щит выполняют обычно шинами, причем

проводимость нулевой шины берут не менее 50% проводимости фазной шины.

Если эти выводы кабельные, кабели должны быть обязательно четырехжиль-

ными. Кабели с алюминиевой оболочкой могут быть трехжильными (алюмини-

евую оболочку в этом случае используют в качестве четвертой, нулевой жилы).

Сопротивление заземляющего устройства, к которому присоединены нейтрали

мощных трансформаторов и генераторов, должно быть не более 4 Ом, а при

мощности трансформатора и генератора до 100 кВА –не более 10 Ом. В элект-

роустановках напряжением до 1000 В с глухозаземленной нейтралью нельзя за-

306

землять корпуса электрооборудования, если у них нет надежной металлической

связи с нейтралью трансформатора через присоединение нулевого провода (или

шины). В этих же сетях нельзя использовать свинцовые оболочки кабелей в ка-

честве заземляющих проводников. Как уже отмечалось, в первую очередь ис-

пользуют естественные заземлители: различные трубопроводы, проложенные в

земле (кроме содержащих горючие или взрывчатые жидкости и газы, а также

покрытые изоляцией для защиты от коррозии), обсадные трубы артезианских

скважин, металлоконструкции и арматуру железобетонных сооружений. Пра-

вила требуют, чтобы все естественные заземлители были связаны с заземляю-

щими магистралями не менее чем двумя проводниками, присоединенными к

заземлителю в разных местах. Размеры стальных заземлителей и заземляющих

проводников по ПУЭ должны быть не меньше:для прямоугольного профиля се-

чением 24 мм2 при толщине 3 мм в здании и 48 мм2 при минимальной толщине

4 мм в земле и наружных установках; для угловой стали толщиной полок 2 мм в

здании, 2,5 мм в наружных установках и 4 мм в земле; для стальных газопро-

водных труб толщиной стенок 1,5 мм в здании, 2,5 мм в наружных установках и

3,5 мм в земле. Стальные тонкостенные трубы можно использовать в качестве

заземляющих проводников только внутри здания при толщине стенки не менее

1,5 мм. Эксплуатация заземлений. Защитное заземление –ответственная часть

электроустановки, от которой зависит безопасность людей. За состоянием сети

заземления при эксплуатации организуется регулярный надзор. Наружную

часть заземляющей проводки осматривают одновременно с текущими и капи-

тальными ремонтами. На промышленных предприятиях не реже 1 раза в год

измеряют сопротивление заземляющих устройств, для чего применяют специ-

альные приборы –измерители заземления. Ежемесячно проверяют состояние

пробивных предохранителей. Эти предохранители устанавливают на стороне

низшего напряжения трансформаторов с изолированной нейтралью при вто-

ричном напряжении до 660 В. При повреждении изоляции o6MofoK трансфор-

матора и переходе высшего напряжения на обмотку низшего в пробивном

предохранителе происходит пробой промежутка и соединение сети низшего

напряжения с заземлением. В электроустановках напряжением до 1000 В 1 раз

в 5 лет должно производиться измерение полного сопротивления петли «фаза –

нуль» для наиболее удаленных электроприемников (неменее 10% от общего

количества). Защитные и предупредительные средства. Защитные средства

предохраняют обслуживающий персонал от поражения электрическим током.

Их разделяют на следующие группы: изолирующие защитные средства; пере-

носные указатели (индикаторы) напряжения; временные переносные защитные

заземления; предупредительные плакаты. Изолирующие защитные средства де-

лятся на основные и дополнительные. Основные служат для того, чтобы можно

было работать, касаясь ими токоведущих частей, находящихся под напряжени-

ем, дополнительные сами по себе не могут обеспечить безопасность, их можно

применять лишь с основными изолирующими средствами. К основным защит-

ным средствам относят изолирующие штанги, которыми выполняют отключе-

ния и включения аппаратов, клещи для установки и снятия трубчатых предо-

хранителей и клещи для измерения тока (токоизмерительные). Резиновые пер-

307

чатки, галоши, боты, резиновые коврики, дорожки и изолирующие подставки

относят к дополнительным средствам. Изолированные рукоятки монтерского

инструмента, а также диэлектрические перчатки в установках до 1000 В явля-

ются основными защитными средствами. Для выполнения операций с изоли-

рующей штангой рабочий надевает диэлектрические перчатки. В наружных

установках он, кроме того, должен стоять на основании из изоляционного ма-

териала. Изолирующие клещи для установки и снятия предохранителей высо-

кого напряжения применяют только в том случае, когда работающий надел ди-

электрические перчатки. Клещи для измерения тока в цепях высокого напряже-

ния без отключения цепей используют при напряжении до 10 кВ только при

надетых диэлектрических перчатках. Изолирующие штанги и токоизмеритель-

ные клещи запрещено применять в открытых установках во время сырой пого-

ды, дождя и снега. Штанги, постоянно находящиеся на месте, подвергают пе-

риодическим испытаниям 1 раз в 2 года для установок напряжением выше 1000

В. Измерительные штанги и клещи испытывают 1 раз в год. Применяют ди-

электрические резиновые перчатки двух видов: для установок напряжением до

1000 В и выше 1000 В. По внешнему виду эти перчатки не отличаются друг от

друга, но их защитные свойства различны. Перчатки имеют клеймо с указанием

напряжения, для которого они предназначены. Для установок до 1000 В их ис-

пытывают напряжением 3,5 кВ, а для установок свыше 1000 В –напряжением 9

кВ. Перчатки регулярно (1 раз в бмес.) подвергают специальным электриче-

ским испытаниям. Кроме того, перед употреблением необходимо внимательно

осмотреть, нет ли на них трещин, порезов и проколов. Для этого закручивают

каждую перчатку к пальцам. Если имеются дефекты, через поврежденные места

выходит воздух. Перчатки 1 раз в 3 мес дезинфицируют и посыпают тальком.

Надевая перчатки, их натягивают на рукава верхней одежды. Диэлектрические

галоши и боты изготовляют из специальных сортов резины светло-серого или

бежевого цвета и не лакируют. Галоши и боты хранят в темном сухом помеще-

нии при температуре от 5 до 20° С (на расстоянии не менее 1 м от печей и ото-

пительных приборов) и подвергают электрическим испытаниям 1 раз в 6 мес.

Диэлектрические резиновые коврики и дорожки изготовляют для установок

напряжением выше 1000 В. Они должны иметь соответствующее клеймо, толь-

ко при наличии которого их можно применять в качестве защитных средств.

Электрические испытания ковриков и дорожек выполняют 1 раз в 2 года. По-

мимо испытаний, их 1 раз в Змее, подвергают внешнему осмотру и при обна-

ружении трещин, пузырей и заусенцев в эксплуатацию не допускают. Изоли-

рующие подставки состоят из деревянного настила, установленного на фарфо-

ровых опорных изоляторах. Высота подставки от пола до нижней поверхности

настила должна быть не менее 100 мм. Настил делают из планок хорошо высу-

шенного дерева и окрашивают масляной краской или двойным слоем лака. За-

зор между планками должен быть не более 25 мм. Переносные указатели (ин-

дикаторы) напряжения имеют обычно неоновую лампу и изолирующую штан-

гу. Прикоснувшись указателем к токоведущим частям, можно определить,

находятся ли они под напряжением.Индикаторы изготовляют высокого (для

установок напряжением выше 1000 В) и низкого (для установок напряжением

308

от ПО до 500 В) напряжения. При пользовании индикатором высокого напря-

жения обязательно применяют диэлектрические перчатки, а в наружных уста-

новках –дополнительно изолирующее основание. Временные переносные за-

щити ые заземления требуется при ремонтных работах подсоединять к земле, а

затем к токоведущим шинам. В местах подсоединения переносных заземлений

токоведущие шины необходимо зачищать от краски и смазывать вазелином.

Проводники переносных заземлений должны быть медные сечением не менее

25 мм2. Много несчастных случаев происходит при неправильном пользовании

переносным электроинструментом и переносными лампами, поэтому их перио-

дически осматривают и проверяют. В производственных помещениях надо

применять переносные инструменты и лампы на напряжение 36 В, а в особо

опасных помещениях–лампы на 12 В. Переносные лампы не должны иметь то-

коведущих частей, доступных для прикосновения. Штепсельные розетки и вил-

ки для переносных токоприемников в производственных помещениях имеют

специальные контакты для присоединения заземляющих проводников. Преду-

предительные плакаты предупреждают обопасности приближения к частям,

находящимся под напряжением, и запрещают выполнять операции с аппарата-

ми, которыми можно подать напряжение на место работ, а также указывают

персоналу места, подготовленные к работе, напоминают о принятых мерах.

Рис. 3.81. Предупредительные плакаты: предостерегающие (а), запрещающие

(б),разрешающие (в)

Плакаты разделяют на четыре группы: предостерегающие (рис.3.81, а),

запрещающие (рис. 3.81, б), разрешающие (рис.3.81, в) и напоминающие. Кро-

ме того, плакаты бывают постоянные и переносные. Кроме перечисленных

применяют защитные средства от действий дуги, продуктов горения и механи-

ческих повреждений (защитные очки, брезентовые рукавицы, противогазы).

3.4.5. Разборка и сборка электродвигателей.

Порядок разборки каждой ремонтируемой электрической машины опре-

деляется ее конструкцией и необходимостью сохранения имеющихся исправ-

ных частей, а степень разборки –полнотой и характером предстоящего ремон-

та[22]. Если предварительные осмотр и испытания позволяют судить о харак-

тере предстоящего ремонта электрической машины, необходимо до начала ее

разборки проверить наличие требуемых для ремонта материалов, изделий и за-

пасных частей соответствующих размеров, марок и характеристик.

Разборка электродвигателей. До начала ремонта необходимо

309

просмотреть документацию на электродвигатель, подлежащий ремонту;

проверить, производилась ли при предыдущем ремонте замена подшипников

качения или перезаливка подшипников скольжения; установить, сколько часов

отработали подшипники качения после за- мены, каковы были зазоры в под-

шипниках скольжения при последнем замере, не остались ли неустраненными

какие-либо дефекты, не появились ли дефекты при работе электродвигателя.

На основании этих данных решается вопрос об объеме ремонта электродвига-

теля.

Разбирать электрическую машину необходимо осторожно, не допуская

повреждения или потери отдельных ее частей. Недопустимо пользоваться зу-

билом, наносить резкие удары или прилагать очень большие уси-

лия.Поступающая в ремонт электрическая машина должна быть укомплектова-

на всеми необходимыми деталями: возбудителем, под- шипниками, обмотками,

траверсами со щеткодержателями и др. Рассмотрим наиболее эффективные

способы разборки машин. прокладку, или съемниками (рис. 3.82, где а –

винтовой съемник, б –гидравлический съемник, в –съемник для стаскивания

подшипников качения захватом за подшипник, г –съемник для стаскивания

подшипников качения захватом болтами за крышки или капсулы подшипника;

1 –червячный винт с головкой, 2 –регулировочная гайка, 3 –тяги (захваты), 4–

площадка, 5 –стойка, 6 –траверсы, 7 –плунжерный насос, 8 –рукоятка штока

насоса, 9 –пластинка со штифтами, 10 –шпильки, 11–плита, 12 –диск, 13 –

корпус съемника).Если ручным или гидравлическим съемником при макси-

мально возможном усилии или давлении не удается снять полумуфту, то ее

следует подогреть.

Рис. 3.82. Съемники для снятия (распрессовки) полумуфт и подшипников

качения с валов электрических машин.

Снятие шкива или полумуфты. Порядок работ при снятии: от- винчивают

стопорный винт или выбивают клиновую шпонку, место посадки шкива зали-

вают керосином. Неплотно насаженный шкив снимают легкими ударами мо-

лотка, наносимыми по ступицам шкива через деревянную

310

Снятие подшипниковых щитов. Перед снятием подшипниковых торцо-

вых щитов у двигателей с подшипниками скольжения замеряют зазоры между

валом и вкладышами для решения вопроса о перезаливке вкладышей. При

этом отвинчивают крепления крышек или фланцев, крепящих подшипники,

снимают крышки или фланцы, ослабляют крепления, сдвигают на вал траверсу

с держателем, выпускают масло из подшипников и отвинчивают болты, кре-

пящие подшипниковый щит к корпусу. Если двигатель имеет контактные

кольца, то до снятия подшипниковых щитов вынимают щетки из щеткодержа-

телей (если щеточный механизм можно не снимать). На ребра щита и корпус

машины наносят метки, по которым при сборке машины подшипниковый щит

устанавливают в прежнее положение. Легкими ударами молотка через дере-

вянную прокладку по выступающим ребрам щита отделяют его от корпуса

машины.

В подшипниковом щите крупных машин нарезана резьба, в которую за-

винчивают болт и снимают щит. После того как подшипниковый щит отделен

от корпуса, его сдвигают по валу машины. Чтобы не повредить железо и изо-

ляцию обмоток при снятии щита, в воздушный зазор между ротором и стато-

ром кладут лист плотного картона, на который укладывается ротор после сня-

тия щита.

Выемка ротора (якоря). В электродвигателях небольшой мощности после

снятия обоих подшипниковых щитов ротор вынимают вручную, осторожно

приподнимая с картона, на котором он лежал в статоре. В крупных электродви-

гателях ротор вынимают в сторону вентилятора с помощью подъемных при-

способлений. При выемке ротора следят за тем, чтобы он двигался строго по

оси электродвигателя.

Разборка подшипников. Снятие шариков и роликоподшипников свала с

помощью съемника аналогично снятию шкивов или полумуфт. Захваты съем-

ника накладывают на внутреннее кольцо подшипника, который нагревают, по-

ливая горячим маслом при температуре не более 100 °С. Втулки или вкла-

дыши подшипников скольжения выбивают из подшипниковых щитов

(рис.3.83, а) легкими ударами молотка по деревянной выколотке 1, пристав-

ленной к торцовой стороне втулки 2.

Рис.3.83. Удаление втулок подшипника скольжения

При этом подшипниковый щит укладывают на деревянную опору 4,

311

имеющую отверстие, диаметр которого равен диаметру выбиваемой втулки.

Последнюю можно выпрессовать и установить с помощью несложного при-

способления 6, предварительно вывернув стопорный винт 7 и выведя из проре-

зи смазочное кольцо 5.

Вспомогательные операции. После разборки основные части машины

(щиты, подшипники, траверсы, вкладыши, масленки и уплотнения) промывают

бензином или керосином. Обмотки очищают от пыли сильной струей сжатого

воздуха или пылесосом, затем протирают чистой тряпкой, смоченной в бен-

зине. Поврежденные обмотки вынимают из пазов, предварительно распаяв со-

единения. Этими операциями в основном заканчивается разборка электриче-

ской машины.

Определение характера повреждений и заполнение ведомостей дефек-

тов. При осмотре частей разобранного двигателя легкими ударами молотка

простукивают подшипниковые щиты, выявляя наличие в них трещин. Места,

вызывающие подозрение, просматривают через лупу для обнаружения волося-

ных трещин. Границы трещин отмечают мелом. Рабочую поверхность под-

шипников скольжения проверяют на отсутствие трещин, перекосов, выбоин,

неравномерной выработки. В шарико- и роликоподшипниках не должно быть

выбоин, шелушения шариков или беговых дорожек, а также радиального и

осевого люфтов, что легко определить радиальной и осевой «качкой».

Осматривают и тщательно проверяют щеткоподъемный механизм (паль-

цы, изоляторы, траверсы, крепеж и др.). Особое внимание обращают на при-

сутствие пятен, свидельствующих о местных перегревах стали в местах пайки

(сварки) стержней и замыкающих колец короткозамкнутого ротора, а также

следы выработки, выбоины, трещины, подгары поверхности контактных ко-

лец, износ колец (не должен превышать 50% их первоначальной толщины),

балансировку ротора (проверяют статическим или динамическим способами).

На валу недопустимы трещины, а на шейках вала –раковины, шероховатости и

царапины. Осматривая двигатель, проверяют диаметр посадочных мест, их

овальность и конусность, состояние вентилятора и его креплений, сохранность

паек петушков коллектора, прочность запрессовки коллекторных пластин и от-

сутствие на них подгаров, выбоин, дорожек, выступающей слюды и прочность

пайки проводов между обмоткой и контактными кольцами; измеряют величину

сопротивления изоляции между каждой парой смежных коллекторных пла-

стин, коллектором и валом, коллектором и бандажами и величину сопротивле-

ния изоляции обмоток.

Проверяют прочность бандажей и плотность посадки клиньев. Корпус

машины тщательно осматривают на отсутствие мельчайших трещин, а места

посадки подшипниковых щитов –на отсутствие забоин. Корпус бракуют, если

трещины имеют значительную величину и не могут быть устранены.

Пакеты стали статора проверяют на прочность прессовки листов стали. В

некоторых местах плотность можно проверить с помощью лезвия ножа. Про-

веряют плотность распорок между отдельными пакетами, отсутствие пятен пе-

регрева, следов ржавчины и смещения пакетов активной стали. Определяют

состояние изоляционной доски выводного щитка, выводных концов, зажимов и

312

гаек; контролируют пайку наконечников. Все данные проверки, осмотра и ис-

пытаний заносят в ведомость дефектов, на основании которой производят ре-

монт.Двигателю, который подлежит ремонту, присваивают ремонтный номер

на весь цикл ремонта и предремонтных испытаний.

При отсутствии чертежей для разборки сложных узлов составляют эски-

зы или схемы, а в случае необходимости –рабочие чертежи. Все результаты

внешнего осмотра, замеров, испытаний и наблюдений поступающей в ремонт

машины заносят в один из следующих документов: протокол, журнал, ведо-

мость дефектов (ремонтная ведомость), которые являются основными доку-

ментами технологического процесса ремонта.

Сборка электродвигателей и установка подшипников скольжения.

Изготовленные вкладыши или втулки подшипников скольжения запрессовы-

вают в подшипниковые щиты с помощью винтового или гидравлического

пресса. В отдельных случаях допускается подгонять вкладыши с помощью мо-

лотка. Легкими ударами через деревянную прокладку вкладыш устанавливают

в гнездо щита. До запрессовки втулки в прорезь вкладыша вставляют смазоч-

ное кольцо, контролируя, чтобы оно не мешало установке втулки. При запрес-

совке подшипника не должно быть перекосов.

При сборке ротора сначала на вал насаживают листы активнойстали, затем

укрепляют контактные кольца или коллектор и закрепляют вентилятор. Если

электродвигатель имеет шариковые подшипники, то их предварительно после

тщательной промывки разогревают в масляной ванне до температуры 90—100

°С и туго напрессовывают на посадочные места вала.

Подшипники насаживают на вал легкими ударами молотка по трубе че-

рез деревянную прокладку (рис.3.84, где:1 –наружная обойма подшипника; 2 –

вал; 3 –внутренняя обойма подшипника; 4 –медный ободок; 5 –монтажная труб-

ка;6 –металлическая пробка;7 –деревянная прокладка ). Диаметр трубы должен

соответствовать диаметру внутренней обоймы подшипника. Труба должна

быть изготовлена из мягкой стали (малоуглеродистой) или окантована медным

ободком.

Устанавливают ротор (якорь) в статор осторожно, чтобы не повредить

обмотки и листы активной стали. Сбор- ка ротора осуществляется аналогично

его выемке. В зазор между статором и ротором укладывают временную пресс-

шпановую или картонную прокладку После установки ротора, приподняв сма-

зочное кольцо подшипников скольжения, надевают задний подшипниковый

щит. Правильность установки щита определяют по совпадению рисок, нане-

сенных на щит и корпус электродвигателя до его разборки. Затем щит слегка

прихватывают болтами, удаляют временную прокладку и надевают передний

щит, который также прихватывают болтами. Болты затягивают попеременно с

диаметрально противоположных сторон, завертывая каждый раз на полоборота.

313

Рис. 3.84. Процесс насадки на вал.

После устранения неисправности окончательно затягивают болты щитов,

закрывают фланцы, заливают маслом масляные камеры подшипников скольже-

ния, устанавливают все остальные детали машины. Щупом проверяют зазоры, а

также величину осевого перемещения (величину разбега) ротора, т.е. зазоры в

осевом направлении между внутренним торцом вкладыша и соответствующей

заточкой шейки вала (не должны превышать 1—2 мм).

Величину воздушного зазора между ротором и статором измеряют с обе-

их сторон в четырех различных последовательно сдвинутых на 90° положениях

ротора для электродвигателя небольшого диаметра и в восьми точках–для элек-

тродвигателей с большим диаметром ротора. Измерения проводят как при хо-

лодном, так и при нагретом электродвигателе.

3.4.6. Ремонт статора и ротора, контактных колец и щеточного аппарата

При ослаблении прессовки и посадки сердечника ротора, а также нару-

шении изоляции листов стали чаще всего производят полную перешихтовку

магнитного сердечника, т.е. разбирают пакеты на отдельные листы, очищают

их от старой изоляции, покрывают изоляционным лаком с последующей суш-

кой, сборкой и отделкой сердечника[22].

При ремонте сердечников статора и ротора, поврежденных в результате

сильного нагрева, нарушается часть обмотки, ослабляется прессовка пакетов и

уменьшается ширина воздушных каналов. Эти неисправности устраняют (после

выемки поврежденной обмотки) опрессовкой ослабленных пакетов сердечника.

В крупных машинах местный нагрев сердечника может привести к выго-

ранию отдельных частей стали с нарушением изоляции обмоток и оплавлению

проводников. При выгорании больших участков стали сердечника необходим

капитальный ремонт статора с полной перешихтовкой листов стали и заменой

поврежденных пакетов. Если в результате выгорания и оплавления стали в зуб-

цовой зоне повреждена небольшая поверхность, то в отдельных случаях обхо-

дятся без перешихтовки пакета: вынимают обмотку из поврежденного и сосед-

них с ним пазов, определяют точную зону повреждения, зубилом вырубают по-

врежденные части стали и весь участок обрабатывают наждачным (корундо-

вым) бруском. После этого шабером расчищают и удаляют заусенцы. Листы

стали обрабатывают и расчищают с большой осторожностью во избежание по-

падания опилок на изоляцию оставленных в пазах обмоток. Тщательно проти-

рают очищенные участки стали и окрашивают их жидкоразведенным покров-

314

ным лаком марки 316 или 462.

В крупных машинах в зазоры между листами на всем повреж- денном

участке устанавливают изоляционные прокладки из слюды толщиной 0,05—

0,07 мм на глубину 10—15 мм. Ослабление прессовки устраняют, забивая в

зубцы ослабленных пакетов тонкие клинья из твердого изоляционного матери-

ала. При искривлении вентиляционных каналов в пакетах статора или ротора

их выправляют, забивая клинья между распорками. Распущенные листы стали

по краям каналов опиливают. В случае ослабления шпоночного соединения па-

кета ротора на валу шпонку заменяют новой, более широкой, чем старая. Для

подгонки и установки новой шпонки вал выпрессовывают.По размерам новой

шпонки фрезеруют шпоночную канавку на валу и в листах пакета. Если в по-

следних канавка не сработалась, то новую шпонку делают ступенчатой.

После ремонта следует убедиться в симметричном расположении актив-

ной стали ротора относительно активной стали статора. После полной пере-

шихтовки и частичного ремонта сердечника и в случае перемотки статора перед

укладкой новой обмотки сердечник испытывают на нагрев под действием вих-

ревых токов. Для этого на статор наматывают несколько витков гибкого кабеля,

через которые пропускают переменный ток от сети. В статоре создается маг-

нитный поток, и потери в стали нагревают сердечник. Если повреждение устра-

нено не полностью и остались замкнутые между собой листы, то нагрев будет

неравномерньм (поврежденные места нагреваются сильнее). Нагрев контроли-

руют термопарами, установленными равномерно по расточке статора и, кроме

того, в местах, подвергавшихся ремонту. Если через 1 ч 20 мин после начала

испытания температура сердечника повышается более чем на 45°С или разница

температур отдельных зубцов превышает 30 °С, тосердечник разбирают и ли-

сты лакируют.Для ремонта активной стали применяют электротехническую

слабо- и среднелегированную сталь марок Э-12, Э-21 для машин мощ- ностью

до 100 кВт и марки Э-31 –для машин большой мощности.

Ремонт контактных колец и щеточного аппарата. Контактные кольца.

Небольшие повреждения поверхности контактных колец в виде подгаров и ше-

роховатостей устраняют зачисткой и полировкой их стеклянной бумагой при

полных оборотах ма- шины без демонтажа колец[22]. При наличии значитель-

ных подгаров, выбоин и раковин, особенно при нарушении цилиндрической

формы колец, последние снимают и протачивают на токарном станке, умень-

шая при этом их толщину не более чем на 50%. У контактных колец фазных ро-

торов наиболее часто повреждаются рабочая поверхность и изоляция между

кольцами или между кольцом и корпусом.

Неравномерную выработку контактного кольца устраняют обточкой на

токарном станке или при помощи специального приспособления. Нарушенную

изоляцию между контактными кольцами восстанавливают, зачищая, промывая

бензином и затем окрашивая поврежденное место изоляционной эмалью ГФ-

92ХС или ГФ-92ГС. При предельном износе колец изготовляют новые и

напрессовывают их на вал ротора. Кольца для машин нормального исполнения

изготовляют из стали, чугуна или латуни Л68.

Существует несколько способов прессовки контактных колец. Однако для

315

колец асинхронных двигателей мощностью до 100 кВт чаще всего применяют

способ холодной прессовки на втулку.

Щеточный аппарат. При ремонте электрических машин наиболее часто

встречаются такие неисправности щеткодержателя, как ослабление пружин,

оплавление или механические повреждения щеткодержателя.

Ослабление пружин щеткодержателя и, как результат этого, снижение

нажатия на щетку устраняют регулировкой пружин, а при отсутствии такой

возможности заменой дефектной пружины новой заводского изготовления.

Усилие нажатия пружины щеткодержателя после регулировки или замены про-

веряют. Удельное нажатие щеток зависит от марки и плотности тока щеток,

конструкции машины.

Удельное нажатие определяют путем деления показателя динамо- метра в

граммах на поперечное сечение щетки в квадратных сантиметрах.Отклонения в

величине нажатия отдельных щеток одного полюса машины постоянного тока

не должны превышать 10%. Все устанавливаемые на отремонтированной ма-

шине щетки должны быть одной марки. Марки щеток подбирают в соответ-

ствии с указаниями завода изготовителя, так как каждый тип машины имеет

строго подобранные марки щеток. Щеточный аппарат машины состоит из ще-

ток, щеткодержателей,щеточных пальцев и траверс. Щеткодержатели, служа-

щие для направления щеток и создания их нажима на коллектор или контакт-

ные кольца, укрепляют на щеточных пальцах, концы которых закрепляют в

приливах траверс. В машинах постоянного тока траверсы предназначены для

сдвигания одновременно всех щеток по окружности коллектора и установки их

на нейтраль. Обычно на каждой машине при выпуске с завода наносятся риски

на ободе траверсы и головке подшипникового щита. Совпадение этих рисок

указывает на правильное положение траверсы.Чрезмерный нагрев коллектора

ухудшает работу щеток и может служить причиной искрения.Щетки и обоймы

щеткодержателей при работе изнашиваются.

Износ обойм обуславливается вибрацией щеток при вращении кол- лек-

тора. Увеличение зазора между щеткой и обоймой щеткодержателя приводит к

перекосу щетки в обойме и нарушению ее контакта с коллектором. Если зазор

превышает 0,2 мм, обойму заменяют. Расстояние между обоймой и коллекто-

ром должно быть не более 2—4 мм.

На заводах изготавливают щетки с плоским основанием. Однако для ра-

боты на кольцах или коллекторе поверхность щеток должна быть вогнутой с

радиусом, равным радиусу контактных колец или коллектора. Для придания

поверхности щетки нужной формы осуществляют ее притирку (см. рис. 13.3).

От качества притирки и шлифовки во многом зависит работа щеток без искре-

ния.

Технология и оборудование электрообмоточного цеха. Обмоточный цех

состоит из участка восстановления обмоточныхпроводов, изоляционно-

заготовочного участка (изготовление гильз, катушек статоров и трансформато-

ров, роторных стержней, катушек различных аппаратов и приборов) и участка

намотки обмоток статоров и роторов[22]. В этом цехе также производят про-

питку, сушку и лужение обмоток электрических машин. В зависимости от про-

316

изводительности площадь обмоточного цеха мастерской равна 80—100 м2.

Участок восстановления проводов предназначен для удаления

старой изоляции путем постепенного обжига в электропечи. Затем прово-

да промывают в ванне, травят и нейтрализуют. На участке имеются различные

приспособления для волочения восстанавливаемых проводов, оплетки и про-

питки их изоляционными лаками.

На изоляционно-заготовочном участке сосредоточены следующие обору-

дование и приспособления: верстак для раскроя и заготовки изоляции; ролико-

вые и рычажные ножницы для резки электрокартона и других изоляционных

материалов и для заготовки пазовой изоляции; приспособления для изготовле-

ния гильз и изолирования стержней; шаблоны и приспособления для рихтовки;

намоточные станки для намотки катушек, электродвигателей, трансформато-

ров, пускателей, контакторов и др.; прессы и обкаточные станки для опрессовки

гильз, роторных стержней и горячей обкатки роторных и статорных стержней.

На участке восстановления обмоток роторов и статоров имеются поста-

менты для статоров крупных машин, поворотные столы для статоров неболь-

ших машин, козлы для установки роторов, при- способления для пайки и свар-

ки проводов и станок для наложения бандажей роторов.

В пропиточно-сушильном отделении расположены стальные баки для

пропитки обмоток электрических машин, установка для пропитки и сушки об-

моток в вакууме и под давлением, а также сушильные камеры и шкафы. Для

ремонта обмоток в цехе предусмотрены универсальные ступенчатые шаблоны,

оправка-шаблон, наборы инструментов обмотчиков, поворотные столы, при-

способления для поворота статора, сушильная печь и др.

Машину, обмотка которой подлежит ремонту, разбирают и об- дувают

сжатым воздухом под давлением. Загрязненные обмотки (при наличии на них

слоя грязи с маслом) протирают тряпками или мягкой кистью, смоченной в

бензине (или уайт-спирите). Сильно загрязненные обмотки, которые трудно

очистить бензином, промывают в баке струей горячей воды температурой 70—

80 °С под давлением.

3.4.7. Неисправности обмоток ЭМ и их восстановления.

Основные неисправности обмоток электрических машин, которые встре-

чаются в ремонтной практике, следующие: понижение сопротивления изоля-

ции; пробой изоляции на корпус, между витками и между фазами; распайка со-

единений проводников; обрыв; механическое разрушение; неправильные со-

единения секций (катушек) и др[22].

Сопротивление изоляции на корпус определяется мегомметром. При

наличии клеммника, сопротивление измеряют до и после отсо- единения вы-

водных концов статора от зажимов. Тем самым проверяют исправность изоля-

ции зажимов. Если мегомметр показывает нулевое сопротивление, то имеет ме-

сто пробой изоляции на корпус. Для нахождения места повреждения обмотку

разъединяют на отдельные фазы, а каждую фазу –на отдельные участки и

мегомметром или на«лампочку» устанавливают поврежденный участок. Для

дальнейшего уточнения места заземления можно прибегнуть к прожиганию

317

изоляции значительным током до появления дыма, показывающего место по-

вреждения.

Для суждения о состоянии изоляции двигателя проверяют со- стояние не

только самой обмотки, но и эластичность и тепловой износ подбандажной изо-

ляции.

В двигателях, поступивших для ремонта, но не выдержавшихиспытаний

до разборки и имеющих неудовлетворительное состояние изоляции производят

замену (перемотку) обмоток. При этом для дви- гателей, работающих в услови-

ях высокой температуры и тяжелых режимах, целесообразно взамен изоляции

класса А применять тепло- стойкую изоляцию, в частности кремнийорганиче-

скую, а для двигателей, работающих в сырых помещениях, пропитывать об-

мотку лаком или битумами и покрывать влагостойкой изоляцией.

При ремонте обмоток стремятся улучшить заводские электриче ские и

технические характеристики электрических машин старых кон- струкций, а

также повысить надежность их работы. Для этого применяют новые электро-

изоляционные материалы, влаго- и теплостойкие лаки, обмоточные провода с

тонкой и механически прочной изоляцией и т.д. Большое влияние на качество

обмоток оказывает совершенствование технологии их выполнения.

Технологический процесс изготовления новой обмотки при ремонте ма-

шин состоит из следующих основных этапов: заготовки пазовой и междуфаз-

ной изоляции и изолирования пазов; намотки катушек статоров и укладки их в

пазы со сборкой схемы.При перемотке обмоток электрических машин необхо-

димо точно соблюдать параметры старой обмотки: вид обмотки, класс изоля-

ции, марку и диаметр обмоточного провода, толщину пазовой изоля-

ции,количество проводников в пазу и параллельных проводов в витке, шаг по

пазам, среднюю длину витка, соединение фаз и т.д. Эти данные приводятся в

соответствующих каталогах и справочниках. При их отсутствии необходимо

произвести расчеты и составить схему параметров обмоток.

Основные неисправности обмоток. В ремонтной практике встречаются

следующие основные неис- правности обмоток: замыкания витков на корпус

из-за ухудшения со- стояния изоляции; замыкания между витками и секциями;

распайки соединений; механические разрушения; неправильное соединение

секций с коллектором или между собой и обрывы проводов[22]. Проверка со-

стояния изоляции по отношению к сердечнику якоря определяется мегоммет-

ром, а замыкание на корпус –контрольной лампочкой.

Универсальным методом, позволяющим определить междувитковые за-

мыкания, распайки, обрывы и ошибки в шаге, является метод падения напря-

жения в секциях (метод милливольтметра). При этом через обмотку якоря про-

пускают постоянный ток (10—30% номинального) от аккумуляторов. Ток, ре-

гулируемый реостатом, подводится к якорной обмотке через проводники,

наложенные друг от друга на расстоянии, равном полюсному делению. Щупа-

ми от вольтметра или милливольтметра измеряют напряжение между соседни-

ми пластинами коллектора. О неисправностях якорной обмотки свидетель-

ствуют показания прибора приведенные ниже.

1. Замыкание между витками соседних секций или между соседними

318

коллекторными пластинами дает пониженное отклонение стрелки милли-

вольтметра на пластинах.

2. Замыкание между проводниками верхнего и нижнего слоев обмотки

дает наибольшее отклонение стрелки на большой группе пластин.

3. Обрыв и распайка в обмотке характеризуются значительным отклоне-

нием стрелки милливольтметра на пластинах, соединенных с неисправными

секциями.

4. Замыкание одной секции на себя не отклоняет стрелку ни на одной

паре пластин.

Хорошо зарекомендовали себя при контроле поврежденных обмо- ток

универсальные импульсные приборы типа СМ-1, СМ-2, СМ-4. В этих приборах

с помощью разряда конденсатора на испытуемую обмотку подается кратко-

временный импульс высокого напряжения, что позволяет получить большое

напряжение между витками и тем самым выявить качество междувитковой

изоляции, наличие замыкания между витками, обрыв, ошибки в количестве

витков и схеме соединения и др.Места замыкания витков на корпус или меж-

ду собой в доступной части обмотки, обнаруженные путем визуального

осмотра или приборами, устраняют устройством изоляционных прокладок из

электрокартона или изоляцией лакотканью с последующей пропиткой лаками

№ 458 и 317. Оборванные провода обмотки восстанавливают пайкой соедине-

ний.

Ремонт обмоток якоря, полюсов и бандажей. Ремонт якорных секций

заключается в замене части обмотки или в полной ее перемотке. Обмотки

якорей выполняют из круглых и прямоугольных проводов[22]. В настоящем

параграфе рассматривается ремонт обмоток якорных секций из круглых про-

водов.

Намотку производят ручным способом при наматывании из одного

куска проволоки и шаблонным в пазы якоря при укладке отдельных ка-

тушек, изготовленных по шаблону. Шаблонные обмотки применяют почти во

всех многополюсных, а иногда и в двухполюсных электрических машинах.

До начала разборки якоря, требующего перемотки, снимают точную схе-

му имеющейся на ней обмотки или берут обмоточные данные этого типа ма-

шины из каталога. При разборке необходимо отметить расположение, количе-

ство витков и замков бандажей, их размеры, диаметр бандажной проволоки,

материал и размеры подбандажной изоляции.Перед началом разборки измеря-

ют и записывают длину ее пазовой и лобовой изоляции, затем определяют тип

обмотки (петлевая, волновая, последовательно-параллельная) и шаг по якорю и

коллектору.Для определения шага по коллектору отпаивают несколько про-

водников от пластин и делают пометки на соответствующих пластинах и про-

водниках. Затем с помощью контрольной лампы находят второй конец той же

секции и устанавливают шаг по коллектору. Шаг по пазам якоря принимают по

расположению двух пазовых сторон одной секции. При этом замечают, какие

стороны катушек паза соединены с какой коллекторной пластиной. Это необ-

ходимо для сохранения прежнего расположения обмотки по отношению к кол-

лектору, так как во многих машинах щетки неподвижны и сместить их на но-

319

вое положение в случае сдвига обмотки по отношению к коллектору невоз-

можно.

Извлечение обмоток якорей начинают со снятия проволочных бандажей;

пазовые клинья выколачивают ударами молотка по выколотке или при помощи

пневматического инструмента. Вынимают секции обмотки из пазов осторожно,

стараясь не повреждать их. Это необходимо для снятия эскизов самой секции.

В обмотках, изготовленных из толстых проводников, непосред- ственно

впаянных в шлицы коллекторных пластин, эти проводники сравнительно легко

отсоединяют от коллектора. Если же обмотка соединена с пластинами через

«петушки», то для разъединения реко- мендуется прогревать коллектор паяль-

ной лампой только до размягчения припоя, так как последний, вытекая, может

залить коллекторные пластины и замкнуть их.

Наматывают новые секции на станках при помощи шаблона. Вовремя

намотки следят за ровной и последовательной укладкой проводников. Намо-

танную секцию или катушку снимают с шаблона и связывают в нескольких ме-

стах лентой, уложенной в прорези шаблона до намотки, а затем изолируют ла-

котканью, не нарушая прямоугольной формы секции. Намотанную секцию из-

гибают по форме старой секции. При массовой намотке пользуются универ-

сальным шаблоном, который дает возможность изготовить секции нужных

размеров и сразу после намотки изгибать их.

В пазы укладывают слой изоляции в виде П-образных пресс- шпановых

прокладок, выступающие края которых отгибают в сторону зубцов якоря. При

укладке секции должны плотно, но достаточно легко входить в пазы без при-

менения молотка. Окончательную посадку секций на дно паза производят лег-

ким заколачиванием их узкой пластиной из мягкого дерева или фибры, рабо-

чая часть которой должна соответствовать ширине паза. При этом необходимо

следить, чтобы прессшпановая прокладка не изгибалась. В противном случае

влитая прокладка не позволит уложить всю обмотку в паз.

Сначала в паз укладывают нижнюю сторону секции, затем со- седние

секции, заложив все нижние на расстоянии шага по пазам. Последующие сек-

ции можно укладывать полностью, сначала (по ходу укладки) нижние, а затем

(в соответствующий паз) верхние их части. Верхние стороны секций первого

шага по якорю укладывают только после укладки последних нижних секций по

ходу укладки. Перед ук- ладкой верхней половины секции в паз вводят межс-

лойную изоляцию. После укладки всей обмотки ее окончательно осаживают в

пазы, а отогнутые в стороны края П-образных прессшпановых скоб загибают

внутрь паза и закрепляют обмотку клиньями.

После укладки и закрепления обмотки приступают к сборке ее схемы, т.е.

присоединению концов секций к пластинам коллектора. Сначала соединяют с

коллектором выводы сторон секций, уложенных в нижнем ряду. Слой изоля-

ции прокладывают между лобовой частью якоря и секциями, а также между

верхним и нижним слоем выводов, подключаемых к коллектору. Последний

слой изоляции должен быть особенно надежным, так как между верхним и

нижним рядом выводов действует полное напряжение.

После сборки якорь подготавливают к пайке: облуживают выводы, под-

320

гоняют к петушкам и проверяют, чтобы не было электрических соединений

между обмоткой и корпусом, а также между витками. Про- верив правильность

сборки схемы, приступают к пайке коллектора.Малые машины ремонтируют

электрическим паяльником, большие паяльной лампой. Якорь во время пайки

устанавливают с не большим уклоном в сторону коллектора во избежание по-

падания припоя между выводами обмотки.

Ремонт обмоток полюсов.В обмотках полюсов (возбуждения)бывают та-

кие же повреждения, как и в обмотках якоря. После определения характера по-

вреждения катушку ремонтируют и восстанав- ливают тем же проводом. При

большом количестве повреждений изо- ляции катушку изготовляют вновь по

размерам существующей. При намотке новой катушки особое внимание уде-

ляют изоляции и креплению выводов и переходов из одного слоя в другой. Для

сохранения формы катушки и придания ей прочности слои обмотки перевязы-

вают изоляционной лентой. Для изготовления стержневых секций применяют

электролитическую медь требуемого сечения. Полосы рихтуют, облуживают с

концов и изгибают по форме секции.

Перемотка обмоток статора. Подготовку статора к перемотке начинают

с удаления и очищения пазов от старой обмотки (вручную стальными щетка-

ми, вращаемыми электродрелями и т.д.), а также от поврежденной изоляции.

При затрудненном снятии старой изоляции пазов статоры малых габаритов по-

сле снятия обмотки погружают в горячее трансформаторное масло, размягча-

ющее остатки изоляции[22].

Затем статоры или роторы крупных машин очищают ветошью, смочен-

ной растворителем (например, бензином). Статоры, роторы и детали неболь-

ших машин промывают в 2—3%-ном растворе каустика температурой 70—80

°С (раствор перемешивают сжатым воздухом), затем промывают в горячей во-

де и сушат.

В очищенном от грязи статоре тщательно проверяют состояние стальных

пакетов, зачищают пазы от заусенцев, подтягивают шпильки, стягивающие

сердечник, и мегомметром измеряют сопротивление изоляции. Пазы и торцо-

вые части сердечника и нажимных шайб окрашивают лаком. Нажимные шайбы

и пазы изолируют.

Для облегчения последующего ремонта машины в процессе снятия ста-

рой обмотки составляют сопроводительную записку, содержащую следующие

данные:назначение, тип и заводской номер машины, наименование завода-

изготовителя;количество и схему соединения фаз, мощность, напряжение и

ток, частоту вращения, число пар полюсов;внутренний и наружный диаметры

статорного сердечника, включая вентиляционные каналы, количество и шири-

ну каналов, количество и размеры пазов;сечение медной обмотки, марку про-

вода, количество проводов в пазу и параллельных проводов, шаг секции (ка-

тушек) по пазам, со- противление секции (катушки) и фазы; схему соединения

обмоток;размеры секции (катушек), среднюю длину витков и секции (кату-

шек);изоляцию секции (катушки), прямой части, сгибов, выводов, наклон-

ной части, головки;используемый изоляционный материал и его разме-

ры;изоляцию паза, размер и количество прокладок;размер клиньев;изоляцию

321

нажимной шайбы, обмоткодержателя и т.д.В настоящее время в ремонт в ос-

новном поступают электродвигатели единой серии А и АО общепромышлен-

ного назначения со всыпными обмотками (состоящими из мягких катушек,

намотанных круглым проводом). Ремонт последних состоит из следующих ос-

новных операций: заготовки изоляционных деталей, намотки катушек, уклад-

ки и пропитки обмоток.

Заготовка изоляционных деталей. К началу ремонта электродвигателя

заготавливают все изоляционные детали в полном комплекте.

Материалы, из которых изготовляют изоляционные детали, подготавли-

вают следующим образом. Электрокартон, поступающий обычно в больших

тяжеловесных рулонах, перематывают в рулоны меньших размеров массой до

10—15 кг и просушивают в вертикальном положении в сушильной печи при

температуре 90—95 °С в течение 1—2 ч. Горячий электрокартон пропитывают

в льняном масле или натуральной олифе и вновь сушат в печи при той же тем-

пературе в течение 3—4 ч. Допускается также сушка пропитанного электро-

картона на воздухе. В этом случае время сушки в зависимости от окружающей

температуры увеличивают до 24—36 ч. При сушке как в печи, так и на воздухе

рулон электрокартона должен быть распущен, чтобы между отдельными слоя-

ми был зазор.

Затем определяют вариант раскроя материала с минимальными отхо-

дами. Заготовки для пазовых коробок и других деталей нарезают на рычажных

ножницах с ограничительными и прижимными планками таким образом, что-

бы направление волокон уложенной в паз коробки совпадало с продольной

осью электродвигателя. Лакоткань разрезают под углом 45°, а стеклоткань под

углом 15° к оси полотна.

Пазовые коробки могут быть закрытыми либо открытыми. При открытом

исполнении, когда пазовая коробка не перекрывает катушку под пазовым кли-

ном, ширина заготовки одинакова для всех слоев изоляции и определяется пе-

риметром паза. При закрытом исполнении, когда коробка перекрывает катушку

под пазовым клином, ширина внутреннего слоя на 20—30 мм и более должна

превышать другие слои. При этом в процессе укладки обмотки края коробок

выступают из пазов и предохраняют изоляцию проводов от повреждения, что

особенно важно при применении проводов марок ПЭЛБО, ПЭЛШО со сравни-

тельно хрупкой эмалевой изоляцией.

Кроме пазовых коробок, к началу ремонта подготавливают:прокладки

для укладки в середине паза между сторонами катушек,междуфазные проклад-

ки, линоксиновые трубки для изоляции соеди- нений проводов внутримашин-

ных соединений и выводных концов, а также пазовые клинья. Длину меж-

дуфазных прокладок определяют вылетом лобовых частей, а ширину–шагом

обмотки. Пазовые клинья изготовляют из пропитанной и просушенной древе-

сины твердых пород (бука, березы) или из текстолита.

Намотка катушек. Как указывалось, всыпные обмотки изго-товляют из

проводов круглого сечения. Сортамент медной проволоки для изготовления

обмоточных проводов достигает 80 размеров. В настоящее время изготовляют

провода с волокнистой, эмалевой и комбинированной эмалево-волокнистой

322

изоляцией.

Различные виды или марки обмоточных проводов имеют условные бук-

венные и цифровые обозначения. Сортамент обмоточных проводов приводится

обычно в заводских инструкциях или справочниках по ремонту обмоток элек-

трических машин.

Для обмоток электродвигателей единой серии А и АО количество прово-

дов ограничено 34 размерами, а марок –двумя. Большинство обмоток выпол-

нено проводом диаметром 1,25—1,62 мм. Во многих случаях провод одного и

того же размера применяют для обмоток различных электродвигателей путем

изменения числа параллельных ветвей в фазе.Для электродвигателей 3—5-го

габаритов всех типов и электро- двигателей 6—9-го габаритов типов А, АО,

АП, АОТ и АК применяют провод марки ПЭЛБО, а типов АО, АОС, AOП –

марки ПСД.Катушки всыпной обмотки желательно мотать из одного прово-

да.Это обеспечивает их компактность и правильную форму. Катушки, намо-

танные из двух и более параллельных проводов, сложней ук- ладывать в паз:

повышается вероятность перекрещивания проводов в пазу (крестов), являюща-

яся одной из причин обмоточного брака из-за повреждения изоляции проводов

при уплотнении катушки в пазу. Максимальное количество параллельных про-

водов в катушке три. Катушки, состоящие из четырех параллельных проводов,

являются исключением.

Вместе с тем укладка в пазы провода диаметром 2,5 мм и более также за-

труднена из-за его жесткости и влечет за собой повреждение изоляции провода

и разрыв вылетов пазовых коробок. Поэтому проводники катушек, диаметр ко-

торых превышает 2,5 мм, разбивают на два одинаковых параллельных, но бо-

лее тонких провода. Диаметр заменяющего провода должен быть в 1,41 раза

меньше диаметра заменяемого провода. Например, для замены провода диа-

метром 1,62 мм следует взять два параллельных проводника диаметром 1,62 :

1,41 = 1,5 мм. Размер проверяют по установленным нормам и используют про-

вод ближайшего стандартного диаметра (1,16 мм). При отсутствии нужного

провода катушку мотают проводом другого размера и марки изоляции или

двумя более тонкими, но различными между собой по диаметру проводами.

Катушки для всыпных обмоток наматывают на станках со спе- циальны-

ми шаблонами, имеющими несколько ячеек, позволяющих производить намот-

ку нескольких катушек одним непрерывным про- водом, что упрощает процесс

монтажа внутримашинных соединений. Число ячеек выбирают равным или

кратным числу катушек в группе. Для электродвигателей малой мощности

число ячеек должно быть равным числу катушек в фазе. Размеры катушек при

перемотке определяют по заводскому исполнению. Следует учитывать, что у

электродвигателей малой мощности катушки мягкие и податливые, поэтому

важным является не форма катушки, а точное измерение длины витка.

Необходимую форму катушке придают в процессе ее укладки в пазы ста-

тора. На рис.3.85 где 1 –колодка шаблона;2–гайка;3 –счетчик оборотов;4–ручка)

изображен станок с ручным приводом для намотки мягких катушек. Изменение

размеров наматываемых катушек достигается передвижением колодок шабло-

на по коромыслу. В связи с тем что число витков в катушках обмоток элек-

323

тродвигателей единой серии сравнительно невелико, а лишние или недостаю-

щие могут явиться причиной брака, точность их отсчета имеет большое значе-

ние. Поэтому станок снабжен счетчиком оборотов.

Рис. 3.85. Станок с ручным приводом для намотки катушек.

В электродвигателях единой серии малой мощности применяют концен-

трические однослойные обмотки. Для намотки катушечной группы таких об-

моток служит ступенчатый шаблон, число ступеней которого равно количеству

катушек в группе.

Укладка обмоток – одна из наиболее ответственных операций техноло-

гического процесса ремонта. Перед укладкой обмотчик должен подробно озна-

комиться с обмоточнорасчетной запиской ремонтируемого электродвигателя.

Активная сталь статора должна быть исправной, так как произ- водить

какие-либо механические работы после укладки обмотки недопустимо: это

может привести к повреждению ее изоляции обмоток. Статор должен быть

полностью подготовлен к укладке обмотки, пазы прочищены, продуты и про-

верены их размеры. Все изоляционные детали и катушки обмотки также долж-

ны быть подготовлены.

Каждый обмотчик помимо обычного измерительного и монтерского ин-

струмента (плоскогубцы, круглогубцы, кусачки, стальной и деревянный мо-

лотки, мерные линейки и др.) должен иметь специальный набор инструмен-

тов.Рабочим местам обмотчика является поворотный стол, дающий возмож-

ность поворачивать статор.

Обычный способ укладки двухслойной обмотки (с подъемом шага) за-

ключается в том, что шаговые катушки (в количестве, равном шагу обмотки)

укладывают нижней стороной на дно паза, оставляя верхнюю сторону неуло-

женной. Затем укладывают верхние и нижние стороны остальных катушек.

Верхние стороны шаговых катушек укладывают последними. Ввиду того что

324

они находятся в расточке статора, усложняется процесс укладки обмотки, осо-

бенно при малых диаметрах расточки. Поэтому в электродвигателях с малыми

диаметрами расточки обе стороны шаговых катушек укладывают на дно паза.

Остальные катушки, кроме катушек последнего шага, укладывают как в двух-

слойной обмотке (одна сторона катушки –на дно паза, вторая –вверху паза).

Катушки последнего шага укладывают обеими сторонами вверху паза.

Способ обмотки выбирают в каждом отдельном случае. Однако при пер-

вом способе обмотка получается более правильной и имеет аккуратный вид.

Технологический процесс закладки обмотки должен начинаться с

проверки симметричности расположения пазовых коробок. В том случае,

если пазовые коробки не перекрывают собой обмотку, для предохранения их

от повреждения при закладке проводов катушки в шлицы вставляют времен-

ные направляющие вкладыши.

Катушку, подлежащую укладке, располагают над пазом, находящимся в

самом низу расточки, и, пользуясь специальной пластинкой,проталкивают все

проводники катушки. Во избежание перекрещивания проводников в пазу

укладку их производят в том же порядке, в котором они наматывались на шаб-

лон. При этом внимательно следят, чтобы все проводники располагались па-

раллельно друг другу. Затем, каждый раз поворачивая корпус статора на одно

пазовое деление, укладывают на дно паза все остальные катушки первой ка-

тушечной группы. После этого в пазы закладывают междуслойные прокладки,

а начало и конец катушечной группы надежно прикрепляют лентой, шпага-

том или «чулком» по наружному контуру головок лобовых частей крайних ка-

тушек. Выводные концы располагают параллельно проводам катушки. Таким

же способом укладывают нижнюю сторону катушек следующей катушечной

группы, осуществляя до тех пор, пока не будут заподнены стороны всех кату-

шек, входящих в шаг.

После этого в пазы укладывают как нижние, так и верхние стороны

всех катушек, причем после укладки нижних сторон в пазы закладывают

междуслойные прокладки, закрепляют начала и концы групп, а затем верхние

стороны катушечных групп. В том случае, если при укладке допущен перекос

междуслойных прокладок, они не только не изолируют стороны катушек,

уложенных в один паз (катушки могут принадлежать разным фазам), но и мо-

гут явиться причиной брака при уплотнении обмотки.

Закладка верхних сторон катушек–более ответственная и тру- доемкая

операция, чем закладка нижних сторон, так как часть паза уже заполнена про-

водами нижней катушки и междуслойной прокладкой. Перед закладкой прово-

дов верхних катушек производится уплотнение проводов в пазу. Для этого в

паз вставляют уплотнитель и продвигают его по междуслойной прокладке, од-

новременно ударяя по нему молотком для осадки обмотки. Перед укладкой

провода верхних катушек тщательно выравнивают и через шлиц закладывают в

паз. В некоторых случаях после укладки части проводов верхней катушки при-

ходится повторно уплотнять паз.

После укладки всех витков из паза удаляют направляющие вкладыши,

вновь уплотняют провода в пазу, закладывают подклиновые прокладки и за-

325

клинивают паз. Толщину пазового клина выбирают таким образом, чтобы

обеспечить достаточно плотное, но не чрезмерное закрепление проводов в па-

зу.

В том случае, если конструктивным исполнением предусмотрено

перекрытие краев пазовой коробки, легкими ударами молотка через

уплотнитель обивают края коробки по всей длине паза, натирают клин парафи-

ном, срезают его конец на конус на длине 3—5 мм и заводят его в паз с торца

пакета стали. Затем, не вынимая уплотнитель из паза, легкими ударами мо-

лотка забивают клин, продвигая уплотнитель впереди клина и прижимая им

края коробки. В тех случаях, когда пазовые коробки выполнены без загиба,

клин вставляют внутрь пазовой коробки. Процесс забивки клина не отличается

от описанного ранее, но осуществляется с особой осторожностью, не допус-

кая заедания пазовой коробки забиваемым клином.

Ремонт роторов с короткозамкнутой обмоткой. Коротко- замкнутый ро-

тор ремонтировать легче, чем обмотку статора, так как схема его обмотки

очень проста. После удаления старой обмотки в пазы ротора забивают новые

роторные стержни из красной меди, заго- товленные по размерам старых. За-

мыкающие кольца изготовляют из материала, имеющего большее сопротивле-

ние, чем стержни (например, из бронзы). Стержни с замыкающими кольцами

соединяют пайкой твердыми припоями или сваркой. После этого ротор прота-

чивают и балансируют. Короткозамкнутые обмотки роторов часто изготовляют

из алюминия отливкой. При этом наиболее частыми повреждениями алюмини-

евых роторов являются разрывы и трещины короткозамы- кающих колец, а

иногда и обрывы стержней. Неглубокие трещины запаивают припоем марки А,

а перезаливают роторы расплавленным алюминием. При перезаливке алюми-

ний сначала выплавляют в печи при температуре 700 –750 °С, а потом зали-

вают ротор статическим, центробежным или вибрационным способом под дав-

лением.

3.4.8. Изготовление полюсных катушек

При ремонте машин постоянного тока наиболее сложной операци- ей яв-

ляется изготовление на специальных станках новых полюсных ка- тушек

(рис.3 . 8 6 где 1 –асбестовая лента; 2 –микалента;3 –шаблон; 4 –изоляционная

лента; 5 –полюсная катушка машины.) [14]. Катушки главных полюсов нама-

тывают на каркасы или шаблоны, руководствуясь обмоточными данными ре-

монтируемой Каркасы изготавливают из листового электрокартона, а шаблоны

–из дерева или листовой стали. Шаблон из дерева применяют при намотке ка-

тушек малых машин, а из стали –при намотке катушек средних и крупных ма-

шин.

326

а) б)

Рис. 3.86. Станок для намотки катушки (а) и изоляции намотанной катуш-

ки.(б)

Намотку катушек главных полюсов выполняют в такой последовате-

льсти. Вручную изолируют каркас или шаблон по высоте несколькими слоями

микафолия, а затем укрепляют изолированную лакотканью выводную пласти-

ну, припаянную к началу обмоточного провода. Каркас (шаблон) устанавлива-

ют на станок и наматывают катушку. При этом следят, чтобы провод уклады-

вался равномерно, без зазоров и переходов через витки. Перед намоткой по-

следнего слоя провода на каркас устанавливают вторую выводную пластину, к

которой припоем ПОС-ЗО припаивают второй конец катушки. Намотанную ка-

тушку сушат и пропитывают, а затем покрывают лаком и сушат на воздухе в

течение 10—12 ч. Готовую катушку (рис. 3.87 где:1 –выводные пластины;2 –

каркас; 3 –клинья;4 –полюс; 5 –катушка) насаживают на полюс и крепят дере-

вянными клиньями.

Полюсныекатушки изготовляют и другим способом, при котором про-

вод наматывают не на каркас или шаблон, а непосредственно на изолиро-

ванный полюс.

Рис. 3.87. Полюсная катушка

При этом придерживаются такой последовательности операций. Сначала

очищают поверхность полюса и покрывают ее глифталевым лаком. Затем отре-

зают полосу лакоткани шириной 80 мм и длиной, равной периметру полюса, и

наклеивают ее таким образом, чтобы она прилегала к сердечнику полюса поло-

виной ширины. После этого изолируют сердечник полюса, наматывая на него

слои микафолия и асбеста, пропитанного лаком. Каждый слой микафолия про-

327

глаживают горячим утргом и протирают чистой сухой ветошью. Наложив

изоляцию требуемой толщины, загибают на сердечник свешивающийся край

лакоткани и наклеивают ее на плоский слой микафолия. На изолированный по-

люс надевают нижнюю изоляционную шайбу, наматывают катушку и надева-

ют верхнюю изоляционную шайбу. После этого катушку закрепляют на полю-

се, расклинивая деревянными клиньями.

Катушки дополнительных полюсов мелких машин наматывают изолиро-

ванным проводом, а средних и крупных голым шинным проводом прямоуголь-

ного сечения, укладывая витки катушки плашмя или на ребро.В катушках до-

полнительных полюсов повреждается не медь, а изоляция, поэтому и ремонт ее

практически сводится к восстановлению изоляции. Изоляцией между витками

служит асбестовая бумага толщиной 0,3 мм, которую нарезают по размеру вит-

ков в виде рамок и вкладывают между витками после намотки. Наружная изо-

ляция катушки состоит из последовательно накладываемых слоев асбестовой

ленты и микаленты, закрепляемых хлопчатобумажной лентой. При переизоля-

ции катушку очищают от старой изоляции и надевают на специальную оправ-

ку.Прокладки заготовляют из асбестовой бумаги, электрокартона или микани-

та. Число прокладок должно быть равно числу витков. Витки катушки на

оправке раздвигают и вкладывают между слоем бакелитового или глифталево-

го лака. Затем стягивают катушку хлопчатобумажной лентой и прессуют на

металлической оправке сле- дующим образом. На оправку надевают торцевую

изоляционную шайбу, устанавливают на ней катушку и накрывают второй

шайбой, а затем сжимают катушку. После этого подключают катушку к сва-

рочному трансформатору, нагревают ее до 120 °С и, дополнительно сжимая,

прессуют окончательно, а затем охлаждают в запрессованном положении на

оправке до 25—30 °С и снимают с оправки. Охлажденную катушку покрывают

лаком воздушной сушки и выдерживают в течение 10—12 ч при 20—25 °С.

Наружную поверхность спрессованной катушки изолируют ас- бестовой,

а затем миканитовой лентами, закрепляемыми хлопчатобу- мажной лентой, ко-

торую затем покрывают лаком. Готовую катушку насаживают на дополнитель-

ный полюс и закрепляют на нем дере- вянными клиньями.

3.4.9. Ремонт обмоток якорей из прямоугольного провода.

На промышленных предприятиях ремонт обмоток якоря из прямоуголь-

ного провода, как правило, включает ремонт отдельных катушек или замену

одной или нескольких катушек, вышедших из строя[22]. Полную замену обмо-

ток производят крайне редко, так как изготовление обмоток требует специаль-

ной оснастки и наличие медных проводов или шинки определенного сечения.

При ремонте отдельных катушек определяют вид неисправности и

находят неисправную катушку и место повреждения. В случае повре-

ждения стороны катушки, расположенной вверху паза, снимают бандаж со

стороны коллектора, выбивают клинья, выпаивают катушку из коллектора,

осторожно достают из паза сторону катушки и устраняют повреждение. Вос-

станавливают изоляцию между проводниками. В паз устанавливают изоляцию

в виде простынки и опускают сторону, катушки в паз. При этом изоляция

328

должна быть такой толщины,чтобы катушка могла войти в паз и не повредить

ее. Для того чтобы катушка легче пошла в паз, ее натирают парафином. Затем

катушку припаивают к коллекторной пластине и накладывают бандаж.

Более сложным является ремонт при замене катушки или ремонте ее сто-

роны внизу паза. При таком ремонте снимают оба бандажа, выбивают клинья

из пазов, распаивают необходимое количество коллекторных пластин и выни-

мают из пазов столько верхних слоев катушек, сколько нужно для того, чтобы

достать поврежденную катушку. Затем проводят ремонт катушки: восстанав-

ливают изоляцию, заменяют обгоревшие провода, в некоторых случаях восста-

навливают провод, напаивая отдельные участки. При укладке в пазы устанав-

ливают новые изоляционные простынки для верхних частей катушек. После-

дующие операции указаны выше. Замена катушек является сложной операци-

ей, требующей высокой, квалификации рабочих.

3.5. Ремонт пускорегулирующей аппаратуры,его виды и причины повре-

ждений.

Виды и причины повреждений пускорегулирующей аппаратуры.В пуско-

регулирующей аппаратуре отмечаются следующие виды повреждений: чрез-

мерный нагрев катушек пускателей, контакторов и автоматов; междувитковые

замыкания и замыкания на корпус катушек; чрезмерный нагрев и износ кон-

тактов; неудовлетворительное состояние изоляции; механические неполад-

ки[22].Причиной перегрева катушек переменного тока является за- клинивание

якоря электромагнита в разомкнутом положении и низкое напряжение питания

катушек. Магнитная катушка потребляет больший ток, чем при втянутом якоре

и нормальном напряжении, и в результате быстро перегревается и сгорает.

Междувитковые замыкания могут произойти вследствие непра- вильной

намотки катушки, особенно в том случае, когда прилегающие к фланцам кар-

каса катушки соскальзывают в расположенные ниже слои. В результате воз-

никают относительно большие разности напряжений, повреждающие меж-

дувитковую изоляцию. Междувитковые замыкания происходят главным обра-

зом в катушках переменного тока ввиду больших, чем у катушек постоянного

тока, междувитковых амплитудных напряжений. К тому же они подвержены

усиленным сотрясениям от вибрирующего стального каркаса.

На нагрев контактов влияют токовая нагрузка, давление, размеры и рас-

твор контактов, а также условия охлаждения и окисление их поверхности, ме-

ханические дефекты в контактной системе. При сильном нагреве контактов по-

вышается температура соседних частей аппарата и, как следствие, разрушается

изоляционный материал. При неблагоприятных условиях гашения электриче-

ской дуги контакты окисляются. На соприкасающихся поверхностях образует-

ся плохо проводящий слой. Применяемые для смазки окисляющиеся жиры от-

шлаковываются, поэтому на контакты следует наносить тонкий слой бескис-

лотных вазелинов.

Применяемые в наружных установках для смазки контактов кон- си-

стентные жиры не должны содержать известкового (кальциевого) мыла, так

как на холоде появляются выделения, приводящие к заеданиям и другим непо-

329

ладкам.

Износ контактов зависит от силы тока, напряжения и продолжительности

горения электрической дуги между контактами, частоты и продолжительно-

сти включений, качества и твердости материала.

Неисправность изоляции проявляется в виде образования на ее поверхно-

сти токов утечки (пробои изоляции очень редки), поэтому необходимо защи-

щать ее от скопления грязи и пыли. Большая часть всех неисправностей вызы-

вается увлажнением изоляции и ее нарушением во время строительно-

монтажных, работ и транспортировки.Механические неполадки в аппаратах

возникают в результате образования ржавчины, поломки осей, пружин, под-

шипников и других конструктивных элементов.

3.5.1. Ремонт выключателей, предохранителей и магнитопроводов

Ремонт контакторов. В контакторах быстрее всего изнашиваются кон-

такты, дугогасительные устройства, катушки электромагнитов и подвижная

система[22]. Перед ремонтом осматривают все основные части контактора,

устанавливая, какие детали подлежат замене и восстановлению.

При ремонте следует использовать запасные части завода изготовителя и

лишь при их отсутствии применять новые.Ремонт контакторов сводится прежде

всего к восстановлению контактов. Обгоревшую контактную поверхность очи-

щают от копоти и наплывов обычным напильником и стеклянной бумагой (при-

менение наждачной бумаги не рекомендуется). Зачистку нужно производить

осторожно, снимая небольшой слой металла. Смазывать контактные поверхно-

сти не рекомендуется, так как при возникновении дуги смазка сгорает и загряз-

няет поверхность, ухудшая работу контакта. Однако если поверхность контактов

покрыта слоем серебра, чистить их напильником не рекомендуется. При умень-

шении толщины контактов до 0,5 от первоначальной их заменяют новыми. Для

изготовления контактов применяют медные цилиндрические или фасонные

прутки из твердой меди марки М-1.После ремонта щуп толщиной 0,05 мм дол-

жен проходить при сомкнутых контактах не более чем на 25% контактной по-

верхности.

При изготовлении катушки определяют число витков ее обмотки и диа-

метр провода. Новое число витков должно точно соответствовать старому. Не-

соблюдение этого условия может привести к изменению параметров работы

контактора. Выбор прежнего диаметра провода необходим для сохранения ста-

рых размеров катушки. В случае утери данных по числу витков и диаметру

провода катушки необходимо выполнить расчет катушки.

Ремонт магнитных пускателей. Ремонт магнитных пускателей мало

чем отличается от ремонта контакторов и заключается в замене неисправных

катушек и тепловых элементов. Катушки пускателя подлежат замене также в

том случае, если напряжение сети отличается от нормативного. При изготов-

лении новых катушек необходимо сохранять их конструкцию(обмоточные

данные должны соответствовать паспорту).

Тепловые элементы пускателей в условиях мастерских ремонтировать

трудно, поэтому при выходе из строя их обычно заменяют новыми за- водски-

330

ми, подбирая номер по инструкции в зависимости от номи- нального тока дви-

гателя.

Ремонт предохранителей. Наиболее частыми повреждениями предохра-

нителя являются оплавление болтов и зажимов вследствие их перегрева, раз-

рушение, трещины или появление нагара изоляционной плиты и перегорание

плавких вставок.

Контактные ножи и губки со следами расплавленного металла,копоти,

подгаров или с неплотным прилеганием протирают ветошью или шлифуют

стеклянной шкуркой до полного устранения дефекта.Плавкие вставки подби-

рают в соответствии с нагрузкой и номинальным током предохранителя (по

справочникам).

При ремонте магиитопровода загрязнения удаляют хлопча- тобумаж-

ной салфеткой, смоченной в бензине; следы коррозии тщательно зачищают

стальной щеткой и шлифовальной шкуркой; наклеп на поверхностях сопри-

косновения сердечника и ярма устраняют шлифовкой поверхности напильни-

ком на шлифовальном станке.

Площадь соприкосновения сердечника и ярма проверяют следую-

щим образом. Сложенными листами белой и копировальной бумаги

сжимают с определенным усилием ярмо и сердечник и получают отпе- чаток

площади соприкосновения, которая должна быть не менее 70% площади сер-

дечника. Плотность прилегания проверяют щупом 0,05 мм, который должен

входить в пространство между ярмом и сердечником более чем на 5 мм. Места

неровностей шабрят вдоль листов стали.

3.5.2. Ремонт изоляционных частей, дугогасительных камер, катушек кон-

такторов и магнитных пускателей

Ремонт катушек электромагнитов. Катушки бывают каркасными и

бескаркасными. Наиболее часто встречающееся повреждение трещины в кар-

касе длиной до 15 мм [22]. Их устраняют следующим образом. Поверхность

каркаса вокруг трещины очищают от пыли и масла хлопчатобумажной салфет-

кой, смоченной в бензине. На поверхность трещины наносят слой клея БФ и в

течение 10—15 мин подсушивают на воздухе, затем наносят второй слой и вы-

держивают еще 5—10 мин. Склеиваемые части каркаса стягивают тафтяной

или хлопчатобумажной изоляционной лентой и высушивают в сушильном

шкафу в течение 1,5—2 ч при температуре 100—110 °С, после чего охлаждают

и снимаю бандаж.

При пониженном сопротивлении изоляции (менее 0,5 МОм) ка- тушку

помещают в сушильный шкаф с температурой 60—70 °С на не- сколько часов.

По достижении значения изоляции (не менее 1 МОм) производят ее пропитку

лаком БТ-988 или БТ-987-М и вторично сушат в течение 8 ч при температуре

105 °С.

При повреждении наружного слоя изоляции катушки или обрыве обмо-

точного провода в верхних слоях обмотки снимают наружную изоляцию обмот-

ки и поврежденные витки до места повреждения или обрыва, припаивают, изо-

лируют место пайки нового обмоточного провода и доматывают требуемое ко-

331

личество витков аналогично намотке новых катушек.

При значительных повреждениях каркаса, междувитковых замыканиях,

обгорании изоляции обмотки на большую глубину катушку заменяют новой.

Ремонт каркасных катушек. Следующие виды каркасов: прессованные

(каркасы заводского изготовления); сборные из слоистой изоляции, состоящие

из гетинаксовой прямоугольной трубки и шайб из гетинакса или текстолита,

кроме того, каркасы могут быть собраны из деталей, отштампованных из гети-

накса толщиной 1—2 мм в зависимости от величины катушки; после сборки

каркаса углы между щеками и боковыми стенками заклеивают шеллачным или

бакелитовым лаком; клееные, в которых шайбы и трубки из электрокартона

склеивают посредством полотняных разрезных шайб или лент, расположенных

по всей окружности каркаса.

Намотку катушек осуществляют на любом намоточном станке,однако

конструкцию последнего (автомат, полуавтомат, ручные намоточные станки)

следует учитывать при расчете катушки.

Подбирают необходимый для катушки каркас и провод, параметры кото-

рого должны соответствовать паспортным данным. Концы провода катушки за-

чищают шлифовальной шкуркой, лудят припоем ПОС-ЗО и припаивают к про-

воднику вывода. Вывод состоит из листовой или латунной детали с припаян-

ным к ней проводником большего сечения, чем провод обмотки, для обеспече-

ния механической прочности вывода.Место пайки изолируют.

Ремонт бескаркасных катушек. По размерам дефектной катушки изго-

товляют разъемную оправку (рис.3.88, а) где: ): 1 –деталь;–щеки; 3 –втулка; 4 –

штырь; 5 –гайка;–шпилька; 7 –щель;).

а) б)

Рис. 3.88. Разъемная оправка (а) к бескаркасной катушке (б)

Размер ее с учетом изоляции катушки должен соответствовать сердечни-

ку, для которого предназначена катушка.

Оправку устанавливают на токарном станке, закрепляя за деталь 1, или на

специальном намоточном приспособлении. На оправку в четырех местах по

периметру укладывают тафтяную ленту с таким расчетом, чтобы после намотки

катушки ее хватило для устройства бандажа (рис.3.88, б)где: 8 –вывод; 9 –

бандаж). По тафтяной ленте втулку оправки оборачивают двумя слоями элек-

трокартона толщиной 0,2—0,3 мм и шириной, равной высоте катушки. К началу

обмотки припоем ПОС-3О припаивают кусок гибкого медного провода (вывод

332

8). Место пайки изолируют полоской миканита.

При намотке катушки каждый слой покрывают пропиточным лаком и

тонкой электротехнической бумагой шириной на 5—7 мм больше высоты ка-

тушки. Края бумаги завертывают под крайние витки следующего слоя катуш-

ки.

К концу обмотки припаивают также кусок гибкого провода длявывода.

Катушку бандажируют ранее уложенной тафтяной лентой. Изготовленные ка-

тушки сушат в течение 2 ч в сушильном шкафу при температуре 80—90 °С,

проверяют сопротивление изоляции и целостность обмотки. Сразу же после

сушки, еще в теплом состоянии, катушку опускают в пропиточную ванну с ла-

ком МЛ-92, где выдерживают до прекращения выделения пузырьков, после че-

го еще раз сушат в течение 4—5 ч при температуре 100—110 °С. Высушенную

обмотку катушки обматывают двумя-тремя слоями изоляционной бумаги, дву-

мя слоями лакоткани или тафтяной ленты, очищают выводы и каркас от слоя

лака и наклеивают бирку.

Пропитка и сушка катушек. Бескаркасные катушки после из- готовле-

ния и проверки величины сопротивления их изоляции пропи- тывают черными

асфальтомасляными лаками (отделка катушки).

Перед пропиткой катушки необходимо просушить при температуре

105—110 °С в течение 3 ч, затем охладить до 60—70 °С и теплыми погрузить в

подогреваемый до 60—70 °С лак на 4 ч. После этого катушки вынимают и рас-

кладывают на 30 мин на сетке для стекания лака и затем снова сушат при тем-

пературе 110—120 °С в течение 10 ч. При пропитке катушек с эмалевой изо-

ляцией асфальтовый лак не должен содержать в себе в качестве растворителя

бензол, разрушающе действующий на эмалевую изоляцию.

3.5.3. Ремонт рубильников, резисторов и реостатов.

В рубильниках износу наиболее часто подвергаются точки соприкоснове-

ния ножей и губок[22]. При небольшом обгорании последних их подвергают

мелкому восстановительному ремонту – осторожно, не снимая большой слой

металла, очищают обгоревшие поверхности от копоти, наплывов и других не-

ровностей личным напильником и стеклянной бумагой. В случае сильного об-

горания ножи и губки заменяют.

Повреждения ножей рубильника в виде изгиба исправляют рихтовкой, ко-

торую выполняют молотком с медным бойком на рихтовочном станке. Для из-

готовления ножей и губок используют твердую неотожженную полосовую или

листовую медь и латунь, а также фосфористую, бериллиевую и алюминиевую

бронзу; для изготовления пружин –круглую рольную проволоку или полосовую

пружинную сталь. Размеры и конфигурация изготовляемых деталей обычно

соответствуют их прежним размерам. Рубильники проверяют на одновремен-

ность замыкания и размыкания всех фаз. Для этого на ввод рубильника подают

питание, а на выходе в каждой фазе присоединяют лампочки, вторые концы ко-

торых заземляют. При медленном включении и выключении рубильника лам-

почки должны загораться и гаснуть одновременно. Качество ремонта и регули-

ровки рубильников и переключателей проверяют 10—15-кратным включением

333

и отключением. При этом не должно быть признаков нарушения регулировки.

Одним из способов контроля качества контактных соединений отремон-

тированных рубильников и переключателей является измерение падения

напряжения между их контактными частями при протекании через них посто-

янного тока, равного номинальному току аппарата.

Электрические сопротивления обычно состоят из нескольких отдель-

ных элементов: проволочных и ленточных, бескаркасных и каркасных, штампо-

ванных сопротивлений, чугунных и др. Наиболее частый вид поломки реостата

–перегорание проволочных элементов сопротивлений, которые необходимо из-

готовлять заново. Проволочные и ленточные элементы сопротивления изготов-

ляют из проволоки или ленты медно-никелевых, марганцево-медных, хромони-

келевых, железохромоалюминиевых сплавов, а также из стальной низкоугле-

родистой проволоки. Резистор обычно выполняют из материалов с большим со-

противлением: константана, нихрома, фехраля и др.

При выходе из строя щеточных контактов реостата их заменяют новыми,

изготовленными из медных пластин. Длину полос рассчитывают на два контак-

та. В пластинах сверлят или штампуют отверстия для заклепок и болтов, кре-

пящих пакет. После сборки пластин в пакет его разрезают на два контакта и по-

следние очищают от заусенцев, образовавшихся при разрезке.

На предприятиях в качестве реостатов применяют ящики со- противлений

с чугунными элементами, которые работают в тяжелых условиях нагрева (до

300—400 °С), сотрясений и вибраций.

Для капитального ремонта ящики сопротивления снимают с ра- бочего

места, доставляют в мастерскую и полностью разбирают. При нестандартном

исполнении ящиков составляют схему соединений чу- гунных элементов и рас-

положения выводных зажимов. Стержни с поврежденной резьбой заменяют но-

выми; также заменяют пересохшую и поврежденную изоляцию. В качестве изо-

ляции применяют миканит и стекломиканит для внутренних изоляционных

слоев и асбестовую бумагу для наружных слоев. Поврежденные изоляторы не

ремонтируют, а заменяют новыми.

Сборка ящиков проста и при наличии соответствующего чертежа, эскиза

или образца не вызывает затруднений. После ремонта (с разборкой) у каждого

ящика измеряют омическое сопротивление и производят испытание изоляции

стержней от корпуса и от элементов переменным током напряжением 5 кВ в те-

чение 1 мин. Отклонение омического сопротивления для всего комплекта эле-

ментов и между отдельными зажимами не должно превышать 10% от номи-

нальной величины.

3.5.4. Проверка и испытание отремонтированных аппаратов

У отремонтированных аппаратов проверяют зазоры, провалы, контактное

нажатие и одновременность включения контактов. В качестве примера приведем

способ проверок контактора КТ-6000 [22].

Сначала проверяют зазор контактов А – кратчайшее расстояние между

подвижной 2 и неподвижной 1 контакт-деталью (рис. 3.89, а) в их разомкнутом

положении. Затем проверяют провал контакта –расстояние, на которое может

334

переместиться из замкнутого положения одна контакт-деталь (подвижный кон-

такт) при удалении другой контакт- детали (неподвижный контакт).

Рис. 3.89. Способы проверки контактов: а –зазора, б –начального нажатия, в –

конечного нажатия; А –зазор контактов, Б –провал контактов.

Зазор и провал контактов регулируется в зависимости от конст- рукции

аппарата и приводится в соответствующих инструкциях по эксплуатации. В

нашем примере они устанавливаются регулировочным винтом 5. Зазор и провал

контактов замеряют шаблоном, щупом или нутромером.

После этого проверяют начальное контактное нажатие, т.е. усилие, возни-

кающее в момент начала замыкания контакт-деталей. Контактное нажатие

определяется упругостью контактных пружин 6. Проверка начального нажатия

производится при разомкнутых контактах (отсутствии тока в катушке) не на

линии касания контактов, а между держателем 8 (или выступом вала) и регули-

ровочным винтом. Тонкая полоска бумаги 9 зажимается между держателем и

винтом. Динамометром 4 и петлей 3 сделанной из стальной проволоки, подвиж-

ной контакт оттягивается и освобождает полоску бумаги, которую легко потя-

гивают рукой (рис. 3.89, б). Показание динамометра в этот момент соответству-

ет величине начального нажатия в ньютонах. Конечное контактное нажатие

(контактное нажатие после окончания замыкания контакт-деталей) определяет-

ся показаниями динамометра при освобождении полоски бумаги с помощью

динамометра или погасания лампы 10 по схеме (рис.3.89, в).

Затем проверяют одновременность включения контактов аппарата путем

отключения аппарата от сети и подводя рукой подвижные контакты (ножи ру-

бильника, разъединителя, контактора) примерно до 0,5 мм к неподвижным.

Производят замер расстояния щупом и регулировку одновременности касания

контактов согласно заводским требованиям. Сопротивление изоляции между

токоведущими частями аппарата и его корпусом, частями, которые должны

быть заземлены, а также токоведущими частями и теми, к которым возможно

прикосновение, выполняют мегомметром. Сопротивление изоляции должно

быть не ниже 0,5 МОм.

335

Испытание электрической прочности изоляции выполняется на специаль-

ных установках. Прочность изоляции контакторов, магнитных пускателей и

другой аппаратуры проверяется с разомкнутыми подвижными и неподвижными

контактами одного полюса, соседними полюсами, токоведущими и заземляе-

мыми частями, выводами втяги- вающей электромагнитной катушки и магнито-

проводом. Изоляция должна выдерживать напряжение 5 кВ в течение 1 мин без

пробоя и перекрытия скользящими разрядами. При испытании напряжение

плавно повышают от 0 до 1 кВ, выдерживают в течение 1 мин и так же плавно

снижают.

3.5.5. Ремонт предохранителей и пусковой аппаратуры

Ремонт предохранителей до 1000 В. Наиболее распространенными явля-

ются предохранители ПР и ПН. При ремонте предохранителя ПР зачищают

стеклянной бумагой или напильником контактные детали патрона и губок от

нагара и 10* частиц металла, проверяют фибровые патроны на отсутствие тре-

щин, заменяют плавкую калиброванную вставку[22]. У патрона предохранителя

ПР проверяют также толщину его стенки. При частых срабатываниях стенка

может выгорать и в конце концов разорваться, при этом возможен переброс ду-

ги на соседние фазы с аварийными последствиями. Восстановление предохра-

нителя ПН с кварцевым заполнением состоит из перезарядки фарфорового па-

трона с полной заменой песка (сухой кварцевый песок с гранулами величиной

0,5—1 мм), зачистки контактных частей от нагара и частиц металла, установки

патрона в губки предохранителя, который должен входить с усилием и без пе-

рекосов. Ремонт других предохранителей существенно не отличается от предо-

хранителей ПР и ПН. Ремонт магнитных пускателей. Устройство и схема маг-

нитного пускателя были показаны на рис. 100. Ремонт магнитного пускателя

состоит из зачистки токоведущих контактов, проверки сохранности биметалли-

ческих элементов и нагревателей, а при необходимости замены их новыми за-

водского изготовления, проверки катушки пускателя. Катушку с пересохшей

изоляцией заменяют новой. При большой потребности новых катушек для пус-

кателей их изготовляют в электроремонтном цехе. Данные обмоток катушек

магнитных пускателей приведены в табл. 3.33.

Данные обмоток катушек магнитных пускателей .Таблица 3.33.

Вел

ичи

на

маг

-н

итн

ого

пу

ска-

теля

Тип магнитного

пускателя

Напряжение, В

127 220 380

ди

амет

р

про

вод

а,

мм

чи

сло

ви

тко

в

ди

амет

р

про

вод

а,

мм

чи

сло

ви

тко

в

ди

амет

р

про

вод

а,

мм

чи

сло

ви

тко

в

2

П-211, П-212, П-

213, П-214, П-221,

П-222, П-223, П-224

0,25 160

0 0,20 2700 0,15 4700

336

3

П-311, П-312, П-

313, П-314, П-321,

П-322, П-323, П-324

0,31 122

0 0,25 2120 0,20 3650

4

П-411, П-412, П-

413, П-414, П-421,

П-422, П-423, П-424

0,83 490 0,64 850 0,47 1470

5

П-511, П-512, П-

513, П-514, П-521,

П-522, П-523, П-524

1,16 400 0,86 700 0,64 1200

Ремонт контакторов. Ремонт контактора состоит из очистки от нагара и

грязи главных и вспомогательных контактов, а также пластин дугогасительной

камеры. Пластины дугогасительных камер очищают мягкой стальной щеткой,

не повреждая тонкий слой меди, предохраняющий стальную основу пластин от

окисления. Проверяют состояние гибкой связи подвижной системы, которая

состоит из пакета тонких медных пластин (0,2—0,5 мм). Если имеются поло-

манные пластины, их заменяют новыми тех же сечений и материала. Проверя-

ют включение контактора на легкость и плотное прилегание якоря к сердечни-

ку катушки. Если контактор во включенном состоянии издает сильный гул, его

необходимо отрегулировать: укрепить винты, крепящие ярмо и якорь, прове-

рить целость короткозамкнутого витка в вырезе сердечника катушки и в случае

необходимости заменить его новым. Если не удается достичь плотного сопри-

косновения обеих половин электромагнита (не менее 70% ко всему сечению

магнитопровода), надо немного сместить сердечник, ослабив его крепление.

Иногда необходимо и подшабрить напильником поверхность сердечника и яко-

ря, продольно по слоям листовой стали. В контакторах встречается явление за-

липания» якоря к сердечнику из-за отсутствия медной прокладки между якорем

и сердечником. Если прокладка отсутствует, следует поставить новую из мед-

ной пластинки толщиной 0,1—0,3 мм и прочно ее укрепить. Главные контакты

изолированы от вала контактора изоляцией из электрокартона, фибры или ас-

бомиканита. При ремонте надо проверить (мегомметром или пробником) изо-

ляцию главных контактов от вала и в случае необходимости заменить ее. Со-

противление изоляции, измеренное мегомметром на 1000 В, должно быть не

менее 0,5 МОм.

При выходе из строя втягивающей катушки контактора ее заменяют но-

вой, желательно заводского изготовления. При больших партиях поступающих

в ремонт контакторов в электроремонтном цехе организуется производство втя-

гивающих катушек поданным заводовизготовителей. После капитального ре-

монта контактора проводится заключительная регулировка на легкость хода и

требуемую силу нажатия главных контактов, описанная в § 46.

3.6. Ремонт воздушных линий

При ремонтах ВЛ выполняется комплекс мероприятий, направленных на

поддержание или восстановление первоначальных эксплуатационных характе-

ристик ВЛ путем ремонта или замены отдельных ее элементов.

Для ВЛ напряжением до 10 кВ структура ремонтного цикла предствляет

337

собой чередование текущего и капитального ремонтов: Т-К- Т-К... Продолжи-

тельность ремонтного цикла для ВЛ на деревянных опорах составляет 5 лет, на

железобетонных опорах – 10 лет.

Для ВЛ напряжением 35 кВ и выше предусматриваются только капи-

тальные ремонты с периодичностью:не реже 1 раза в 5 лет для ВЛ на деревян-

ных опорах;не реже 1 раза в 10 лет для ВЛ на железобетонных и металлических

опорах.

Перечень работ, относящихся к текущим и капитальным ремонтам ВЛ,

устанавливается типовыми инструкциями по эксплуатации ВЛ [21].

Объем ремонтных работ определяется по результатам предшествующих

осмотров, испытаний и измерений. Поэтому для планирования ремонтов ВЛ

ведется следующая эксплуатационно-техническая документация:паспорта

ВЛ;листки осмотров;ведомости проверки загнивания деревянных

опор;ведомости проверки линейной изоляции;ведомости измерений габаритов и

стрел провеса проводов и тросов; ведомости измерений сопротивлений зазем-

ляющих устройств; журналы неисправностей ВЛ;журналы учета работ на ВЛ и

другие документы.

На основании этих документов составляется многолетний график работ,

в котором указывается перечень всех ВЛ и годы их вывода в ремонт в соответ-

ствии с техническим состоянием. На основании многолетнего графика состав-

ляются годовые графики работ.

По форме организации капитальный ремонт ВЛ может выполняться де-

централизованно, централизованно и по смешанной форме. При децентрализо-

ванной форме ремонт выполняется силами предприятия, эксплуатирующего

ВЛ.

Наиболее прогрессивной формой капитального ремонта ВЛ является цен-

трализованный ремонт, выполняемый по договору подряда строительно-

монтажной организацией, специализирующейся на строительстве ВЛ. Бригады

централизованного ремонта могут быть комплексными, выполняющими все

виды ремонтных работ, или специализированными, выполняющими опреде-

ленные виды работ, например замену опор.

Основными преимуществами централизованного ремонта являются вы-

сокое качество и сокращение сроков ремонтных работ. Это достигается высо-

кой квалификацией персонала, использованием передовых методов организа-

ции и проведения работ, высокой степенью их механизации.

Законченные работы по капитальному ремонту ВЛ должны приниматься

техническим руководителем предприятия, о чем делается отметка в плане-

графике работ. Все работы, произведенные на ВЛ, должны оформляться соот-

ветствующими актами с указанием объема выполненных работ, даты выполне-

ния, фамилии производителя работ.

В паспорте ВЛ должны отражаться все основные выполненные работы

(замена опор, проводов, изоляторов) и изменение характеристик ВЛ, например

появление новых пересечений.

3.6.1.Ремонт воздушных линий электропередач.

338

Напряжением выше 1000В. При текущих ремонтах ВЛ напряжением

выше 1000 В выполняют: верховые осмотры BЛ[24]; проверку состояния уста-

новки опор (отклонения, перекосы элементов и пр.), прочности соединительных

мест (рис. 3.90, где а — траверсы со стойкой врубкой; б — стойки с приставкой;

в — крепление гирлянды изолято¬ров к траверсе; г — затес верхних торцов

стоек промежуточных опор; д — траверсы со стойкой без врубки; е — раскоса

со стойкой; ж — верхней части AH-образной опоры), состояния противогни-

лостных мероприятий, бандажей, стрел провеса проводов, наличие опознава-

тельных знаков и предупредительных плакатов; перетягивание отдельных участ-

ков сети, ремонт опор, поддерживающих конструкций; замена поврежденных

изоляторов и сгнивших элементов отдельных опор; ревизию и ремонт разрядни-

ков; расчистку просек;измерение изоляции, определение падения напряжения,

нагрева соединителей.

При капитальных ремонтах ВЛ напряжением выше 1000 В выполня-

ют:ремонт фундаментов опор;плановую замену после многолетней работы до

50 % опор и их конструктивных элементов;ревизию и замену некондиционных

проводов, полная перетяжка линии;частичную замену фарфоровых изоляторов

(рис. 3.91, где:1-шапка; 2-тарелка; 3-стержень; 4-цементная заделка; 5-замок

изолятора); выправление опор;проверка наличия трещин в железобетонных

опорах и приставках;восстановление противогнилостных обмазок; испытание

ВЛ в соответствии с ПТЭ и ПТБ.

Крен железобетонных опор на трассе можно устранять, не снимая напря-

жения с линии, если величина крена не превышает 20°, а скорость ветра –10

м/с. Выправку как вдоль, так и поперек линии производят путем создания тя-

жения по тяговому тросу в сторону, противоположную крену опоры. Усилие в

тяговом тросе а –траверсы со стойкой врубкой; б –стойки с приставкой; в –

крепление гирлянды изоляторов к траверсе; г –затес верхних торцов стоек про-

межуточных опор; д –траверсы со стойкой без врубки; е –раскоса со стойкой; ж

–верхней части AH-образной опоры увеличивают после откопки основания

опоры на нужную глубину.

339

Рис.3.90. Примеры сочеленений деталей деоевянных опор при сборке.

Рис. 3.91. Подвесной изолятор

Котлован выправленной опоры засыпают землей с послойной трамбов-

кой. При обнаружении трещин в железобетонных опорах их промазывают би-

тумом или цементным раствором (табл.3.34). Перед промазкой цементным рас-

твором тщательно очищают поверхность старого бетона опоры и увлажняют

его. Залитые трещины затирают, сколы наращивают.

Состав цементных растворов для ремонта железобетонных опор. Таблица 3.34.

Номер раство- Состав в частях На 1 м3 раствора

340

ра цемент песок

цемент,

кг

песок,

м3

вода, м3

1

2

1

1

3

4

467

368

1

1,05

0,315

0,310

Ремонт проводов. При обнаружении повреждения провода на этом месте

ставят метку и сообщают бригадиру, который определяет способ ремонта и ор-

ганизует его (табл.3.34).

При обрыве до 30 % проволок на место их повреждения устанавливают

ремонтную муфту, а если повреждено более 30 % проволок, то провод разреза-

ют и соединяют с помощью овального соединителя (рис.3.92, а) методом скру-

чивания (можно применять термитную сварку). Расстояние между ремонтными

муфтами, соединителем и ремонтной муфтой, а также двумя соединителями

должно быть не менее 15 м.

Количество соединителей и муфт на одном проводе в пролете должно

быть не более трех, в том числе не более двух соединителей и одной ремонтной

муфты. В пролетах пересечения ВЛ с инженерными сооружениями установку

соединителей и муфт не допускают.

Рис.3.92.Овальный соединитель с введенными в него проводами:овальный,

монтируемый обжатием(а);овальный, монтируемый скручиванием(б);овальный,

монтируемый для монометаллических проводов(в);то же для сталеалюминевых

проводов(г)

Ремонт проводов. Таблица 3.34

Кол-во поврежденных

проволок на длинедо

15 м

Метод ремонта

Нормальное коли-

чество проволок

в проводе

341

1

1—2

1—3

Поврежденные проволоки подо-

гнать под один размер, а на кон-

цах установить ремонтные муф-

ты

6—7

19

28

2

3—5

4—8

Поврежденные проволоки по-

догнать под один размер, на де-

фектном участке вплести прово-

локи, на одну меньше числа от-

сутствующих, после чего в ме-

стах обрыва установить ремонт-

ные муфты

6—7

19

28

3

6

9

Поврежденный участок выре-

зать, установить соединительный

зажим

6—7

19

28

Монтаж ремонтной муфты производят в такой последовательности (см.

рис.3.92): матрицу и пуансон подбирают в соответствии с маркой ремонтируе-

мого провода; берут овальный соединитель, разрезают по продольной оси, и

торцы его развальцовывают напильником; края разводят на расстояние, обеспе-

чивающее свободную укладку в муфту ремонтируемого провода; проволоки

укладывают по направлению повива, на расстоянии 200 мм по обе стороны от

места повреждения накладывают бандажи; корпус муфты надевают на провод

так, чтобы поврежденные жилы были на равном расстоянии от концов муфты;

легким постукиванием молотка через прокладку разведенные концы подгиба-

ют, материал прокладки должен соответствовать материалу муфты; производят

опрессование муфты.

При установке овального соединителя его надвигают на один из концов

соединяемых проводов. Второй конец провода вводят в соединитель внахлест-

ку (см. рис. 3.92, б). Концы соединяемых проводов должны выходить из соеди-

нителя на 20—40 мм, на них надевают бандажи. Монтаж проводов овальными

соединителями производят с помощью приспособлений (табл. 3.35).

Скручиваемые овальные соединители. Таблица 3.35.

Марка провода Тип соединителя Приспособление Число оборотов

скручивания

АС-10

АС-16

АС-25

АС-35

АС-50

АС-70

АС-95

АС-120

АС-150

ССАС-10-2А

СОАС-16-2А

СОАС-25-2А

СОАС-35-2А

СОАС-50-2А

СОАС-70-2А

СОАС-95-2А

СОАС-120-2А

CОAC-150-2A

МИ-189А

МИ-230А

3,5

4

4

4

4,5

4

4,5

4,5

4,5

Скрутку проводов производят так: ослабляют гайку откидного болта 1

342

(рис.3.93); снимают верхнюю откидную лау2;соединитель с введенными в него

проводами устанавливают в прорезь головки корпуса и, развернув на 90°, кла-

дут плоской стороной один конец на ползушку, а другой конец –на нижнюю

плашку 3 так, чтобы концы соединителя выступали на плашки не более чем на

5 мм;устанавливают верхнюю плашку на соединитель, крепят ее гайками до

упора;вставляют рычаг 4 в отверстие головки и закручивают соединитель на

4—4,5 оборотов в любую сторону.При скручивании соединителей СОАС- 150-

2А и СОАС-185-2А допускают применение дополнительного рычага. Скручен-

ный соединитель (рис.3.92, б) освобождают от плашек или матриц и вынимают

из приспособления через прорезь корпуса. Натяжку проводов, соединенных

между собой и поднятых на опоры, производят с усилием, достаточным для

удержания их на нужном расстоянии от земли. При помощи расчетных таблиц

определяют стрелу провеса, откладывают полученную величину на двух рей-

ках. Рейки с отметками подвешивают на двух соседних опорах на высоте мест

крепления провода. Монтер располагается на одной опоре так, чтобы уровень

его глаз находился у нижней отметки рейки, подвешенной на этой же опоре. Во

время натяжки провода монтер «визирует» (смотрит через бинокль на отметку

рейки, подвешенной на соседней опоре; и дает команду прекратить натяжку

провода, когда нижняя точка поднимаемого провода будет расположена на

прямой, соединяющей отметки на рейках.

Рис. 3.93. Заушные узлы приспособления МИ-189А:ползушка(а); поворотная

часть(б)

Ремонт воздушных линий электропередач напряжением до 1000В.

Сроки и объемы капитального ремонта линий электропередач устанавливают

по результатам осмотров, измерений и испытаний[24]. В работы по капиталь-

ному ремонту входят смена опор, пасынков, траверс, проводов. При ремонтах

нельзя изменять конструкцию опоры без соответствующего расчета.

При текущем ремонте производят выправку опор, подтяжку и смену бан-

дажей, подтяжку и регулирование провеса проводов, смену изоляторов и др.

На промышленных предприятиях для охранного освещения широко при-

меняют деревянные опоры. Для продления срока их службы при ремонтных ра-

ботах производят диффузионную пропитку древесины опор. Технологический

процесс дополнительной пропитки состоит в следующем: подземную часть

опоры отрывают на всю зону загнивания, очищают от гнили до здоровой древе-

сины и определяют диаметр здоровой части в наиболее опасной по гниению

343

зоне с целью установления пригодности столбов для дополнительной пропитки.

В зависимости от зоны распространения гнили на столб надевают один,

два или три бандажа (рис.3.94).В загнивших и опасных по гниению надземных

участках опор расчищают трещины до здоровой древесины и заполняют анти-

септической пастой при помощи масленки или другого приспособления. Пасту

предварительно разбавляют водой из расчета на 100 частей пасты 20 частей во-

ды.После заполнения трещин на пасту и прилегающую к трещине поверхность

опоры наносят слой гидроизоляции при помощи кисти или распылителя. Анти-

септической пастой одновременно с обработкой трещин заливают все места со-

пряжения между деталями опор.

Рис. 3.94. Расположение бандажей на столбах при летнем уровне грунтовых вод

ниже уровня земли: до 120 см(а);на 120—200 см(б);на 250 и более(в)

При обнаружении загнившей заболони в столбах, имеющих неглубокую

(5—10 мм) пропитку, на опасную по гниению зону надевают антисептический

бандаж.Обработку деталей опор начинают с верхних, наиболее удаленных де-

талей, чтобы избежать соприкосновения работающего с обработанными дета-

лями. Работы по дополнительной пропитке опор производят сразу после весен-

него осмотра.

Изготовление антисептических бандажей. Антисептический бандаж со-

стоит из двух слоев: наружного водонепроницаемого слоя, изготовляемого из

толя, рубероида или пергамина; внутреннего, соприкасающегося с древесиной

слоя из антисептической пасты.

Ширину бандажа принимают 50 см, длину в зависимости от толщины

столба в месте установки бандажа (табл.3.36). На поверность водонепроницаемо-

го слоя наносят антисептические пасты, составы которых приведены в табл.3.37.

Для регулирования расхода пасты на бандажи различной длины применя-

ют мерные ковши, объем которых соответствует норме пасты для нужного раз-

мера бандажа. Пасту, взятую ковшом, накладывают на заранее отрезанный кусок

толя и при помощи шпателя равномерно наносят по поверхности толя, причем на

кромки бандажа шириной 1 см и полосу 5 см (которая при надевании бандажа

будет перекрывать бандаж на стыке) пасту не наносят.

Нормы расхода антисептика на бандаж. Таблица 3.36.

344

Диаметр столба в месте наде-

вания бандажа, мм

Длина банда-

жа, см

Количество антисептика в пасте,

наносимого на один бандаж, г

фтористый

натрий уралит

До 20

21-25

26-30

31-35

36-40

70

85

100

115

130

400

500

600

700

800

350

400

500

600

700

Весовые соотношения составных частей паст (в %). Таблица 3.37.

Антисептик Пасты на экстракте

сульфитных щелоков

Паста-концентрат на уголь-

ном лаке Б с каолином Анти-

септик

Экс-

тракт

Вода Анти-

септик

Лак Б и

глина

Вода

Уралит или технический

фтористый натрий

Фтористый натрий тех-

нический

44

—

18

—

38

—

—

44

—

23

—

23

Ремонт воздушных линий электропередачи до 1000В. Сроки и объемы

капитального ремонта воздушной линии электропередачи устанавливают по ре-

зультатам осмотров, измерений и испытаний[24]. В работы по капитальному ре-

монту входит смена опор, пасынков, траверс, проводов. При ремонтах нельзя из-

менять конструкцию опоры без соответствующего расчета.При текущем ремонте

выполняют выправку опор, подтяжку и смену бандажей, подтяжку и регулирова-

ние провеса проводов, смену изоляторов и др.Для продления срока службы дере-

вянных опор производят диффузионную пропитку древесины. Технологический

процесс пропитки состоит в следующем. Подземную часть опоры отрывают на всю

длину зоны загнивания, очищают от гнили до здоровой древесины и определяют

диаметр здоровой части в наиболее опасной по гниению зоне в целях установления

пригодности опоры для дополнительной пропитки. В зависимости от зоны рас-

пространения гнили на опору надевают один, два или три антисептических бан-

дажа (рис.3.95 где1 –бандаж; 2 –битум).В загнивших и опасных по гниению надзем-

ных участках опор расчищают трещины до здоровой древесины и заполняют их ан-

тисептической пастой с помощью масленки или другого приспособления. Пасту

предварительно разбавляют водой из расчета одна часть воды на пять частей пас-

ты.

345

Рис.3.95. Наложение антисептических бандажей на опоры при уровне грунто-

вых вод выше уровня земли (а), ниже уровня земли на 1,2 м (б),1,4...2 м (в), 2,5

м (г) и при отсутствии грунтовых вод (д).

После заполнения трещин на пасту и прилегающую к трещине поверх-

ность опоры наносят кистью или распылителем слой гидроизоляции. Одновре-

менно с обработкой трещин антисептической пастой заливают все места со-

пряжения между деталями опор. При обнаружении загнившей заболони в опо-

рах, имеющих неглубокую (5... 10 мм) пропитку, на опасный по гниению уча-

сток надевают антисептический бандаж. Обработку опор начинают с верхних,

наиболее удаленных деталей, чтобы избежать дальнейшего соприкосновения

работающего с ними. Дополнительную пропитку опор производят после весен-

него осмотра.

Антисептический бандаж состоит из двух слоев: наружного водонепро-

ницаемого слоя из толя, рубероида или пергамина; внутреннего слоя из анти-

септической пасты, соприкасающегося с древесиной. Ширина бандажа 50 см,

длина зависит от толщины столба в месте установки бандажа (табл.3.37).

Для регулирования расхода пасты, наносимой на бандажи различной

длины, применяют мерные ковши, объем которых соответствует требуемому

количеству пасты для того или иного размера бандажа. Пасту, взятую ковшом,

накладывают на заранее отрезанный кусок толя и с помощью шпателя равно-

мерно распределяют по поверхности, причем на кромки бандажа шириной 1 см

и полосу 5 см (которая при надевании бандажа будет перекрывать его в месте

стыке) пасту не наносят.

Нормы расхода антисептика на бандаж. Таблица 3.37.

Диаметр столба вместе

надевания бандажа, мм

Длина бандажа,

см

Количество антисептика в пасте,

наносимой на один бандаж, г

Фтористый

натрий Уралит

До 20 21...25 26...30

31...35 36...40

70

85

100

115

130

400 500 600

700 800

350 400 500 600

700

Ремонт воздушных линий электропередачи напряжением выше 1000 В.

При текущих ремонтах ВЛ напряжением выше 1000 В выполняют следующие ра-

346

боты: верховые осмотры ВЛ; проверка установки опор (отклонения, перекосы эле-

ментов и пр.), прочности соединительных мест, состояния бандажей, стрел провеса

проводов, наличия опознавательных знаков и предупредительных плакатов; пере-

тягивание отдельных участков сети, ремонт опор, поддерживающих конструкций;

замена поврежденных изоляторов и сгнивших элементов отдельных опор; ревизия и

ремонт разрядников; расчистка просек; измерение изоляции, определение падения

напряжения в линии, нагрева соединителей.

Работы, выполняемые при капитальных ремонтах ВЛ напряжением вьппе

1000 В, включают в себя: ремонт фундаментов опор; плановую замену после много-

летней работы до 50 % опор и их конструктивных элементов; ревизию и замену не-

кондиционных проводов, полную перетяжку линии; частичную замену фарфоровых

изоляторов; выправление опор; проверку наличия трещин в железобетонных опо-

рах и приставках; восстановление противогнилостных обмазок; испытание ВЛ в

соответствии с ПТЭ.

Крен железобетонных опор на трассе можно устранить, не снимая напряжения

с линии, если угол крена не превышает 20°, а скорость ветра – 10 м/с. Выправку

как вдоль, так и поперек линии производят путем создания тяжения по тяговому

тросу в сторону, противоположную крену опоры. Усилие в тяговом тросе увеличи-

вают после откапывания основания опоры на нужную глубину. Котлован выправ-

ленной опоры засыпают землей с послойным трамбованием. При обнаружении

трещин в железобетонных опорах их промазывают битумом или цементным рас-

твором. Перед промазыванием цементным раствором тщательно очищают поверх-

ность старого бетона опоры и увлажняют его. Залитые трещины затирают, места

сколов наращивают овальными соединителями

Методы ремонта проводов. Таблица 3.38.

Нормальное число

проволок в проводе

Число поврежденных

проволок на длине до 15

м

Метод ремонта

6 или 7 19 28

1

1 или 2

1-3

Поврежденные проволоки

подогнать под один размер, а

на концах установить ре-

монтные муфты

6 или 7 19 28 2 3-5 4-8

Поврежденные проволоки

подогнать под один размер,

на дефектном участке вплести

проволоки, число которых

должно быть на единицу

меньше числа отсутствую-

щих, после чего в местах об-

рыва установить ремонтные

муфты

6 или 7 19 28 3 6 9

Поврежденный участок выре-

зать, установить соедини-

тельный зажим

347

Рис.3.96. Соединение проводов обжатым (а) и скрученным (б)

При обнаружении повреждения провода на месте дефекта ставят метку и со-

общают об этом бригадиру, который определяет метод ремонта (табл.3.38).

При обрыве до 30 % проволок на место их повреждения устанавливают ре-

монтную муфту, а если повреждено более 30 % проволок, то провод разрезают и со-

единяют с помощью овального соединителя (рис.3.96). Расстояние между ремонт-

ными муфтами, соединителем и ремонтной муфтой, а также между двумя соедини-

телями должно быть не менее 15 м.

Число соединителей и муфт на одном проводе в пролете должно быть не более

трех, в том числе не более двух соединителей и одной ремонтной муфты. В пролетах

пересечения ВЛ с инженерными сооружениями установку соединителей и муфт

не допускают.

Монтаж ремонтной муфты производят в такой последовательности: матрицу

и пуансон подбирают в соответствии с маркой ремонтируемого провода; берут

овальный соединитель, разрезают по продольной оси и торцы его развальцовывают

напильником; края разводят на расстояние, обеспечивающее свободную укладку в

муфту ремонтируемого провода; проволоки укладывают по направлению повива; на

расстоянии 200 мм по обе стороны от места повреждения накладывают бандажи;

корпус муфты надевают на провод так, чтобы поврежденные жилы были на равном

расстоянии от концов муфты; легкими ударами молотка через прокладку, мате-

риал которой должен соответствовать материалу муфты, подгибают разведенные

концы, производят спрессовывание муфты.


1. В каких случаях применяют воздушные линии электропередачи?

2. Какие показатели характеризуют ВЛ?

3. Какие виды опор применяют для сооружения ВЛ?

4. Каковы особенности монтажа линий электропередачи напряжением до 1000 В?

5. От чего зависит глубина котлованов для опор ВЛ напряжением до 10 кВ?

6. Какие допуски на выверку деревянных и железобетонных опор учитывают при

монтаже ВЛ напряжением до 10 кВ?

7. Как заделывают в грунт железобетонные опоры?

8. Как обслуживают ВЛ напряжением до 10 кВ?

9. Перечислите основные ремонтные операции, выполняемые на ВЛ напряжением

до 10 кВ.

Эксплуатация и ремонт проводов,тросов и их соединительных зажи-

мов. Для воздушных линий применяются неизолированные провода сталеалю-

миниевые алюминиевые, из алюминиевых сплавов и др[20]. По конструкции

провода делят на многопроволочные и полые. Грозозащитные тросы применя-

ются для защиты ВЛ от атмосферных перенапряжений. В качестве грозозащит-

ных тросов используются стальные канаты, стальные и стале-алюминиевые

348

провода.Концы проводов и тросов в пролетах линий и петлях анкерных опор

соединяются при помощи соединительных зажимов.

В связи с этим контактные соединения проводов и тросов должны иметь

механическую прочность ие менее 90 % временного сопротивления на разрыв

целого провода (или троса). Электрическое переходное сопротивление кон-

тактного зажима доллшо быть примерно равны сопротивлению целого участка

провода такой же длины. Соединения проводов в пролетах ВЛ выполняются

при помощи соединительных зажимов, обжатием, скручиванием, опрессовкой

(рис.3.97, где1 –алюминиевый корпус; 2 –стальная трубка для соединения

стальной части провода; I –прессуемый участок корпусашо, как и провода).

Болтовые зажимы для соединения проводов и тросов в пролетах не применяют-

ся.При соединении проводов способом обжатия очищенные от грязи концы

проводов смазывают смазкой ЗЭС и вводят внахлестку в соединитель. Обжатие

соединителей (рис.3.97, б) производят монтажными клещами или гидравличе-

ским прессом, например типа МГП-12, развивающим рабочее усилие 12 т.

Соединение проводов способом скручивания овального соединительного

зажима (типа СОАС или СОС) выполняют при помощи специального приспо-

собления МИ-190, МИ-230. При этом соединитель с введенным в него прово-

дом скручивается на 2—4,5 оборота. Для соединения стале-алюминиевых про-

водов применяют соедините чи фасонного сечения (рис.3.97, г). После соответ-

ствующей подготовки соединяемых концов провода сначала впрессовывается

его стальная часть стальной трубкой, а затем алюминиевый корпус надвигается

на стальную трубку и опрессовывается. Опрессование производится гидравли-

ческим прессом.

Рис.3.97. Контактные соединения проводов и тросов:овальный соединительный

зажим(а); соединение способом обжатия(б); соединение способом скручива-

ния(в); прессуемый соединительный зажим для ста-леалюминиевых прово-

дов(г).

Для защиты контактных зажимов от агрессивных сред в процессе монта-

жа применяется смазка ЗЭС или технический вазелин, заполняющие свободное

пространство между жилами провода и зажимом.

Достаточно надежным способом соединения проводов ВЛ является тер-

митная сварка. Сварка выполняется с применением термитных патронов при

помощи специальных сварочных приспособлений, подающих провода навстре-

349

чу друг другу внутри термитного патрона во время сварки. Сварка происходит

благодаря сгоранию термитной массы, поджигаемой термитной спич-

кой.Сварные соединения в пролетах проводов ВЛ выполняются совместно с

установкой прессуемых соединительных зажимов (рис. 3.98). При таком соче-

тании сварное соединение создает хороший переходной электрический контакт,

а прессуемый соединительный зажим воспринимает механическую нагрузку.

Соединительные зажимы не подвергаются никаким механическим испытаниям.

Электрические характеристики их определяют измерением переходного сопро-

тивления (см. § 2.7). Периодичность контроля переходного сопротивлния бол-

товых зажимов установлена 1 раз в 6 лет. Электрические измерения соедини-

тельных зажимов, выполненных обжатием, скруткой, опрессованием и сваркой,

во время эксплуатации не производятся.

Часто встречающимися в эксплуатации повреждениями проводов и тро-

сов являются частичные обрывы проволок. Если число поврежденных или обо-

рванных проволок не более четырех, их закрепляют бандажами, при большем

числе устанавливают ремонтные муфты способом опрессова-ния. При значи-

тельном уменьшении площади поперечного сечения (более 34%) поврежден-

ный участок провода или троса вырезается и заменяется новым.

а) б)

Рис. 3.98. Сварные соединения проводов в пролете ВЛ:в виде петли(а);с шун-

том(б)

При эксплуатации проводов и тросов ведется наблюдение за стрелами их

провеса, которые не должны отличаться более чем на +5 % от проектных. Для

предотвращения коррозии стальных тросов их покрывают антикорозионными

покрытиями.

3.7. Ремонт кабельных линий

КЛ ремонтируются при их повреждениях, например при пробое изоля-

ции кабеля, а основной операцией при ремонте КЛ является установки новой

или замена существующей кабельной муфты. Таким образом, при эксплуата-

ции КЛ используется система аварийно- восстановительного ремонта (система

АВР).

При повреждении кабеля обслуживающий персонал должен отыскать ме-

сто повреждения, а при прокладке кабеля в земляной траншее - раскопать уча-

сток траншеи в этом месте. Раскопки должны вестись осторожно, а при глубине

более 0,4 м – только лопатами.

Объем работ при текущих и капитальных ремонтах КЛ определяется по

результатам предшествующих осмотров, испытаний и измерений. Для плани-

рования ремонтов КЛ ведется следующая эксплуатационно-техническая доку-

ментация:паспорта КЛ; лиски смотров; кабельный журнал;акты скрытых работ

с указанием пересечений и сближения кабелей со всеми подземными коммуни-

350

кациями;акты на монтаж кабельных муфт;протоколы измерения сопротивления

изоляции;протоколы испытаний изоляции КЛ повышенным напряжением; про-

токолы измерения сопротивлений заземляющих устройств; журналы неисправ-

ностей КЛ;журналы учета работ на КЛ и другие документы.

На основании этих документов составляется многолетний график работ,

в котором указывается перечень всех КЛ и годы их вывода в ремонт в соответ-

ствии с техническим состоянием. На основании многолетнего графика состав-

ляются годовые графики работ.

При капитальном ремонте КЛ выполняются следующие основные рабо-

ты:выборочное шурфление кабельных траншей с оценкой состояния кабелей и

муфт;полное вскрытие кабельных каналов с исправлением раскладки кабелей,

устранением коррозии оболочек, чисткой каналов, заменой или ремонтом кон-

струкций для крепления кабелей; переразделка дефектных муфт;частичная или

полная замена участков КЛ;ремонт заземляющих устройств;окраска металличе-

ских конструкций в кабельных сооружениях.

При окончании ремонтных работ проводятся испытания КЛ, объем кото-

рых рассмотрен в п. 8.3. Кроме того, КЛ испытываются под нагрузкой в тече-

ние 24 ч.

Все работы, выполненные при капитальном ремонте КЛ, принимаются по

акту.Акты со всеми приложениями хранятся в паспорте КЛ.

Ремонт кабельных линий. В процессе работы кабельных линий (KЛ)

могут возникать повреждения в кабелях, соединительных муфтах или заделках

[24]. Повреждения носят характер электрического пробоя.

При текущем ремонте KЛ выполняют следующие работы:осмотр и чист-

ку кабельных каналов, туннелей, трасс открыто проложенных кабелей, конце-

вых воронок, соединительных муфт, рихтовка кабелей, восстановление утра-

ченной маркировки, определение температуры нагрева кабеля и контроль за

коррозией кабельных оболочек;проверку заземления и устранение обнаружен-

ных дефектов; проверку доступа к кабельным колодцам и исправности крышек

колодцев и запоров на них;перекладку отдельных участков кабельной сети, ис-

пытание повышенным напряжением (для кабелей напряжением выше 1 кВ или

проверка изоляции мегаомметром для кабелей ниже 1 кВ), доливку кабельной

мастикой воронок и соединительных муфт, ремонт кабельных каналов.

При капитальном ремонте КЛ выполняют:частичную или полную замену

(по мере необходимости) участков кабельной сети, окраску кабельных кон-

струкций, переразделку отдельных концевых воронок, кабельных соединитель-

ных муфт, замену опознавательных знаков, устройство дополнительной меха-

нической защиты в местах возможных повреждений кабеля.

Ремонт кабелей, проложенных в траншеях. При необходимости заме-

ны КЛ или части ее, вскрытие усовершенствованных покрытий производят

электробетонолом С-850 или электромолотком С-849, мотобетонолом С-329,

пневмобетонолом С-358.

Материал покрытия сбрасывают на одну сторону траншеи на расстояние

не менее 500 мм от края, а грунт на другую сторону –на расстояние не менее

500 мм от края. Траншею роют прямолинейной, а на поворотах – расширенной

351

для обеспечения прокладки кабелей с необходимым радиусом закругления.

Траншеи, при отсутствии грунтовых вод и подземных сооружений, роют

без крепления вертикальных стенок на глубину, указанную ниже (в м): в песча-

ных грунтах-1; в супесях-1,25; В суглинках, глинах 1,5;В особо плотных грун-

тах-2.

Траншеи в местах движения людей и транспорта ограждают и возле них

устанавливают предупредительные надписи, а в ночное время –дополнительное

сигнальное освещение. Расстояние между ограждением и осью ближайшего

рельса железнодорожного пути нормальной колеи должно быть не менее 2,5 м,

а узкой колеи – не менее 2 м. Перед укладкой новых кабелей в траншею выпол-

няют следующие работы: закрепляют трубы в траншее в местах пересечений и

сближений трассы с дорогами, подземными коммуникациями и сооружениями;

удаляют из траншеи воду, камни и прочие предметы и выравнивают ее дно; де-

лают подсыпку толщиной 100 мм на дне траншеи мелкой землей и готовят

вдоль трассы мелкую землю для присыпки кабеля после прокладки; готовят

вдоль трассы кирпич или железобетонные плиты для защиты кабеля, когда та-

кая защита необходима. Материалы, подверженные гниению и разложению в

земле (дерево, силикатный кирпич и т. п.), применять для защиты кабелей нель-

зя.

В местах пересечений и сближений с инженерными сооружениями при-

меняют бетонные, железобетонные, керамические, чугунные или пластмассо-

вые трубы. Стальные трубы применяют только для выполнения прохода участ-

ка трассы методом прокола грунта. Глубина заложения для кабелей напряжени-

ем до 10 кВ от планировочной отметки должна составлять 0,7 м. Перед про-

кладкой кабеля производят внешний осмотр верхних витков кабеля на бара-

бане. В случае обнаружения повреждений (вмятины, проколы на витках, тре-

щины в «каппе» и т. п.) прокладку кабеля разрешают только после вырезки по-

врежденных мест, проверки изоляции на отсутствие влажности и напайки на

концы кабеля новых капп. При ремонтных работах раскатку кабеля с барабана

чаще всего выполняют с помощью лебедки.Допустимые усилия тяжения для

кабелей напряжением до 10 кВ приведены в табл. 58. Усилие тяжения при рас-

катке кабеля напряжением до 10 кВ контролируют с помощью динамометра два

опытных монтера, которые находятся у барабана и следят за размоткой кабеля.

Допустимые усилия тяжения при раскатке для кабелей до 10 кВ. Таблица 3.39.

Сечение ка-

беля, мм2

Допустимое усилие, кН, при тяжении

за алюминиевую оболочку*

кабеля на напряжение, кВ за жилы

1 6 10 медные

многопро-

волочные

алюминие

вые

однопрово-

лочные

алюминие

вые

352

3 х 240

3 х 185

3 х 150

3 х 120

3 х 95

3 х 70

3 x 50

3 x2 5

7,4

6,4

5,9

3,9

3,4

2,9

2,3

1,7

9,3

7,4

6,4

4,9

4,4

3,9

3,4

2,8

9,8

8,3

7,4

6,4

5,7

4,9

4,4

3,7

35

26

22

17,6

13,7

10,0

7,0

3,4

27,4

21,6

17,6

13,7

10,8

8,2

5,9

2,9

13,7**

10,8**

8,8**

6,9**

5,4**

3,9**

5,9

2,9

* Тяжение кабелей с пластмассовой и свинцовой оболочками допускается только за жилы.

** Жила из мягкого алюминия с относительным удалением не менее 30 %.

Кабели укладывают с запасом, равным 1—3 % его длины (змейкой), для

исключения опасных механических напряжений при смещениях почвы и тем-

пературных деформациях укладку кабеля змейкой при тяжении лебедкой вы-

полняют после окончания раскатки с барабана в процессе перекладки кабеля на

дно траншеи. При параллельной прокладке кабелей в траншее концы их, пред-

назначенные для последующего монтажа соединительных муфт, располагают

со сдвигом мест соединения не менее чем на 2 м. Одновременно предусматри-

вают запас концов кабеля по длине, необходимый для проверки изоляции на

влажность, монтажа соединительных муфт и укладки дуги компенсаторов,

предохраняющих муфты от повреждения при возможных смещениях почвы и

температурных деформациях кабеля, а также на случай переразделки муфт при

их повреждении.

В стесненных условиях при больших потоках действующих кабелей

можно располагать компенсаторы в вертикальной плоскости, размещая муфты

ниже уровня прокладки кабелей. Число соединительных муфт на 1 км заменяе-

мых кабельных линий должно быть для трехжильных кабелей 1—10 кВ сечени-

ем до 3 х 95 мм2 не более 4 шт., а сечением 3 х 95 + 2 х 240 мм

2 –5 шт.

Замена кабелей в блоках. Замену дефектных кабельных линий произво-

дят, как правило, путем использования резервных отверстий блочной канализа-

ции. Осмотр колодца производят два электромонтера под наблюдением руко-

водителя работ (мастера). При этом один электромонтер в монтерском поясе с

привязанной к нему веревкой опускается в колодец, а второй электромонтер, у

которого находится конец веревки на случай оказания помощи первому, оста-

ется снаружи у открытого люка колодца.

Во избежание взрыва при проведении работ в колодцах нельзя курить,

зажигать спички и пользоваться открытым огнем. При работе в колодце можно

применять светильники переносного освещения на напряжение не выше 12 В.

Над открытыми люками колодцев устанавливают ограждение в виде треног с

предупредительными знаками и фонарями.

Максимально допустимые усилия тяжения кабелей марок ВВГ, АВВГ,

ВРГ и АВРГ с креплением каната за жилы можно принимать по табл. 58 с ко-

эффициентом: для мелких жил –0,7; для алюминиевых жил из твердого алюми-

ния –0,5; для алюминиевых жил из мягкого алюминия –0,25. Для уменьшения

усилий тяжения при протяжке кабеля допускают применение смазки, не содер-

353

жащей веществ, вредно действующих на его оболочку (тавот, солидол). Расход

густой смазки составляет 8—10 кг на каждом 100 м кабеля.

Протяжку кабеля производят со скоростью 0,6—1 км/ч и по возможности

без остановки, чтобы при трогании кабеля с места избежать больших усилий

тяжения. После окончания протяжки кабель укладывают в колодце на опорные

конструкции, его концы для защиты его оболочки от истирания. Соединитель-

ные муфты в колодце после их монтажа помещают в разъемный защитный про-

тивопожарный кожух.

На вводах блоков в здании, туннели и т. д. отверстия в блоках после про-

кладки кабелей заделывают несгораемым и легко разрушаемым материалом. В

местах сближения кабелей на расстояние меньше допустимого (например, в ме-

стах выхода кабелей из труб, в местах пересечений и т. п.) на кабели надевают

асбестоцементные кольца.

Замена кабелей в кабельных помещениях. В кабельных помещениях

(рис.3.99, где: 1 –барабан с кабелем; 2 –угловые направляющие; 3 – линейные

распорные ролики; 4 – угловой раскатный ролик; 5 – кабель; 6 – трос лебедки

герметизируют, а во всех местах выхода кабеля из каналов блока кладут эластич-

ные подкладки (например, листовой асбест) допускается прокладывать только

кабели без наружного сгораемого покрова, например кабели, имеющие поверх

брони несгораемый волокнистый покров или несгораемый шланг из поливинил-

хлорида или других равноценных по несгораемости материалов, а также кабели с

несгораемой оболочкой.

Рис.3.99. Раскатка кабеля в туннеле с применением роликов.

Если при замене применяют кабель со сгораемым наружным покровом,

то покров удаляют на участке всей трассы внутри кабельного сооружения до

самого места выхода из трубы или проема. Небронированные кабели с поли-

этиленовой оболочкой по условиям пожарной безопасности прокладывать в

помещениях нельзя.

Замена кабелей в производственных помещениях. Внутри произ-

водственных помещений можно прокладывать только бронированные кабели

без сгораемого наружного покрова и небронированные кабели с несгораемой

оболочкой. В помещениях с агрессивной средой применяют кабели с поливи-

нилхлоридной и другими оболочками, стойкими против воздействия агрессив-

ной среды.

354

Подъем и укладку новых кабелей на лотки и в короба на коротких участ-

ках трассы выполняют с передвижных вышек, платформ, подмостей, стремянок

и т. п. Кабели на лотках укладывают в один ряд. Можно прокладывать кабели

без зазора между ними, а также пучками вплотную друг к другу в 2—3 слоя (в

пучке) и, как исключение, в три слоя. Наружный диаметр пучка должен быть не

более 100 мм.

В коробах кабели и провода прокладывают многослойно с произвольным

взаимным расположением. Высота слоев в одном коробе не должна превышать

150 мм.

Особенности применения кабелей марки ААШв. Кабели марки ААШв

применяют согласно «Единым техническим указаниям по выбору и примене-

нию электрических кабелей». Эти кабели при температурах окружающего воз-

духа выше + 30°С и ниже – 20°С не прокладывают и не перематывают.

При любом виде прокладки кабельная трасса должна иметь минимальное

число поворотов, как правило, не более трех на одну строительную длину, не

считая поворотов при вводе кабеля в здание и сооружения. Прокладку кабелей

в трубах допускают только на прямолинейных участках длиной не более 40 м и

на вводах в здания и в кабельные сооружения.

Внутренний диаметр труб, применяемых для прокладки кабелей марки

ААШа, во всех случаях должен быть не менее двукратного диаметра кабеля.

Для защиты кабелей от механических повреждений на вертикальных участках

применяют кожухи из листовой стали.

В действующих кабельных сооружениях при сложных условиях для ме-

ханизированной прокладки применяют ручной способ. При прокладке кабелей

вручную трение их о землю, пол, стены и т. п. должно быть исключено. Раз-

грузку, погрузку и транспортировку кабеля марки ААШв при температурах

ниже –10°С производят с особой осторожностью.

При прогреве кабеля трехфазным током соединяют накоротко все жилы

кабеля на его внутреннем конце, а при однофазном или постоянном токе, кроме

того, две жилы кабеля на его наружном конце. Одним проводом цепи должны

служить две жилы, соединенные между собой параллельно, а вторым проводом

–третья жила кабеля. Значения силы тока при прогреве кабелей приведены в

табл.3.40.

Допустимые значения силы тока при прогревании кабелей, А. Таблица 3.40

Сечение жил, мм2

Допустимый ток, А, для жил

медных алюминиевых

70 145 115

95 195 150

120 233 180

150 310 210

Ремонт защитного шланга кабеля марки ААШв. Ремонт повреждений

защитного шланга производят сваркой в струе горячего воздуха при температу-

ре 170—200°С при помощи сварочного пистолета с электрическим подогревом

воздуха или газовоздушным пистолетом. Сжатый воздух при этом подводят

355

давлением 0,98∙104 –3,9∙10

4 Па от компрессора или баллона со сжатым возду-

хом.

В качестве присадки при сварке применяют поливинилхлоридный пруток

диаметром 4—6 мм. Места, подлежащие ремонту, перед сваркой очищают ка-

бельным ножом, вырезают посторонние включения и срезают выступающие

края и задиры в местах повреждения шланга. Разрывы шланга ремонтируют с

применением поливинилхлоридных заплат или разрезных манжет.

Заплату изготавливают из пластика так, чтобы края ее на 1,5—2 мм пере-

крывали место разрыва. По всему периметру заплату приваривают к шлангу,

затем вдоль образовавшегося шва приваривают присадочный пруток, а высту-

пающие поверхности прутка срезают и производят выравнивание шва в месте

сварки.

При ремонте шланга с применением разрезной манжеты отрезают кусок

поливинилхлоридной трубки на 35—40 мм больше длины поврежденного ме-

ста, разрезают трубку вдоль и надевают ее на кабель симметрично месту по-

вреждения. Манжету временно закрепляют поливинилхлоридной лентой с ша-

гом 20—25 мм, приваривают конец прутка в месте стыка манжеты со шлангом,

а затем укладывают и приваривают пруток вокруг торца манжеты. Снимают

ленты крепления, приваривают пруток вдоль разреза манжеты, срезают высту-

пающие поверхности прутка и производят окончательное выравнивание всех

сварных швов.

При ремонте проколов, небольших отверстий и раковин место поврежде-

ния в шланге и конец присадочного прутка прогревают в течение 3—5 с струей

горячего воздуха, конец прутка прижимают и приваривают к шлангу в месте

разогрева. После охлаждения, убедившись в прочности приварки прутка, его

отрезают.

С целью герметизации шланга и выравнивания сварочного шва место ре-

монта прогревают до появления признаков плавления, к разогретому месту

прижимают кусок кабельной бумаги, сложенной в три-четыре слоя. Для надеж-

ности операцию повторяют 3—4 раза. При открытой прокладке кабеля ремонт

шланга можно производить подмоткой не менее чем в два слоя, липкой поли-

винилхлоридной лентой с перекрытием и с промазкой поливинилхлоридным

лаком № 1.

Соединение и оконцевание кабельных жил и проводов. Контактные

соединения токопроводящих жил можно выполнять опрессованием, сваркой

или пайкой.

При ремонте брони KJI поврежденную часть снимают, обрез брони спаи-

вают со свинцовой оболочкой, не покрытую броней часть защищают антикор-

розийным составом. Если необходимо отремонтировать оболочку кабеля, то по

обе стороны от места ее повреждения осматривают поясную изоляцию, прове-

ряют верхний слой изоляции на отсутствие влаги. Для этого снимают ленты

бумажной изоляции с поврежденного кабеля и погружают их в нагретый до

356

150°С парафин. Потрескивания и выделения пены свидетельствуют о проник-

новении влаги внутрь кабеля под свинцовую оболочку. Если влаги внутри ка-

беля нет, на поврежденную часть оболочки надевают разрезанную свинцовую

трубу с двумя заливочными отверстиями. Трубу составляют из рольного свинца

(две половинки). Она должна быть на 70—80 мм больше оголенной части кабе-

ля. После заливки горячей мастикой трубу запаивают по шву и на нее наклады-

вают медный бандаж, который припаивают к свинцовой оболочке. Если внутри

кабеля есть влага, поврежденный участок вырезают.


1. Какие работы выполняют при текущем ремонте ВЛ напряжением выше 1000

В?

2. Какими способами соединяют провода ВЛ?

3. Как устанавливаются сроки и объемы капитального ремонта ВЛ напряжени-

ем до 1000 В?

4. Какие работы выполняют при текущем ремонте кабельных линий?

5. Какие работы выполняют при капитальном ремонте кабельных линий?

6. Как соединяют участки кабельных линий?

7. Какие технологические приемы применяют при оконцевании кабелей?

Ремонт кабельных линий. В процессе эксплуатации кабельных линий

могут возникать повреждения (механические или электрический пробой) в ка-

белях, соединительных муфтах или заделках [24]. При текущем ремонте ка-

бельных линий выполняют следующие работы:осмотр и очистка кабельных ка-

налов, туннелей, трасс открыто проложенных кабелей, концевых воронок, со-

единительных муфт;рихтовка кабелей, восстановление утраченной маркировки,

определение температуры нагрева кабеля и контроль за коррозией кабельных обо-

лочек;проверка заземления и устранение обнаруженных дефектов;проверка досту-

па к кабельным колодцам и исправности крышек колодцев и запоров на

них;перекладка отдельных участков кабельной сети, испытание повышенным

напряжением (для кабелей напряжением выше 1000 В или проверку изоляции ме-

гомметром (для кабелей напряжением до 1000 В);доливка кабельной мастики в во-

ронку и соединительные муфты, ремонт кабельных каналов.

При капитальном ремонте кабельных линий выполняют частичную или

полную замену (по мере необходимости) участков кабельной сети, окраску ка-

бельных конструкций, переразделку отдельных концевых воронок, кабельных

соединительных муфт, заменяют опознавательные знаки, устраивают дополни-

тельную механическую защиту в местах возможных повреждений кабеля.

Ремонт кабелей, проложенных в траншеях. При необходимости замены всей

кабельной линии или части ее усовершенствованные покрытия вскрывают электро-

бетоноломом ОМС-850, электромолотком ОМС-849, мотобетоноломом ОМС-829

или пневмобетоноломом ОМС-358.

Материал покрытия отбрасывают на одну сторону траншеи на расстояние не

менее 500 мм от края, а грунт – на другую сторону на расстояние также не менее 500

мм от края. Траншею роют прямолинейной, а на поворотах – расширенной для

обеспечения прокладки кабелей с необходимым радиусом закругления.

357

При отсутствии грунтовых вод и подземных сооружений траншеи роют без

крепления вертикальных стенок на следующую глубину: в песчаных грунтах –1 м; в

супесях –1,25 м; в суглинках, глинах –1,5 м; в особо плотных грунтах –2.

В местах движения людей и транспорта траншеи также ограждают и устанав-

ливают возле них предупредительные надписи, а в ночное время –сигнальное

освещение. Расстояние между ограждением и осью ближайшего рельса железно-

дорожного пути нормальной колеи должно быть не менее 2,5 м, а узкой колеи –не

менее 2 м. Перед укладкой новых кабелей в траншею выполняют следующие рабо-

ты:закрепляют трубы в траншее в местах пересечений и сближений трассы с доро-

гами, подземными коммуникациями и сооружениями;удаляют из траншеи воду,

камни и прочие предметы и выравнивают ее дно;делают подсыпку толщиной 100

мм на дне траншеи мелкой землей и готовят вдоль трассы мелкую землю для

присыпки кабеля после прокладки;готовят вдоль трассы кирпич или железобе-

тонные плиты для защиты кабеля (если такая защита необходима). Материалы,

подверженные гниению и разложению в земле (дерево, силикатный кирпич и

т.п.), применять для защиты кабелей нельзя.

В местах пересечений и сближений с инженерными сооружениями ис-

пользуют бетонные, железобетонные, керамические, чугунные или пластмассо-

вые трубы. Стальные трубы применяют только для выполнения прохода мето-

дом прокола грунта.Глубина заложения от планировочной отметки для кабелей

напряжением до 10 кВ должна составлять 0,7 м. Перед прокладкой кабеля

осматривают его верхние витки на барабане. В случае обнаружения поврежде-

ний (вмятины, проколы на витках, трещины в капе и т.п.) прокладку кабеля

разрешают только после вырезания поврежденных мест, проверки изоляции на

отсутствие влажности и напайки на концы кабеля новых кап. При ремонтных

работах раскатку кабеля с барабана чаще всего выполняют с помощью лебедки.

Усилие тяжения при раскатке кабеля напряжением до 10 кВ должны контроли-

ровать динамометром два опытных монтера, находящихся у барабана и следя-

щих за размоткой кабеля.

Кабели укладывают с запасом, равным 1... 3 % его длины (змейкой), для

исключения опасных механических напряжений при смещениях почвы и тем-

пературных деформациях. Запас кабеля в виде колец (витков) запрещается.

Укладку кабеля змейкой при тяжении лебедкой выполняют после окончания

его раскатки с барабана (в процессе перекладки кабеля на дно траншеи). При

прокладке нескольких кабелей в траншее параллельно концы кабелей, предна-

значенные для последующего монтажа соединительных муфт, располагают со

сдвигом мест соединения не менее чем на 2 м. Одновременно предусматривают

запас концов кабеля по длине, необходимый для проверки изоляции на отсут-

ствие влажности, монтажа соединительных муфт и укладки дуги компенсато-

ров, предохраняющих муфты от повреждения при возможных смещениях поч-

вы и температурных деформациях кабеля, а также на случай переразделки муфт

при их повреждении.В стесненных условиях при большом числе действующих

кабелей можно располагать компенсаторы в вертикальной плоскости, размещая

муфты ниже уровня прокладки кабелей. Соединительных муфт на 1 км заменя-

емых кабельных линий для трехжильных кабелей напряжением 1... 10 кВ с

358

площадью сечения до 3 х 95 мм2 должны быть не более четырех, а для кабелей с

площадью сечения от 3 х 95 до 2 х 240 мм2 не более пяти.

Замена кабелей в блоках. Замену дефектных кабельных линий на новые

производят, как правило, путем использования резервных отверстий в кабель-

ных блоках. Осмотр колодца выполняют два электромонтера под наблюдением

руководителя работ (мастера). При этом один электромонтер в монтерском по-

ясе с привязанной к нему веревкой опускается в колодец, а второй, у которого

находится конец веревки на случай оказания помощи первому, остается снару-

жи у открытого люка колодца.

Во избежание взрыва при проведении работ в колодцах нельзя курить,

зажигать спички и пользоваться открытым огнем. При работе в колодце можно

применять светильники переносного освещения на напряжение не выше 12 В.

Над открытыми люками колодцев устанавливают ограждение в виде треног с

предупредительными знаками и фонарями.

Для уменьшения усилий при протяжке кабеля допускается покрывать его

смазкой, которая не содержит веществ, вредно действующих на оболочку кабе-

ля. Расход густой смазки (тавот, солидол) составляет 8... 10 кг на каждые 1 000

м кабеля. Протяжку кабеля производят со скоростью 0,6... 1 км/ч по возможно-

сти без остановок, чтобы при трогании кабеля с места избежать больших уси-

лий. После окончания протяжки кабель укладывают в колодце на опорные кон-

струкции, его концы герметизируют, а во всех местах выхода кабеля из каналов

блока кладут эластичные подкладки (например, листовой асбест) для защиты

его оболочки от истирания. Соединительные муфты в колодце после их монта-

жа помещают в разъемный защитный противопожарный кожух.

На вводах кабелей в здания, туннели отверстия в блоках после прокладки

кабелей заделывают несгораемым, но легко пробиваемым материалом. В местах

сближения кабелей на расстояние меньше допустимого (например, на выходе

кабелей из труб или в местах их пересечений) на кабели надевают асбестоце-

ментные кольца.

Замена кабелей в кабельных и производственных помещениях. В ка-

бельных помещениях допускается прокладывать только кабели без наружного

сгораемого покрова, например кабели, имеющие поверх брони несгораемый

волокнистый покров либо несгораемый шланг из поливинилхлорида или дру-

гих равноценных по несгораемости материалов, а также кабели с несгораемой

оболочкой.

Если при замене применяется кабель со сгораемым наружным покровом,

то этот покров удаляют на участке всей трассы внутри кабельного сооружения

до самого места выхода из него. Небронированные кабели с полиэтиленовой

оболочкой по условиям пожарной безопасности прокладывать в помещениях

запрещается.

Внутри производственных помещений можно прокладывать только бро-

нированные кабели без сгораемого наружного покрова и небронированные ка-

бели с несгораемой оболочкой. В помещениях с агрессивной средой применяют

кабели с оболочками, стойкими к воздействию агрессивной среды.

Подъем и укладку новых кабелей на лотки и в короба на коротких участ-

359

ках трассы выполняют с передвижных вышек, платформ, подмостей, стремянок

и т.п. Кабели на лотках укладывают в один ряд. Можно прокладывать кабели

без зазора между ними, а также пучками вплотную друг к другу в два-три слоя

в пучке. Наружный диаметр пучка должен быть не более 100 мм.

В коробах кабели и провода прокладывают многослойно с произвольным

взаимным расположением. Высота слоев в одном коробе не должна превышать

150 мм.

3.7.1. Технология монтажа и ремонта соединительных муфт на кабелях

напряжением до 10 кВ

Кабели на напряжение до 10 кВ соединяют чугунными (при напряжении

до 1000 В), эпоксидными (до 1 000 В, 6 и 10 кВ) и свинцовыми (6 и 10 кВ) муф-

тами [24]. Соединительная ч у г у н н а я м у ф т а СЧ (рис.3.100, где: 1, 2 –

нижняя и верхняя половины корпуса; 3 –подмотка; 4 –крышка; 5 –заливочное

отверстие; 6 –болты; 7 –распорка; 8 –соединительная гильза) имеет корпус, со-

стоящий из нижней 1 и верхней 2 половин. Фарфоровые распорки 7 обеспечи-

вают необходимые изоляционные расстояния между жилами кабеля и соедини-

тельными гильзами 8. Основной изоляцией служит заполняющий муфту би-

тумный состав. Подмотку 3 из смоляной ленты делают на участках кабеля дли-

ной 100 мм в местах соприкосновения горловины муфты с кабелем.

В нижнюю половину корпуса муфты укладывают разделанные концы

жил кабеля и заполняют паз уплотнителем. К контактным площадкам нижней

половины муфты болтами присоединяют провод заземления. На нижнюю поло-

вину корпуса накладывают верхнюю и соединяют их болтами 6, затягивая рав-

номерно.

Огнем газовой горелки подогревают корпус муфты до температуры

50...60°С и в три-четыре приема заливают ее битумным составом. При первом

заполнении покрывают составом всю поверхность разделанных концов жил ка-

беля в муфте, после усадки муфты наполняют до верха, а затем доливают со-

став 1—2 раза для окончательного заполнения. После остывания битумного со-

става заливочное отверстие 5 закрывают крышкой 4, предварительно уложив в

канавку прокладку из резины или пеньки. Болты и швы муфты покрывают ан-

тикоррозийным составом.Технология монтажа и ремонта соединительных

эпоксидных муфт предусматривает несколько последовательно выполняемых

операций.

360

Рис.3.100. Соединительная чугунная муфта СЧ.

Подготовленные полумуфты покрывают чистым материалом (как прави-

ло, бязью). На концы кабелей надевают резиновые уплотнительные кольца с

выполненными на предприятии-изгото- вителе кольцевыми надрезами, которые

позволяют увеличивать внутренний диаметр кольца удалением лишней части.

После этого монтируют соединительные гильзы, устанавливают эпоксидные

распорные звездочки в местах перехода с криволинейной части жилы на пря-

молинейную и закрепляют их бандажом из сухих и чистых ниток.

Оболочку до резинового уплотнительного кольца зачищают щеткой и

обезжиривают бензином. Поливинилхлоридный шланг небронированного кабе-

ля ААШв обрабатывают плоским драчевым напильником на длине 20 мм от

среза шланга и покрывают клеем ПЭД-Б. Резиновые уплотнительные кольца

сдвигают так, чтобы они находились на расстоянии 10 мм от среза оболочки, и

зажимают хомутом.

На ступени брони выполняют кольцевую подмотку поливинилхлоридной

лентой шириной 20 мм до диаметра, равного внутреннему диаметру горловины

муфты.Обе половины муфты устанавливают в рабочее положение.

Эпоксидный компаунд заливают в корпус муфты с помощью лотка не-

прерывной струей шириной 10... 15 мм, переходящий с лотка на стенку корпу-

са. Компаунд заливают в два приема: сначала –на 2/3 объема корпуса, а через

10 мин после первой заливки – до полного заполнения литника. По мере усадки

доливают компаунд в муфту.

Для предотвращения вытекания заливаемого компаунда в местах ввода

кабелей в муфту делают дополнительную подмотку из поливинилхлоридной

ленты с заходом 30 мм на наружную поверхность полумуфт. Щели между по-

лумуфтами в месте их стыкования уплотняют герметиком УС-65.

Провода заземления соединяют опрессовкой. На место соединения про-

водов накладывают трехслойную подмотку из поливинилхлоридной ленты с

заходом на изоляцию (трубку). Провод заземления укладывают вдоль корпуса

муфты и закрепляют бандажом.

361

Операции, выполняемые при монтаже свинцовой муфты, показаны на

рис. (3.101, где: 1, 11 –проволочные бандажи; 2 –провод заземления; 3 –корпус

муфты; 4 –заливочное отверстие; 5 –подмотка рулонами; 6, 8 –бандажи из ка-

бельной пряжи; 7, 9, 10 –подмотка роликами с лентой шириной соответственно

25, 10 и 5 мм; 12 –гильза; 13 –салфетка; 14 –валек; 15 –горелка; 16 –пруток

припояи. Операции, выполняемые при ее монтаже:а –свинцовая муфта; б –

надевание свинцовой трубы; в –обколачивание торцов корпуса; г –припаивание

горловины корпуса к оболочке кабеля; д –прорубание заливочных отверстий; е

–запаивание заливочных отверстий; ж –заземление муфты). На один конец раз-

деланного кабеля, закрытого салфеткой 13, надвигают корпус муфты (свинцо-

вую трубу) 3 так, чтобы его концы были за границами разделки. После изоли-

рования мест соединения жил на них по центру муфты наматывают общий бан-

даж из бумажной ленты. Затем удаляют кольцевые пояски оболочек, закрепля-

ют поясную изоляцию, обрабатывают торцы металлических оболочек и отги-

бают их края. Места соединения промывают прошпарочным составом.

На место соединения жил надвигают корпус муфты. Концам трубы с по-

мощью валька 14 придают сферическую форму (рис.3.101, в). Обколачивание

производят до плотного соприкосновения трубы с оболочкой кабеля. Затем

тщательно подготавливают поверхность пайки шеек и оболочки кабеля. Алю-

миниевую оболочку лудят вначале припоем А, а затем оловянно-свинцовым.

Места пайки после обработки слегка подогревают горелкой 15 и протирают

салфеткой, пропитанной стеарином. В месте среза брони на конце кабеля под-

матывают шнуровой асбест, предотвращая вытекание пропитывающего состава

защитных покровов. Пламенем газовой горелки нагревают место пайки и пру-

ток припоя 16 (рис.3.101, г). Пайка должна выполняться как можно быстрее –не

дольше 3... 4 мин на один конец муфты. Для охлаждения и очистки места пайки

горловины муфты покрывают стеарином.

В верхней части муфты вырубают заливочные отверстия 17 треугольной

формы со сторонами длиной 25...30 мм (рис.3.101, д). Вырубленный метал не

удаляют, а оставляют в виде отогнутого вверх язычка. Небольшое количество

кабельного состава перед заливкой в муфту сливают через носик ведра для

очистки последнего от сора и пыли. Муфту подогревают до температуры 50...

60 °С и заливают в три-четыре приема в одно из ее заливочных отверстий ка-

бельный состав. Заливку ведут до тех пор, пока при вытекании состава из дру-

гого отверстия не прекратится выделение пены и пузырьков воздуха. По мере

усадки и охлаждения муфту доливают (при этом заливочные отверстия закры-

вают чистой и сухой салфеткой). Затем заливочные отверстия плотно закрыва-

ют язычками и запаивают (рис.3.101,е).

362

Рис.3.101. Устройство соединительной свинцовой муфты.

Свинцовую муфту заземляют (рис. 14.13, ж), для чего провод заземления

2 припаивают к бронелентам обоих кабелей и к середине ее корпуса.

Технология монтажа и ремонта концевых муфт и заделок. При

наружной прокладке кабелей на напряжение до 10 кВ с бумажной изоляцией

применяют следующие муфты: металлические концевые типов КНА (с алюми-

ниевым корпусом), КНЧ (с чугунным корпусом) и КНСт (со стальным корпу-

сом); мачтовые типов КМА и КМЧ; концевые эпоксидные типа КНЭ; эласто-

мерные типа ПКНР [24].

М е т а л л и ч е с к и е к о н ц е в ы е м у ф т ы наружной установки для кабе-

лей напряжением 6 и 10 кВ имеют корпус 3 (рис.3.102, а), к верхним фланцам

которого с помощью полуколец прикреплены фарфоровые изоляторы 8, а к

нижнему фланцу присоединен корпус сальника 5, уплотненный на оболочке

кабеля резиновым кольцом 6. Изоляторы в верхней части герметично армируют

контактными головками 10, закрытыми медными колпачками 1.Жилы кабеля 7

с напаянными наконечниками 9 присоединяют к контактным шинам головок

изоляторов. Заземление муфты осуществляют медным гибким проводом 4.

Муфту заливают кабельным составом через отверстие 2 в среднем изоляторе.

Технология монтажа различных концевых металлических муфт включает

в себя много одинаковых операций. В сальнике 5 муфты, имеющем концентри-

ческие прорези, после разделки кабеля ножом вырезают отверстие, соответ-

ствующее диаметру кабеля. На кабель надевают корпус сальника и резиновое

кольцо и сдвигают их на броню кабеля. В процессе оконцевания жил следят за

тем, чтобы наружные контактные части наконечников 9 были направлены в

сторону контактных шин.

Пламенем паяльной лампы или газовой горелки разогревают корпус муф-

ты до температуры 50...60°С. Полости изоляторов и внутренние поверхности

корпуса прошпаривают разогретым до температуры 140... 150 °С пропиточным

составом. Жилы кабеля разводят так, чтобы они соответствовали отверстиям в

корпусе муфты. Осторожно сгибая крайние жилы, надвигают корпус, пока

363

средняя жила не выйдет из него на 280 мм.

Надевают изоляторы на крайние жилы, наконечники жил прижимают к

контактным шинам и затягивают болтами. На изоляторы надевают полукольца

и закрепляют их в корпусе муфты болтами. Резиновое кольцо 6 поднимают и

устанавливают в пазу корпуса муфты, после чего устанавливают корпус саль-

ника 5 и крепят его к корпусу муфты, равномерно затягивая болты.Пламенем

газовой горелки или паяльной лампы прогревают корпус муфты до температу-

ры 50...60°С и заполняют его кабельным составом через отверстие 2 среднего

изолятора.

Рис.3.102. Концевые муфты наружной установки для кабелей напряжением до

10 кВ с бумажной изоляцией:типа КНА(а);типаКМА(б);типа КНЭ(в).

Затем устанавливают средний изолятор, доливают кабельный состав до

начала вытекания его из головок крайних изоляторов. Нижние части головок и

наружные части контактных шин крайних изоляторов обертывают салфетками,

смоченными водой, и напаивают на головки колпачки 1. В средний изолятор

доливают разогретый кабельный состав до наконечника 9. После остывания

муфты до температуры 50...60°С доливают состав до верха среднего изолятора

и на его головку напаивают колпачок 1.

При установке муфты в проектное положение избегают растягивающих

усилий между кабелем и муфтой.

В мачтовых муфтах типа КМА для кабелей напряжением 6 и 10 кВ

уплотнение места ввода кабеля обеспечивают сальником(рис.3.102, б). Кабель-

ный состав заливают в корпус 3 муфты через отверстие 2 в верхней части

крышки 11. Для заземления муфты используют медный многопроволочный

провод 4. Технология монтажа муфт типа КМА отличается от монтажа муфт

типа КНА (КНЧ) тем, что после присоединения наконечников жил к контакт-

ным стержням (средняя жила должна быть на 8... 12 мм короче крайних) ка-

бельный состав не достигает уровня заливочного отверстия 2. Остающийся за-

зор 30...40 мм выполняет роль компенсатора при изменении объема кабельного

состава в связи с изменением температуры окружающей среды.В трехфазных

364

муфтах на напряжение 6 и 10 кВ для соединения корпуса с оболочкой кабеля

вместо сальника применяют свинцовую манжету. Концевые эпоксидные муфты

наружной установки типа КНЭ предназначены для оконцевания кабелей

напряжением 6 и 10 кВ с площадью сечения жил до 240 мм2 при присоедине-

нии их к открыто установленному оборудованию или воздушной линии.Муфта

состоит из отлитого на заводе эпоксидного корпуса 3 (рис.3.102, в) и трех эпок-

сидных проходных изоляторов 8 для вывода жил 7кабеля. На месте монтажа

муфту надевают на разделанный конец кабеля и заполняют эпоксидным ком-

паундом.При разделке жилы кабеля разводят и выгибают так, чтобы они нахо-

дились в одной плоскости, причем крайние жилы выгибают под одинаковыми

углами, равными 38°. Место ввода кабеля в муфту уплотняют эпоксидной втул-

кой и подмоткой ленты 12. При этом конец провода заземления 4 с наконечни-

ком выводят наружу. Технология монтажа эластомерных муфт для кабелей

напряжением до 10 кВ с пластмассовой изоляцией несколько отличается от

технологии монтажа муфт типа КНЭ. Приступая к монтажу муфты типа ПКНР

ее детали (конус и юбки) тщательно очищают внутри и обезжиривают салфет-

кой, смоченной в бензине. На разделанную часть кабеля, тщательно промазан-

ную кремнийорганической пастой (с помощью салфетки), надвигают конус

муфты, положение которого фиксируют имеющимися внутри него выступами,

а также все юбки. Каждую последующую юбку надевают на предыдущую до

упора (при надевании юбки поворачивают вокруг кабеля). Зазор между верхней

юбкой и цилиндрической частью наконечника уплотняют подмоткой из пяти –

семи слоев ленты ЛЭТСАР. Поверх этой подмотки надевают термоусаживае-

мую трубку и нагревают ее до полной усадки.

Технология монтажа и ремонта концевых муфт и заделок внутрен-

ней установки на кабелях напряжением до 10 кВ.При монтаже внутри по-

мещений кабелей на напряжение до 10 кВ широко применяют эпоксидные (с

термоусаживаемыми поливинилхлоридными, найритовыми, кремнийорганиче-

скими и трехслойными трубками) концевые заделки, а также сухие заделки из

самоклеящихся лент, термоусаживаемые полиэтиленовые трубки, стальные во-

ронки с битумным составом и т.п [24].

Технология монтажа и ремонта концевых эпоксидных заделок различных

исполнений включает в себя много общих операций, которые можно рассмот-

реть на примере монтажа заделки типа КВЭ. Разделку конца кабеля выполняют

обычным способом. Проводник заземления в месте припайки к оболочке и

броне расплетают на длине 100 мм так, чтобы он имел минимальную толщину.

По броне измеряют диаметр кабеля и по этому диаметру определяют нужный

размер корпуса. Пластмассовую форму концевой заделки надевают на разде-

ланный конец кабеля и сдвигают вниз. Тканью или чистой бумагой оборачива-

ют жилы и внутреннюю поверхность пластмассовой формы, обезжиривают жи-

лы кабеля бензином или ацетоном, подматывают в разбежку жилы поливинил-

хлоридной лентой для предотвращения разматывания бумажной изоляции,

надевают на разведенные жилы крышку пластмассовой формы и сдвигают ее

вниз.

Жилы кабеля оконцовывают наконечниками и лентой ЛЭТСАР восста-

365

навливают изоляцию. По диаметру жил выбирают термоусаживаемые трубки и

надевают их на жилы. Верхний конец трубки должен заходить на всю цилин-

дрическую часть наконечника, а нижний конец должен входить в корпус кон-

цевой заделки не менее чем на 50 мм.

С помощью газовой горелки нагревают трубки, перемещая пламя с сере-

дины усаживаемого участка вверх, а затем вниз. После остывания трубки ее из-

лишки на наконечниках обрезают ножом, после чего уплотняют края трубки

подмоткой из ленты ЛЭТСАР с лаком КО-916. Нижние части термоусаживае-

мых трубок погружают в эпоксидный корпус и покрывают клеем ПЭД-Б.

На ступени брони или шланга надвигают пластмассовую форму и укреп-

ляют ее на месте подмоткой поливинилхлоридной ленты.Нижние концы крем-

нийорганических трубок кабельных заделок типа КВЭк покрывают лаком КО-

916. В сухих помещениях при разности уровней между высшей и низшей точ-

ками расположения кабеля на трассе до 10 м включительно применяют конце-

вые заделки внутренней установки из самоклеящихся лент типа КВВ (рис.3.103,

где: 1 –броня кабеля; 2 –провод заземления; 3 –проволочный бандаж; 4 –

оболочка кабеля; 5 –поясняя заводская изоляция; 6 –бандаж из хлопчато-

бумажной пряжи; 7 –жила в заводской изоляции; 8 –поясная стаканообразная

подмотка; 9 –подмотка по жилам; 10 –оголенный участок жилы; 11 –

выравнивающая подмотка; 12 –кабельный наконечник; 13 –бандаж из кручено-

го каната; 14 –место наложения временного бандажа; 15 –канал заполнения

эпоксидным компаундом; 16 –бандаж из крученого шпагата; 17–

поливинилхлоридная лента концевой заделки). Стальные воронки типов КВБо и

КВБк соответственно овальной и круглой формы применяют в качестве конце-

вых заделок внутренней установки на кабелях напряжением 6 и 10 кВ. Перед

монтажом воронки тщательно на разделанный конец кабеля надевают стальную

воронку, сдвигают ее вниз по кабелю и обматывают бумагой или тканью для

предохранения от загрязнения. Заделку кабеля 6 прошпаривают разогретым до

температуры 120... 130 °С составом МП. Жилы кабеля на расстоянии 50 мм от

нижнего края фарфоровых втулок по направлению к концам жил подматывают

до свободных от изоляции участков лентами (в три-четыре слоя с 50 %- ным

перекрытием). Провод заземления припаивают к оболочке и бронелентам кабе-

ля, после этого удаляют оставшийся поясок оболочки над поясной изоляцией.

Стальную воронку надвигают на место для примерки, затем вновь опускают ее

вниз по кабелю. На броне кабеля в том месте, где будет размещаться воронка,

выполняют подмотку из смоляной ленты (в виде конуса). Затем воронку наде-

вают на подмотку и на ее горловине закрепляют нижний и верхний полухому-

тики. Один конец провода заземления присоединяют к болту (гайкой) хомути-

ка, а другой к болту воронки.

366

Рис.3.103. Концевая заделка типа КВВ:

В местах установки фарфоровых втулок на жилы кабеля делают конус-

ную подмотку лентой. На конусные подмотки надвигают фарфоровые втулки и

крышку воронки. Оголенные участки жил кабеля после оконцевания изолиру-

ют. Воронку заливают битумной массой. Снаружи воронку с деталями и кре-

пящими хомутами покрывают битумным покровным лаком БТ-577.Для кабелей

с пластмассовой изоляцией напряжением до 10 кВ применяют концевые задел-

ки внутренней установки в термоусаживаемых полиэтиленовых перчатках типа

ПКВтп. При отсутствии этих заделок применяют заделки ПКВ (в сухих поме-

щениях) или ПКВЭ (в сырых помещениях). Заделку типа ПКВ (рис.3.104, а)

где1 –провод заземления; 2 –подмотка из поливинилхлоридной ленты или лен-

ты ЛЭТСАР; 3 –бандаж из суровых ниток; 4 –наконечник; 5 –полупроводящий

экран; 6 –металлический экран; 7 –конусная подмотка; 8 –

поливинилхлоридный шланг; 9 –эпоксидный корпус; 10 –бандаж из стальной

проволоки.) для кабелей напряжением до 6 кВ выполняют с заземлением ме-

таллического экрана. В аналогичных заделках кабелей напряжением 10 кВ на

каждой жиле выполняют конусную подмотку 7 из ленты, поверх которой

накладывают полупроводящий экран 5 и металлический экран 6 с припаянным

к нему проводом заземления.Для заделок типа ПКВЭ (рис.3.104, б) применяют

корпус, отлитый из эпоксидного компаунда. Приступая к монтажу заделок типа

ПКВ на напряжение 10 кВ, сматывают ленты металлического и полупроводя-

щего экранов с конца каждой жилы до места среза шланга.

367

Рис.3.104. Концевые заделки типов ПКВ (а) и ПКВЭ (б).

Ацетоном смывают графитовый слой по всей длине жилы и делают ко-

нусную подмотку из поливинилхлоридной полиэтиленовой или самоклеящейся

ленты на расстоянии 30 мм от среза шланга. Ленты металлического экрана, ра-

нее смотанные с жил, обрезают так, чтобы после их намотки на конус они не

доходили до места среза полупроводящего экрана на 5 мм. Концы лент времен-

но отводят в сторону от конусной подмотки и лудят. К облужен-кым лентам

припаивают провод заземления. Металлические ленты экрана вновь наматыва-

ют на конусную подмотку и крепят проволочным бандажом на расстоянии 5 мм

от среза полупроводящего экрана. При монтаже заделок типа ПКВЭ зачищен-

ные участки поливинилхлоридной изоляции или трубки, надетой на полиэтиле-

новую изоляцию, для адгезии с эпоксидным компаундом покрывают клеем

ПЭД-6. На участке брони длиной 50 мм выполняют подмотку из двух слоев са-

моклеящейся или хлопчатобумажной ленты. Такую же подмотку накладывают

на цилиндрическую часть наконечника и участок неизолированной жилы. Ко-

нец ленты закрепляют бандажом. На расстоянии 25 мм от нижней части под-

мотки устанавливают съемную форму, крепят ее лентой из поливинилхлорид-

ного пластиката, после чего заливают эпоксидным компаундом. Перед залив-

кой проверяют геометрические размеры (высоту, диаметр заделки, расстояние

жил от стенки формы). После отверждения эпоксидного компаунда и снятия

формы заделку покрывают эмалью ГФ-92ХС или Э11-51 в два слоя.

Контрольные вопросы 1.Как классифицируют кабели и кабельные сети по конструктивным признакам?

2. Каковы преимущества прокладки кабелей в траншее?

3. Как прокладывают кабели в блоках и каналах?

4. В каких случаях прокладывают кабели в галереях и на эстакадах?

5. С какой целью кабели укладывают с запасом, составляющим 1... 2 % их длины?

6. Какие механизмы применяют для прокладки кабелей в траншее?

7. Каковы допускаемые усилия тяжения кабелей в блоках?

8. Как заземляют кабельные конструкции?

9. Как разделывают концы кабелей с бумажной изоляцией?

10.Как соединяют кабели напряжением до 10 кВ?

11.Как монтируют концевые муфты внутренней установки на кабелях напряжением

368

до 10 кВ?

12.Как выполняют заделки для кабелей с пластмассовой изоляцией напряжением до

10 кВ?

13.В чем заключается обслуживание кабельных линий?

14.Как обнаружить и определить место повреждения кабельной линии?

3.8. Ремонт электрической аппаратуры РУ и установок

Ремонт электрических аппаратов и установок ру напряжением выше

1000 В

Ремонт основных аппаратов. Таблица 3.41

Технологические операции по ремонту основных аппаратов РУ и устано-

вок напряжением выше 1000 В приведены в следующих таблицах: разъедини-

телей –табл.3.41, выключателей нагрузки – табл.3.42, масляных выключате-

лей—табл.3.43 [24].Таблица 3.41. Ремонт разъединителей (рис.3.105).

Операция Ремонтные работы Показатели

Осмотр разъединителей

и замена дефектных де-

талей

Очистка изоляторов, контак-

тов и ножей от грязи, копоти,

подгаров. Расслоившиеся де-

тали из бакелита заменяют но-

выми. При незначительных

повреждениях их покрывают

бакелитовым лаком 2 раза и

сушат 3 ч

Температура

сушки 60°С

Частичный ремонт ар-

мированных деталей

Удаляют старую армировку с

поврежденной части и залива-

ют новый цементирующий

слой

Разрушение ар-

мировки не долж-

но превышать 1/3

окружности

фланца

Полное переармирова-

ние Армируют заново изоляторы

Разрушен арми-

рующий пояс

больше 1/3

окружности

фланца или кол-

пакА

Регулирование разъеди-

нителя

Давление в контактах разъ-

единителя считают нормаль-

ным, если вытягивающее уси-

лие для каждого полюса не

ниже следующих данных:Сила

тока разъединителя,А 600

1000 2000Вытягивающее уси-

лие,Н 200 400 800

Регулирование

проверяют путем

10-кратного

включения и от-

ключения разъ-

единителя

369

Рис.3.105. Высоковольтные разъединители для внутренней установки: однопо-

люсный типа РВО на 6 кВ(а)трехполюсный типа PBT на 10 кВ(б); 1 –цоколь; 2

–опорный изолятор; 3 –неподвижный контакт; 4 –ось скобы упора; 5 –скоба;

6 –подвижный контактный нож; 7–ушко для управления разъединителем; 8 –

рама; 9–вал; 10 –упор; 11 –нож разъединителя с контактными пружинами и

электромагнитным замком;12 —тяга

Ремонт выключателей нагрузки. Таблица 3.42

Операция Ремонтные работы Показатели

Осмотр выключа-

телей и замена де-

фектных деталей

Очищают контактные поверх-

ности от следов оплавления, гря-

зи и копоти. Отвертывают вин-

ты, крепящие щеки дугога-

сильного устройства, осматри-

вают и при необходимости заме-

няют вкладыши

Если стенки вкла-

дышей выгорели, их

заменяют новыми

Проверка пружин и

буферных устройств

Дефектные и ослабленные

пружины заменяют новыми. Из-

носившиеся резиновые шайбы

буфера заменяют новыми

Пружины приме-

няют только завод-

ского изготовления,

а шайбы делают из

листовой резины

толщиной 4—6 мм

Смазка и регули-

рование выключателя

Трущиеся поверхности очищают

от старой смазки и наносят све-

жую смазку. При регулировании

добиваются одновременного

входа и выхода ножей в непо-

движные контакты

Смазку применяют

с учетом темпе-

ратуры окружающей

среды. Величина вы-

тягивающего усилия

как и у разъ-

единителей

370

Рис.3.106. Выключатель ВМП-10:a –общий вид; б –разрез одного полюса; 1 –

корпус выключателя; 2 –изолятор; 3 –рама; 4–изоляционная тяга приводного

механизма; 5–вал; 6–масляный буфер; 7–болт для заземления; 8–нижний кон-

тактный вывод; 9–верхний контактный вывод

Ремонт масляных выключателей ВМГ-133 и ВМП-10 .Таблица 3.43


Осмотр, очистка, раз-

борка выключателя

Очищают детали выключателя

от грязи, сливают масло из ци-

линдров. Отсоединяют от по-

люсов изоляционные тяги и,

сняв полюса, открывают ниж-

ние крышки с неподвижными

контактами. Вынимают рас-

порные бакелитовые цилин-

дры и дугогасительные камеры

Маслоотделители из

цилиндров вынима-

ют, предварительно

сняв верхние крышки

Ремонт контактной

системы

Очищают слегка обгоревшие

контакты

Опиливают контакты с наплы-

вами, сильно обгоревшие за-


Наконечники подвижных кон-

тактов при необходимости за-


Наждачной шкуркой

Напильником лич-

ным

Наконечники на-

вертывают до отказа

на контактный стер-

жень и накер- нивают

по окружности

371

Ремонт буферного


Буфер очищают от грязи, за-

ливают чистым транформа-

торным маслом и проверяют

плавность хода

Шток и поршень

масляного буфера

при перемещении от

руки должны дви-

гаться плавно, без за-

еданий

Ремонт приводов масляных выключателей (рис.3.107). Проверяют пра-

вильность взаимодействия деталей механизма и наличие требуемых зазоров,

отсутствие заеданий между отдельными движущимися деталями механизма

привода. Неправильную работу частей механизма устраняют путем чистки,

смазки, регулирования. При ремонте привода нельзя подпиливать или подшаб-

ривать рабочие поверхности деталей его механизма.

Отремонтированный привод после сборки проверяют путем нескольких

включений и отключений вручную: привод должен работать четко, плавно и

без заеданий. Повторно проверяют качество ремонта и правильность сборки

привода на месте установки после соединения его с выключателем.

Последней операцией является регулирование привода совместно с вы-

ключателем и проверка его работы от действия устройств релейной защиты и

автоматики (табл.3.44).

Рис.3.107. Общий вид привода типа ПП-67

Ремонт встроенных реле прямого действия. Таблица 3.44.


Проверка состояния и

ремонт подпятников,

осей, пружин, контак-

тов, обмоток, изоля-

ции

Вывертывают и осматрива-

ют, подпятникипромывают

спиртом, дефектные заме-

няют новыми, осматривают

подвижные оси; подогнутые

выправляют, риски убирают

полировкой

Пользуются лупой

5—6-кратного увели-

чения

372

Контроль регулиров-

ки реле

Регулируют продольный

люфт оси, изменяя положе-

ние подпятника. Неис-

прав¬ные пружины заме-

няют новыми. Контакты

очищают и промывают

спиртом, износившиеся за-

меняют; при необходимости

регулируют Обмотки реле

не должны иметь следов

копоти, вмятин или других

повреждений, должны быть

хорошо закреплены на маг-

нитопроводе. Нарушенную

изоляцию восстанавливаю-

тОтремонтированное и от-

регулированное реле прове-

ряют путем повторных

включений и отключений.

Смазывать реле, электро-

магниты, оси, ролики, от-

ключающие планки стойки,

запрещается

Витки пружины

должны быть на оди-

наковом растоянии

друг от друга.

Зазоры между по-

движными частями

реле и полюсами маг-

нитной системы

должны соответство-

вать заводским дан-

ным

Число цикло 15–20.

При регулировке

лучше пользоваться

специальным инстру-

ментом.

Ремонт высоковольтных предохранителей (рис.3.108). Плавкие вставки делают

из меди, свинца, сплава свинца с оловом, железа.

Рис.3.108. Патрон предохранителя со спиральными плавкими вставками (без

сердечника) на 6—10 кВ:в собранном виде(а);при перезарядке(б)

Наибольшее распространение в электрических сетях до 35 кВ имеют

трубчатые предохранители типа ПК и ПКТ. Перегоревшие плавкие вставки за-

373

меняют новыми. Проволоку для замены плавкой вставки необходимо выбирать

в строгом соответствии с требованиями защиты отдельных участков электриче-

ской сети.

Значения силы тока, при которой плавится проволока из различных ме-

таллов, приведены в табл.3.45. Эти данные не являются стабильными и зависят

не только от диаметра и материала, но и от длины, температуры окружающего

воздуха, состояния контактов и т. д.

Сила тока, вызывающая плавление проволоки. Таблица 3.45

Сила

тока, А

Диаметр проволоки,

мм, для металлов

Сила

тока,

А

Диаметр проволоки, мм, для металлов

Медь Свинец Железо Медь Свинец Железо

1

2

3

4

5

10

15

25

35

50

0,05

0,09

0,11

0,14

0,16

0,25

0,33

0,46

0,57

0,73

0,21

0,33

0,43

0,52

0,60

0,95

1,25

1,75

2,21

2,78

0,12

0,19

0,25

0,31

0,42

0,55

0,72

1,01

1,28

1,61

60

70

80

90

100

120

140

160

180

250

0,83

0,92

1,01

1,08

1,16

1,31

1,45

1,59

1,72

2,15

3,14

3,48

3,82

4,12

4,42

5,01

5,53

6,05

6,54

8,15

0,81

2,01

2,20

2,38

2,55

2,88

3,19

3,49

3,77

4,71

При установке отремонтированных предохранителей необходимо прове-

рять целость плавкой вставки и полноту засыпки наполнителем (кварцевым

песком). Патроны предохранителей должны входить в губки без больших уси-

лий и не иметь перекосов. Указатели срабатывания патронов должны быть об-

ращены вниз.Ремонт трансформаторов тока (рис.3.109, где: 1 –токоведущий

стержень (первичная обмотка); 2 –фарфоровый изолятор; 3 –кожух, закрываю-

щий сердечник с вторичной обмоткой; 4 –зажимы вторичной обмотки; 5 –

фланец для крепления трансформатора тока; 6 –зажимы для присоединения

шин). Трансформаторы тока различают по роду установки, способу установки,

выполнению первичной обмотки. Ремонт трансформаторов заключается в сле-

дующем:при наличии заусенцев на краях листов или оплавлений их следует за-

чистить напильником;при частичном или полном выходе из строя стали сер-

дечника последний восстанавливают путем замены листов из однотипного,

вышедшего из строя, трансформатора тока. Материал и размеры стали должны

соответствовать заменяемой детали. Ремонт трансформаторов напряжения. Не-

большие механические повреждения поверхности бака масляных трансформа-

торов напряжения устраняют без выемки сердечника.

374

Рис.3.109.а - Стержневой трансформатор тока типа ТПОФ, 10 кВ, 600 А; б –

шинодержатель.

При сложных повреждениях трансформатора (смещение сердечника, ка-

тушек, нарушение изоляции и др.) производят его разборку с выемкой сердеч-

ника. Сердечник извлекают только в сухом помещении; он может находиться

вне масла (без последующей сушки) не более 12 ч.

Ремонт шинных устройств (рис.3.109, где: 1 –шина; 2 –болт; 3, 4–на-

кладки; 5 –головка изолятора). Шинные устройства применяют во всех распре-

делительных устройствах независимо от напряжения и типов (открытые или за-

крытые). Шины выполняют в виде полос прямоугольного сечения из меди,

алюминия и стали. В РУ напряжением до 10 кВ применяют шины прямоуголь-

ного сечения с соотношением сторон 1 : 5 –1 : 10.Ремонт шин заключается в

креплении или замене болтовых соединений шинодержателей. В табл. 85 при-

ведены допустимые усилия затягивания болтов.

Допустимые усилия затягивания болтов. Таблица 3.46.

Диаметр болта, мм Площадь нор-

мальной шайбы,

мм2

Усилие, кН, от руки на ключ при

окружающей температуре, °С

5 10 15

10

12

14

16

18

280

450

500

650

870

0,05

0,07

0,09

0,13

0,17

0,07

0,09

0,11

0,16

0,20

0,08

0,09

0,15

0,18

0,22

Неровности и пленки окиси с контактных поверхностей удаляют напиль-

ником, не допуская общего уменьшения сечения шины более чем на 1,5 %.Если

вмятины или выемки уменьшают сечение шин более чем на 1,5 % для алюми-

ния и 1 % для меди, но не более 10 % от их общего сечения, то дефектное место

усиливают накладкой, которую соединяют болтами.

Крепление алюминиевых и медных шин на изоляторах производят раз-

личными способами в зависимости от количества шин каждой фазы, которое

определяют по силе тока, протекающего в них. Для установок с большой силой

тока применяют многополосные шины.

375

Шины вследствие нагрева протекающим током изменяют свою длину,

поэтому при монтаже предусматривают компенсирующие устройства. У шин

длиной до 25 м в местах их крепления делают отверстия овальной формы (при

креплении к изоляторам). Под головки болтов устанавливают пружинные шай-

бы.

Данные для выбора пластин компенсаторов для однополосных шин при

толщине пластин 0,5 мм приведены в табл.3.47. При толщине пластин меньше

0,5 мм количество их должно быть соответственно увеличено.

Выбор пластин компенсаторов для шин. Таблица 3.47.

Размер шины, мм Компенсатор

Ширина Толщина Число пластин Длина од-

ной пласти-

ны, м 40

50

60

80

100

120

4

5

6

8

10

10

10

12

14

18

20

22

0,5

0,6

Выбор числа компенсаторов в зависимости от длины шин и материалов

приведен ниже.

Выбор числа компенсаторов. Таблица 3.48.

Длина шины, м:

алюминиевой 20-30 30-50 50-75 медной 30-50 50-80 80-100

стальной 30-60 60-85 85-115

Число компенсаторов 1 2 3

а) б)

Рис3.110. Разрядник типа РВП-10.(а) Трехфазный бетонный реактор на 10 кВ с

376

вертикальным расположением фаз.(б)

Шины после ремонта должны быть окрашены, кроме мест ответвлений и

присоединений к аппаратам, которые после выполнения присоединений покры-

вают прозрачным глифталевым лаком. Согласно принятым обозначениям, фазы

шин трехфазного переменного тока обозначают буквами А, В, С.Ремонт раз-

рядников. Вилитовый разрядник РВП (рис.3.110, где1 –зажим для присоедине-

ния к линии, 2 –пружина,3 –разрядные промежутки, 4 –блок вилитовых дис-

ков,5 –фарфор, 6 –уплотнение, 7 –заземляющий зажим). При ремонте проверя-

ют целость крышки, плотность укладки внутренних деталей: они не должны

перемещаться. Разрядник вскрывают только при неудовлетворительных ре-

зультатах испытаний. При этом проверяют целость вилитовых дисков и искро-

вых промежутков, исправность нажимной пружины. Дефектные детали заме-

няют новыми.При сборке тщательно герметизируют крышку разрядника, за-

щищая внутренние детали от атмосферных воздействий для сохранения ста-

бильности его работы. Герметизацию осуществляют путем установки в нижней

части разрядника двух диафрагм из озоностойкой резины.Трубчатые разрядни-

ки. При ремонте проверяют состояние фибробакелитовой трубки, прочность

крепления на ней стальных наконеч-ников, правильность расположения внутри

трубки электродов, исправность указателя срабатывания. Поврежденный лако-

вый покров трубки восстанавливают. Ослабленные наконечники обжимают на

трубке. При необходимости регулируют внутренний искровой промежуток

между электродами.Проверяют исправность указателя срабатывания. Повре-

жденную латунную фольгу заменяют новой полоской толщиной 0,02 мм. Внут-

ренний диаметр дугогасительного канала и длина внутреннего искрового про-

межутка разрядника не должны отличаться от паспортных данных более чем на

0,5 и 1 мм соответственно. После ремонта наконечники окрашивают черной

эмалевой краской.Ремонт реакторов (рис.3.110). При осмотре бетонных реакто-

ров проверяют величину сопротивления изоляции колонок и измеряют площадь

поврежденных участков лакового покрова колонок. Если величина сопротивле-

ния изоляции снизилась по сравнению с заводскими данными более чем на 30

% или поверхность повреждений покрова превышает 25 % общей, реактор под-

вергают капитальному ремонту и сушке.

При ремонте устраняют деформацию витков обмотки, восстанавливают

поврежденную изоляцию обмотки и бетонных колонок, поправляют разрушен-

ные части колонок. Новый лаковый покров на колонки наносят, применяя

натуральную олифу или один из следующих лаков: № 319, 441, 447, 460 или Л-

1100.

При частичном разрушении колонки ее восстанавливают так: составляют

бетон из равных по объему частей цемента марки 500, кварцевого песка и гра-

вия, замешанных на чистой воде (50—60 % от массы цемента).

Опалубку для бетонирования изготавливают из гладко оструганных до-

сок, снимают ее после окончания процесса «схватывания» через 20—40 ч в за-

377

висимости от температуры окружающей среды. Отвердевание бетона длится

25—30 дней, считая со дня начала бетонирования.

Сушку и запечку отремонтированного реактора производят спустя 25—30

суток в сушильной камере при 90—110°С. Процесс сушки длится 40—50 ч.

Ремонт заземляющих устройств. При ремонте электрооборудования ма-

шиностроительного предприятия одновременно ремонтируют заземляющую

сеть. В заземляющих устройствах наиболее часто повреждаются сварные швы.

Целость сварных швов проверяют ударами молотка по сварным стыкам. Обна-

руженный дефектный участок вырубают и заваривают электродуговой, авто-

генной или термитной сваркой.

До начала ремонта заземляющего устройства проверяют сопротивление

заземлителя растеканию тока. Если оно выше нормы, то принимают меры к его

снижению способом соленой обработки земли. Вокруг электродов заземлителя

укладывают в радиусе 300 мм слои соли и земли толщиной 15 мм. Каждый слой

поливают водой. Этим способом обрабатывают землю вокруг верхней части

электрода заземлителя на 1/3 ее высоты. Недостаток способа в том, что он тре-

бует повторной обработки земли через каждые 3—4 года.

Ремонт статических конденсаторов. При осмотре или ремонте (капиталь-

ном или текущем) основного оборудования электроприемника, асинхронного

электродвигателя, силового трансформатора и т. п., непосредственно к зажимам

которого подсоединены конденсатор или группа конденсаторов, установленных

в одном помещении с этим оборудованием, производят одновременно осмотр

или ремонт (соответственно капитальный или текущий) этих конденсаторов.

Текущий ремонт конденсаторных установок напряжением до и выше

1000 В проводят не реже 1 раза в год с обязательным отключением установ-

ки.При текущем ремонте конденсаторных установок выполняют:

а) проверку степени затяжки гаек в контактных соединениях;

б) проверку мегаомметром (омметром) целости плавких вставок и це-

пи разряда конденсаторов;

в) проверку внешним осмотром качества присоединения ответвления

к заземляющему контуру;

г) очистку поверхности изоляторов, корпусов конденсаторов, аппара-

туры и карказа от пыли других загрязнений;

д) измерения емкости каждого конденсатора (для конденсаторов

напряжением выше 1000 В);

е) проверку мегаомметром на отсутствие замыкания между изолиро-

ванными выводами и корпусом конденсаторов;

ж)подпайку мягким припоем мест со следами просачивания пропитыва-

ющей жидкости, включая места установки проходных изоляторов в крышках

378

конденсаторов;

з) замену неисправных секций конденсаторных батарей или отдель-

ных конденсаторов;

и) опробование устройств автоматического управления и регу-

лирования, релейной защиты и действия приводов выключателей.

Измерения сопротивления изоляции между выводами и относительно

корпуса конденсатора не нормируются и производятся мегаомметром на

напряжение 2500 В. Измерение емкости отдельного элемента не должно отли-

чаться от паспортных данных более чем на ± 10 %.Погрешность измерительных

приборов не должна превышать2 %. Измерение емкости производят при темпе-

ратуре 15—35°С. Проверку срабатывания защиты конденсаторов производят

непосредственным измерением тока однофазного короткого замыкания на кор-

пус с помощью специальных приборов или измерением полного сопротивления

петли фаза –нуль с последующим определением тока однофазного короткого

замыкания. Полученный ток сравнивают с номинальным защитного аппарата.

Ремонт электрической аппаратуры РУ и установок напряжением до

1000В

Рубильники и переключатели (рис.3.111, где: 1 – ножи; 2 – трубки; 3 –

рукоятка; 4 – кожух; 5 - тяга). При ремонте рубильников и переключателей

тщательно очищают контактные поверхности ножей и контактных губок от

грязи, копоти и частиц оплавленного металла. При сильных оплавлениях ножей

или губок их заменяют новыми.

Подтягивают все крепежные детали, шарнирные соединения, проверяют

состояние пружин и пружинных скоб, ослабленные заменяют новыми. Доби-

ваются, чтобы ножи входили в губки без ударов и перекосов, но с некоторым

усилием. Контактная поверхность губки должна плотно прилегать к соответ-

ствующей поверхности ножа. Щуп толщиной 0,05 мм может входить в про-

странство между губкой и ножом на глубину не более 6 мм.

Регулируют глубину вхождения ножей в губки так, чтобы у рубильника с

рычажным приводом ножи при полностью включенном положении не доходи-

ли до контактной площадки губки на 3 мм. В то же время вся контактная часть

ножа должна войти в губки. Глубину вхождения ножей в губки рубильников с

рычажным приводом регулируют увеличением или сокращением длины тяги от

рукоятки к рубильнику.

Неодновременность выхода ножей из контактных губок не должна пре-

вышать 3 мм. Проверяют плотность затяжки всех контактных соединений. Из-

нос должен быть не более: для сухарей пальцев – 4 — 5 мм (во избежание

уменьшения разрывных расстояний между сухарями и сегментом); для сегмен-

тов –1 мм (во избежание задеваний сухарей за головки винтов).

379

Рис.3.111. Трехполюсный рубильник:трехфазный в открытом исполнении;(а) в

закрытом кожухе;(б) управляемый механическим приводом.(в).

Реостаты, контроллеры, конечные выключатели, контакторы и магнитные

пускатели, автоматы. При ремонте реостата проверяют плотность прилегания

щеток к контактам и легкость перемещения подвижного контакта по поверхно-

сти неподвижных. Для увеличения давления щеток на контакты отвертывают

стопорный болт, прижимают подвижный контакт к неподвижным и вновь за-

крепляют кольцо. Перегоревшие элементы восстанавливают, чугунные заме-

няют новыми, а ленточные и проволочные сваривают, предварительно соеди-

нив на длине 15 мм поврежденные места бандажом из медной проволоки диа-

метром 0,5 мм.

Реостаты серий РМ и ПР заливают сухим чистым трансформаторным

маслом; уровень масла в баке устанавливают в пределах между рисками в мас-

лоуказательном стекле. После ремонта проверяют реостат на отсутствие обры-

ва в цепи и плавность хода подвижного контакта. При ремонте жидкостных

реостатов очищают контакты и ножи, регулируют механизм подъема и опуска-

ния ножей, заменяют загрязненный раствор в баке реостата.

При ремонте барабанного кранового контроллера его продувают сжатым

воздухом, очищают тряпкой, смоченной керосином, в изоляционные поверхно-

сти сухой тряпкой; устанавливают провал сухаря в пределах 2—3 мм. Увели-

ченный провал повышает износ сухарей и концов сегментов и вызывает полом-

ку пальцев. Регулирование провала производят при помощи регулировочного

винта 1. Недостаточный провал указывает на слабое нажатие.

Рекомендуемые усилия нажатия сухарей на сегмент.Таблица 3.49.

Ширина сухаря, мм 12 15 20 25 30 Нажатие, Н 7—13 10-16 14-22 16-27 20-33

Нажатие проверяют с помощью динамометра и листа бумаги, проложен-

ной между сухарем и сегментом. Гайкой 2 и пружиной 3 устанавливают

наибольшие значения нажатия с тем, чтобы после износа сухарей они не упали

ниже допустимых значений.При ремонте магнитного пускателя (рис.3.112, где:

1 –основание; 2–сердечник; 3–катушки; 4–якорь; 5 –упор; 6 –изоляционная ка-

380

мера; 7, 8 –неподвижные и подвижные контакты; 9–пружина возврата якоря;

10–ось якоря; 11 -блок-контакты; 12 –амортизирующая пружина; 13 –

дугогасительная камера; 14 –тепловое релевитков п может быть определено по

диаметру проволоки, массе меди и средней длине витка: ) очищают контакты,

проверяют сохранность биметаллических элементов и нагревателей. Вышед-

шие из строя элементы заменяют новыми заводского изготовле-

ния.Удерживающую катушку с пересохшей изоляцией заменяют новой. При

отсутствии катушек заводского изготовления их наматывают в ЭРЦ. Если на

сгоревшей катушке нет паспорта и не известны ее заводские данные, то число

витков и сечение провода определяют по старой катушке.

Рис3.112. Магнитные пускатели ПА (а) и ПМ (б)

Bld

Gn

2

135

(3.79)

381

У многовитковых катушек числогде G–масса катушки, кг; d –диаметр проволо-

ки, мм; lв –средняя длина витка, м:

;2/)( 21 DDlB (3.80)

где D1 и D2 - наружный и внутренний диаметры катушки. Массу изоляции

принимают равной 5 % от общей массы. Можно, не вскрывая катушки, опреде-

лить диаметр проволоки по массе и сопротивлению. Для катушек бескаркасных

или с прессшпановым каркасом

;/3,1 4 RGd (3.81)

где R –омическое сопротивление (постоянному току) при 20°С.

Пересчет катушки переменного тока на другое напряжение. Известно:

напряжение t/j режим ПВ,, диаметр голого провода d1 и изолированного D1,

число витков п, сопротивление R1 и марка провода. Требуется определить об-

моточные данные d2; п2; R2 новой катушки для напряжения U2 при том же ре-

жиме работы ПВ,. Число витков катушки

;1

212U

Unn (3.82)

Расчетный диаметр изолированного провода из условия сохранения коэф-

фициента заполнения катушки, мм,

;/ 2112 nnDD (3.83)

По каталогу находят ближайший меньший диаметр изолированного про-

вода Ь2 и соответствующий ему диаметр голого провода d2.Сопротивление при

20°С, Ом,

2

21

1

2

122

dn

RdnR

(3.84)

При ремонте конечных выключателей обеспечивают провал

кон¬тактного мостика в пределах 1—4 мм. При больших провалах мостик мо-

жет во время срабатывания выключателя соскочить; при отсутствии провала

неизбежно нарушение контакта; для новых контактов провал устанавливают

наибольшим, чтобы обеспечить возможность регулировки при износе.

Начальное нажатие Рн измеряют при разомкнутых контактах, заложив

между контактным мостиком и держателем тонкую бумажку. Динамометр в

момент, когда бумажку легко вытянуть, показывает нажатие, приведенное ни-

же.Нажатие ,Н:начальное от 3 до 5 ,конечное от 6 до 8.

Конечное нажатие Р измеряют при замкнутых контактах, заложив тонкую

бумажку между контактами. После износа контактов величина конечного

нажатия приближается к начальному.При ремонте контактора очищают от ко-

поти и грязи контакты и пластины в дугогасительной камере. Обгоревшие кон-

такты очищают мягкой стальной щеткой. Обращают внимание на состояние

382

гибкой связи из медных пластин толщиной 0,2—0,5 мм. Поврежденные пла-

стины заменяют новыми таких же сечений.О состоянии электромагнитной си-

стемы судят по величине издаваемого при работе шума. Повышенный шум

свидетельствует об ослаблении винтов, крепящих ярмо и якорь, повреждении

короткозамкнутого витка и недостаточности площади прилегания поверхностей

обеих половин электромагнита. В этом случае подтягивают крепежные детали

якоря и сердечника, устанавливают в вырезе сердечника короткозамкнутый ви-

ток, увеличивают площадь поверхности соприкосновения обеих половин элек-

тромагнита и добиваются большей точности их пригонки.

При прижатом к сердечнику якоре полоска папиросной бумаги не должна

передвигаться между крайними выступами магнитопровода. Если поверхность

соприкосновения менее 60—70 %, то сердечник нуждается в подгонке. Необхо-

димый зазор между средними выступами магнитопровода указан ниже:Габарит

контактора от 3 до 5 IV и VЗазор между средними выступами, мм от 6 до 8

0,15÷0,05Ремонт автоматических выключателей серии А незначительно отли-

чается от ремонта магнитных пускателей и здесь не рассматривается.

При регулировании выключателя «Электрон» на силу тока 1000–4000 А

раствор разрывных контактов устанавливают не менее 18 мм; зазор между

главными контактами при касании разрывных контактов должен быть не менее

11 мм; величину хода якоря механизма включения доводят до 4 ÷ 4,5 мм, про-

веряют провалы главных и разрывных контактов. Они должны составлять у

главных 3,5 ± 0,5 мм, у разрывных 6 ± 2 мм. Увеличение провала главных кон-

тактов достигается одновременным вывинчиванием регулировочных бол-

тов.При проверке расцепителей убеждаются, что упор толкателя находится в

зацеплении с кулачком валика (рис.3.113, где : 1 –неподвижный контакт; 2–

подвижный контакт; 3 –контактодержатель; 4 –полоска тонкой прочной бума-

ги; 5 –неподвижный дугогаситель¬ный контакт; 6–фасонный винт; 7, 9 —

динамометры; 8–винт пружины дугогасительных контактов; 10–тесьма; 11 –

подвижный дугогасительный контакттов на равное число оборотов (1 оборот

болта равен 1 мм).

383

Рис.3.113. Схемы измерения нажатия контактов:начального Рн;(а) конечного

Рн;(б)конечного в дугогасительных и главных контактах (автомата АВМ)(в);

А –зазор; Б –провал

Ремонт электрической аппаратуры и установок в сетях напряжением

до 1 000 В.

При ремонте р у б и л ь н и к о в тщательно очищают контактные поверхно-

сти ножей и контактных губок от грязи, копоти и частиц оплавленного металла.

При сильных оплавлениях ножей или губок их заменяют новыми[24]. Подтяги-

вают все крепежные детали, шарнирные соединения, проверяют состояние

пружин и пружинных скоб, ослабленные заменяют новыми. Добиваются, чтобы

ножи входили в губки без ударов и перекосов, но с некоторым усилием. Кон-

тактная поверхность губки должна плотно прилегать к соответствующей по-

верхности ножа. Щуп толщиной 0,05 мм может входить в пространство между

губкой и ножом на глубину не более 6 мм.

Регулируют глубину вхождения ножей в губки так, чтобы у рубильника с

рычажным приводом ножи при полностью включенном положении не доходи-

ли до контактной площадки губки на 3 мм. В то же время вся контактная часть

ножа должна входить в губки. Глубину вхождения ножей в губки рубильников

с рычажным приводом регулируют увеличением или сокращением длины тяги

от рукоятки к рубильнику. Неравномерность выхода ножей из контактных гу-

бок не должна превышать 3 мм.

Проверяют плотность затяжки всех контактных соединений. Износ суха-

рей пальцев должен быть не более 4... 5 мм (во избежание уменьшения разрыв-

ных расстояний между сухарями и сегментом), сегментов –1 мм (во избежание

задеваний сухарей за головки винтов).

При ремонте реостатов проверяют плотность прилегания щеток к контак-

там и легкость перемещения подвижного контакта по поверхности неподвиж-

ных. Для увеличения давления щеток на контакты отвертывают стопорный

болт, прижимают подвижный контакт к неподвижным и вновь закрепляют

384

кольцо. Перегоревшие элементы восстанавливают, чугунные заменяют новыми,

а ленточные и проволочные сваривают, предварительно соединив на длине 15

мм поврежденные места бандажом из медной проволоки диаметром 0,5 мм.

Реостаты серий РМ и ПР заливают сухим чистым трансформаторным

маслом. Уровень масла в баке должен находится между рисками на маслоука-

зательном стекле. После ремонта проверяют реостат на отсутствие обрыва цепи

и плавность хода подвижного контакта. При ремонте жидкостных реостатов

очищают контакты и ножи, регулируют механизм подъема и опускания ножей,

заменяют загрязненный раствор в баке реостата.

При ремонте магнитных пускателей очищают контакты, проверяют со-

хранность биметаллических элементов и нагревателей. Вышедшие из строя

элементы заменяют новыми заводского изготовления.

Удерживающую катушку с пересохшей изоляцией заменяют новой. При

отсутствии катушек заводского изготовления их наматывают в электроремонт-

ном цехе. Если на сгоревшую катушку нет паспорта и неизвестны ее заводские

данные, то число витков и площадь сечения провода определяют по старой ка-

тушке. У многовитковых катушек число витков может быть найдено по диамет-

ру проволоки, массе меди и средней длине витка:

Bld

Gn

2

135

(3.85)

где т –масса катушки, кг; d –диаметр проволоки, мм; /в –средняя длина витка,

м.Среднюю длину витка подсчитывают по формуле

;2/)( 21 DDlB (3.86)

где D{, D2 –соответственно наружный и внутренний диаметры катушки.

Массу изоляции принимают равной 5 % общей массы катушки. Не

вскрывая катушки, можно определить диаметр проволоки по массе катушки и

ее сопротивлению. Для катушек бескаркасных или с прессшпановым каркасом.

;/3,1 4 RGd (3.87)

где R –сопротивление катушки постоянному току при температуре 20 °С.

Исходными данными при переделке катушки переменного тока на другое

напряжение являются: напряжение U1 режим работы (продолжительность

включения) ПВ, диаметр неизолированного провода d1, изолированного –D1

число витков n1 сопротивление R1 и марка провода. Требуется определить об-

моточные данные d2, п2, R2 новой катушки для напряжения U2 при том же ре-

жиме работы ПВ.

Число витков катушки п2 = n1U2/U1.Расчетный диаметр, мм, изолирован-

ного провода из условия сохранения коэффициента заполнения катушки 4

2112 / nnDD . По справочнику находят ближайший меньший диаметр изолиро-

ванного провода D2 и соответствующий ему диаметр неизолированного прово-

385

да d2.Сопротивление, Ом, при температуре 20 °С

2

21

2

122

dn

dnR

(3.88)

При ремонте к о н е ч н ы х в ы к л ю ч а т е л е й обеспечивают провал кон-

тактного мостика в пределах 1...4 мм. При больших провалах мостик может во

время срабатывания выключателя соскочить, при отсутствии провала неизбеж-

но нарушение контакта. Для новых контактов провал устанавливают наиболь-

шим, чтобы обеспечить возможность регулировки при износе.

Начальное нажатие измеряют при разомкнутых контактах, заложив меж-

ду контактным мостиком и держателем тонкую бумажку. Начальное нажатие

динамометр показывает в том момент, когда бумажку легко вытянуть. Оно

должно быть 3... 5 Н

Конечное нажатие должно составлять 6...8 Н. Его измеряют при замкну-

тых контактах, заложив предварительно между ними тонкую бумажку. После

износа контактов значение конечного на жатия приближается к значению

начального.

При ремонте контакторов очищают от копоти и грязи контакты и пласти-

ны в дугогасительной камере. Малообгоревшие контакты чистят мягкой сталь-

ной щеткой. Обращают внимание на гибкую связь, состоящую из медных пла-

стин толщиной 0,2...0,5 мм. Поврежденные пластины заменяют новыми таких же

сечений.О состоянии электромагнитной системы судят по издаваемому контак-

тором при работе шуму. Причинами повышенного шума могут быть ослабление

винтов, крепящих ярмо и якорь, повреждение короткозамкнутого витка и недо-

статочность площади прилегания поверхностей обеих половин электромагнита.

В этом случае подтягивают крепежные детали якоря и сердечника, устанавлива-

ют в вырезе сердечника короткозамкнутый виток, увеличивают площадь по-

верхности соприкосновения обеих половин электромагнита и добиваются боль-

шей точности их пригонки.

При прижатом к сердечнику якоре полоска папиросной бумаги не должна

передвигаться между крайними выступами магнито- провода. Если поверхность

соприкосновения составляет менее 60...70 % общей поверхности, то сердечник

нуждается в подгонке.

Ремонт автоматических выключателей типа А (АВ 50-45, А-3790, АВ 2М,

«Электрон») отличается от ремонта магнитных пускателей незначительно.

При регулировании выключателя «Электрон» на ток 1000... 4000 А раствор

разрывных контактов устанавливают не менее 18 мм; зазор между главными

контактами при касании разрывных контактов должен быть не менее 11 мм. Ход

якоря механизма включения доводят до 4... 4,5 мм. Проверяют провал главных 1,

2 и дугогасительных 3, 4 контактов (рис.3.114, где: 1, 2 –неподвижный и по-

движный главные контакты; 3, 4 –неподвижный и подвижный дугогасительные

контакты; 5 –ролик; 6 –вал; 7 –тяга).

386

Рис.3.114. Контактная группа автомата во включенном положении.

У главных контактов он должен составлять (3,5 + 0,5) мм, у разрывных (6

±2) мм. Увеличение провала главных контактов достигается одновременным

вывинчиванием регулировочных болтов на равное число оборотов (один обо-

рот болта соответствует 1 мм). Проверяют взведение расцепителей (упор толка-

теля должен находиться в зацеплении с кулачком валика).


1. Какие работы выполняют при капитальном ремонте силовых трансформа-

торов?

2. Как ремонтируют магнитопровод силовых трансформаторов?

3. Какие методы сушки изоляции трансформаторов вы знаете?

4. Как ремонтируют подшипники скольжения?

5. Как производят замену подшипников качения?

6. Как ремонтируют станину электродвигателя?

7. Как ремонтируют якорь электродвигателя?

8. Как ремонтируют аппараты РУ напряжением выше 1000 В?

9. Как ремонтируют аппараты РУ напряжением до 1000 В?

Ремонт электрических аппаратов РУ и установок напряжением вы-

ше 1000В. Перед работой на коммутационных аппаратах с автоматическими

приводами и дистанционным управлением для предотвращения их ошибочного

или случайного включения или отключения необходимо: снять предохранители

на обоих полюсах в цепях оперативного тока и в силовых цепях приво-

дов;закрыть вентили подачи воздуха в баки воздушных выключателей или

пневматические приводы и выпустить в атмосферу имеющийся в них воздух.

Спускные отверстия в течение всего времени работ должны быть открыты;в

грузовых приводах опустить в нижнее нерабочее положение груз и деблокиро-

вать систему его подъема;повесить на ключах и кнопках дистанционного

управления плакаты «Не включать! Работают люди», на закрытых вентилях –

«Не открывать! Работают люди»;запереть на замок вентили подачи воздуха в

баки воздушных выключателей или снять с них штурвалы.Операции, выполня-

387

емые при ремонте основных аппаратов РУ и установок напряжением выше

1000 В, описаны в табл.3.50 – 3.52. При ремонте приводов масляных выключа-

телей проверяют правильность взаимодействия деталей механизма и наличие

требуемых зазоров, убеждаются в отсутствии заеданий между отдельными

движущимися деталями механизма привода.

Ремонт выключателей нагрузки. Таблица 3.50.


Осмотр выключате-

лей и замена дефект-

ных деталей

Очищают контактные по-

верхности от следов оплавле-

ния, грязи и копоти. Отвер-

тывают винты, крепящие ще-

ки дугогасительного устрой-

ства, осматривают и при

необходимости заменяют

вкладыши

Если стенки вклады-

шей выгорели, их за-


Дефектные и ослабленные

пружины заменяют новыми.

Износившиеся резиновые

шайбы буфера заменяют но-

вымиТрущиеся поверхности

очищают от старой смазки и

наносят на них свежую смаз-

ку. При регулировании доби-

ваются одновременного вхо-

да и выхода ножей в непо-

движные контакты

Пружины применяют

только заводского из-

готовления, а шайбы

делают из листовой ре-

зины толщиной 4... 6

мм.Смазку применяют

с учетом температуры

окружающей среды.

Величина вытягиваю-

щего усилия должна

быть такой же, как и у

разъединителей (см.

табл. 19.1)

Ремонт масляных выключателей ВМГ-133 и ВМП-10. Таблица 3.51.


Осмотр, очистка,

разборка выключа-

теля

Очищают детали выключателя

от грязи, сливают масло из ци-

линдров. Отсоединяют от по-

люсов изоляционные тяги и,

сняв полюса, открывают ниж-

ние крышки с неподвижными

контактами. Вынимают рас-

порные бакелитовые цилин-

дры и дугогасительные камеры

При выемке маслоотде-

лителей из цилиндров

предварительно сни-

мают верхние крышки

Ремонт контактной

системы

Очищают наждачной шкуркой

слегка обгоревшие контакты.

Опиливают личным напильни-

ком контакты с наплывами,

Наконечники наверты-

вают до отказа на кон-

тактный стержень и на

кернивают по окруж-

388

сильно обгоревшие контакты

заменяют новыми. Наконечни-

ки подвижных контактов при

необходимости заменяют но-

выми

ности

Ремонт буферного


Буфер очищают от грязи, за-

ливают в устройство чистое

трансформаторное асло и про-

веряют плавность хода буфера

Шток и поршень мас-

ляного буфера при пере

мещении от руки

должны двигаться

плавно, без заеданий

Регулировка вык-

лючателя ВМП-10

(включение и отк-

лючение производят

только вручную)

Ввертывают до упора в резь-

бовое отверстие на торце каж-

дого подвижного контакта по-

люса стержень диаметром 6

мм и длиной 400 мм. Добива-

ются, чтобы полный ход по-

движных контактов составлял

(245 ± 5) мм. Ход в контактах

должен быть (60 + 4) мм для

выключателей на ток до 1 000

А и (54 ± 4) мм для выключа-

телей на ток 1 500 А

Угол поворота вала (87 +

2)°, недоход механизма

до крайнего положения

не менее 4 мм

Ремонт встроенных реле прямого действия. Таблица 3.52.


Проверка состояния и ре-

монт подпятников, осей,

пружин, контактов, обмо-

ток, изоляции

Вывертывают и осмат-

ривают подпятники,

промывают их спир-

том, дефектные заме-

няют новыми. Осмат-

ривают подвижные

оси, подогнутые вы-

правляют, риски уби-

рают полировкой

Регулируют продоль-

ный люфт оси, изменяя

положение подпятника.

Неисправные пружины

заменяют новыми.

Контакты очищают и

промывают спиртом,

износившиеся заменя-

ют, при необходимости

регулируют. Нарушен-

Пользуются лупой пяти-

или шестикратного уве-

личения

Витки пружины должны

быть на одинаковом рас-

стоянии друг от друга.

Обмотки реле не должны

иметь следов копоти,

вмятин или других пов-

реждений, должны быть

хорошо закреплены на

магнитопроводе. Зазоры

между подвижными ча-

стями реле и полюсами

магнитной системы

должны соответствовать

заводским данным

389

ную изоляцию восста-

навливают

Контроль регулировки

реле

Отремонтированное и

отрегулированное реле

проверяют путем 15—

20 повторных включе-

ний и отключений

При регулировке лучше

пользоваться специаль-

ным инструмен-

том.Смазывать реле,

электромагниты, оси, ро-

лики,отключающие

планки стойки запреща-

ется

Неправильную работу частей механизма устраняют путем чистки, смазы-

вания, регулирования. При ремонте привода нельзя подпиливать или подшаб-

ривать рабочие поверхности деталей его механизма.

Отремонтированный привод после сборки проверяют путем нескольких

включений и отключений вручную. Привод должен работать четко, плавно и

без заеданий. Качество ремонта и правильность сборки привода повторно кон-

тролируют на месте установки после соединения его с выключателем.

Последней операцией является регулирование привода совместно с вы-

ключателем и проверка его работы от действия устройств релейной защиты и

автоматики.

При ремонте в ы с о к о в о л ь т н ы х п р е д о х р а н и т е л е й перегоревшие

плавкие вставки заменяют новыми. Проволоку для замены плавкой вставки

необходимо выбирать в строгом соответствии с требованиями защиты отдель-

ных участков электрической сети или электрического оборудования.

При установке отремонтированных предохранителей необходимо прове-

рять целость плавкой вставки и полноту засыпки патрона наполнителем (квар-

цевым песком). Патроны предохранителей должны входить в губки без боль-

ших усилий и не иметь перекосов. Указатели срабатывания патронов должны

быть обращены вниз.

Ш и н н ы е у с т р о й с т в а применяют во всех РУ независимо от напряже-

ния и типов (открытые или закрытые). Шины выполняют в виде полос прямо-

угольного сечения из меди, алюминия или стали.

В РУ напряжением до 10 кВ используют шины прямоугольного сечения с

соотношением сторон от 1:5 до 1 : 1 0 . При ремонте шинных устройств неров-

ности и пленки оксида с контактных поверхностей удаляют напильником, не

допуская общего уменьшения площади сечения шины более чем на 1,5 %. Если

вмятины или выемки уменьшают площадь сечения алюминиевых шин более

чем на 1,5 % а медных шин –более чем на 1 %, но при этом не более чем на 10

% их общей площади сечения, то дефектное место усиливают накладкой, кото-

рую присоединяют болтами.

Крепление алюминиевых и медных шин на изоляторах производят раз-

личными способами в зависимости от числа шин каждой фазы, которое опреде-

ляют по току, проходящему в них. Для установок с большими токами приме-

390

няют многополюсные шины.

Шины вследствие нагрева током изменяют свою длину, поэтому при

монтаже используют компенсирующие устройства. У шин длиной до 25 м в ме-

стах их крепления делают отверстия овальной формы (при креплении к изоля-

торам). Под головки болтов устанавливают пружинные шайбы.

Шины после ремонта окрашивают. Неокрашенными оставляют только

места ответвлений и присоединений к аппаратам, покрываемые после выпол-

нения присоединений прозрачным глифталевым лаком. Фазы шин трехфазного

тока обозначают буквами А, В, С.

При ремонте в и л и т о в ы х р а з р я д н и к о в типа РПВ проверяют целость

крышки и плотность укладки внутренних деталей, которые не должны переме-

щаться. Разрядник вскрывают только при неудовлетворительных результатах

испытаний, при этом проверяют целость вилитовых дисков и размер искровых

промежутков, исправность нажимной пружины. Дефектные детали заменяют

новыми.

При сборке тщательно герметизируют крышку разрядника, защищая

внутренние детали от атмосферных воздействий для сохранения стабильности

его характеристики. Герметизацию осуществляют путем установки в верхней и

нижней частях разрядника диафрагм из износостойкой резины.

При ремонте т р у б ч а т ы х р а з р я д н и к о в проверяют состояние фиб-

робакелитовой трубки, прочность крепления на ней стальных наконечников,

правильность расположения внутри трубки электродов, исправность указателя

срабатывания. Поврежденный лаковый покров трубки восстанавливают.

Ослабленные наконечники обжимают на трубке. При необходимости регули-

руют внутренний искровой промежуток между электродами.

Проверяют исправность указателя срабатывания. Поврежденную латун-

ную фольгу заменяют новой полоской толщиной 0,02 мм. Внутренний диаметр

дугогасительного канала и длина внутреннего искрового промежутка разрядни-

ка не должны отличаться от паспортных данны более чем на 0,5 и 1 мм соот-

ветственно. После ремонта накнечники окрашивают черной эмалевой крас-

кой.При осмотре б е т о н н ы х р е а к т о р о в проверяют сопротивление изоля-

ции колонок и измеряют площадь поврежденных участков лакового покров

аколонок.Если сопротивление изоляции снизилось по сравнению с заводскими

данными более чем на 30 % или поверхность повреждений покрова превышает

25 % общей, реактор подвергают капитальному ремонту и сушке.

При ремонте устраняют деформацию витков обмотки, восстанавливают

поврежденную изоляцию обмотки и бетонных колонок, воссоздают разрушен-

ные части колонок. Новый лаковый покров на колонки наносят, применяя

натуральную олифу либо один из лаков марок 319, 441, 447, 460 или Л-1100.

Для восстановления частично разрушенной колонки бетон приготовляют

из равных по объему частей цемента марки 500, кварцевого песка и гравия, за-

мешанных на чистой воде (50...60 % от массы цемента). Опалубку для бетони-

рования изготовляют из гладко оструганных досок. Снимают ее после оконча-

ния процесса схватывания, т.е. через 20...40 ч в зависимости от температуры

391

окружающей среды. Отвердевание бетона длится 25... 30 сут, считая со дня

начала бетонирования. Сушку и запечку отремонтированного реактора произ-

водят в сушильной камере при температуре 90 ... 110 °С. Процесс сушки длится

40 ...50 ч.

Ремонт т р а н с ф о р м а т о р о в т о к а включает в себя следующие опера-

ции: зачистка напильником заусенцев на краях листов или оплавлений; восста-

навление сердечника при частичном или полном выходе из строя его стали пу-

тем замены листов. Листы берут из однотипного вышедшего из строя транс-

форматора тока. Материал и размеры листов должны быть такие же, как в за-

меняемых листах.

Небольшие механические повреждения поверхности бака масляных

т р а н с ф о р м а т о р о в н а п р я ж е н и я устраняют без выемки сердечника. При

сложных повреждениях трансформатора (смещение сердечника, катушек,

нарушение изоляции и др.) производят его разборку с выемкой сердечника.

Сердечник извлекают только в сухом помещении. Он может находиться вне

масла (без последующей сушки) не более 12 ч.

4.Тепловизионный контроль оборудованиия. Характерные

теплограммы Общие сведения о тепловизионном контроле объектов.

В последние годы в электроэнергетике намечается тенденция к последо-

вательному переходу от системы планово-предупредительных ремонтов к ре-

монтам по действительному техническому состоянию оборудования. Такой пе-

реход предопределяет внедрение и развитие различных методов диагностики

состояния электрооборудования. Одним из таких методов является тепловизи-

онный контроль электрооборудования.

Прежде чем перейти к тепловизионному контролю оборудования рас-

смотрим основные принципы измерения температуры объектов на расстоя-

нии.Как измеритель температуры общеизвестен термометр, измеряющий тем-

пературу объекта при прямом контакте с ним. Если необходимо измерить тем-

пературу объекта, непосредственный контакт с которым опасен или невозмо-

жен (гирлянда изоляторов ВЛ), контактный термометр не годится. Для такого

измерения необходим пирометр.

Пирометр определяет температуру объекта по силе инфракрасного излу-

чения, которое выделяет каждый объект. Инфракрасное излучение через объ-

ектив попадает на чувствительный элемент пирометра, который выдает напря-

жение, пропорциональное температуре источника излучения. Электронные

преобразователи пирометра формируют на дисплее цифровую запись значения

температуры. Пирометр измеряет температуру только в определенной точке

объекта.

Для получения картины распределения температуры по всему объекту

(трансформатору) требуется тепловизор, в котором чувствительный элемент

быстро и автоматически перемещается по вертикали и горизонтали. В опера-

тивной памяти тепловизора создается таблица из строк и столбцов (рис.

392

4.1), в каждой ячейке которой находится информация о температуре одной

точки объекта. Размер таблицы на рис. 4.1, показан упрощенно. В реальных

тепловизорах количество ячеек намного больше. Например, в тепловизоре

ThermaCAM E2 формируется таблица размером 160х120 ячеек.

После записи в памяти тепловизора информации о температурах точек

объекта происходит создание изображения, в котором каждой точке с опреде-

ленной температурой присваивается свой цвет: чем выше температура, тем ярче

цвет.Изображение передается на жидкокристаллический дисплей. Это изобра-

жение, напоминающее естественное изображение объекта, является искус-

ственным, поскольку создано по температурам точек реального объекта.

Наличие связи тепловизора с персональным компъютером позволяет хра-

нить полученную информацию в формате JPEG.

В рассмотренном на рис. 4.1 случае диапазон температур объекта со-

ставляет 10оС (20…30

оС). Пусть в цветовой палитре имеется 10 цветов: первый

цвет (нижний) – черный, второй цвет (следующий снизу) – более светлый,

…, десятый цвет (верхний) - белый. Все точки объекта с температурой от 20

до 21°С закрашиваются черным цветом, точки с температурой от 21 до 22°С –

вторым цветом, … , точки с температурой от 29 до 30°С закрашиваются деся-

тым белым цветом. Такая раскраска выполняется специальной программой, за-

ложенной в тепловизор.

Рис. 4.1. Этапы получение теплограммы объекта

Если разность температур различных точек объекта составляет 10°С, а в

цветовой палитре 10 цветов, разрешающая способностьтепловизора составляет

1°С (каждому градусу соответствует свой цвет). Тепловизоры выполняются с

различной разрешающей способностью и различным температурным диапазо-

ном.При тепловизионном контроле электрооборудования следует применять

тепловизоры с разрешающей способностью 0,1…0,2°С. Это означает, что две

точки объекта с разностью температуры 0,1..0,2оС будут отличаться цветом.

Верхний предел температурного диапазона тепловизора должен быть не менее

200 °С, нижний –около 0оС.Искусственное изображение, несущее цветовую

информацию о температурах различных точек объекта, называется теплограм-

мой объекта, а исследование объектов с помощью тепловизора – тепловизион-

393

ным контролем.

Характерные теплограммы оборудования с дефектами.Некоторые ха-

рактерные теплограммы электрооборудования с дефектами различного харак-

тера приведены в табл. 4.1. Эти теплограммы получены в Мосэнерго и Тул-

энерго при тепловизионном контроле электрооборудования и опубликованы в

Интернете.

Характерные теплограммы электрооборудования с дефектами.Таблица 4.1

Оборудование Теплограмма Что наблю-

дается

Причина


Отсутствие

нагрева од-

ного из ра-

диаторов

системы

охлаждения

Забита шламом

труба радиатора

или закрыт вен-

тиль


тока

Перегрев

контактного

соединения

Ослабление


соединения,

увеличение пе-

реходного со-

противления



Повышенный

нагрев

фарфоровой

покрышки

Витковое

замыкание

Масляный

выключатель

Перегрев


соединения



соединения,




Масляный

выключатель

Перегрев

контактных

соединений


контактных со-

единений, уве-

личение их пе-

реходных со-

противлений

394

Разьединитель

Перегрев

контакта между

ножами



давления и




Тепловизионный контроль оборудовании

Тепловизионный контроль оборудования РУ на напряжение до 35 кВ

должен проводиться не реже 1 раза в 3 года, для оборудования напряжением

110…220 кВ – не реже 1 раз в 2 года. Оборудование всех напряжений, рабо-

тающее в зонах с высокой степенью загрязнения атмосферы должно проверять-

ся ежегодно.

Тепловизионный контроль всех видов соединений проводов ВЛ должен

проводиться не реже 1 раза в 6 лет. ВЛ, работающие с предельными токовыми

нагрузками, большими ветровыми и гололедными нагрузками, в зонах с высо-

кой степенью загрязнения атмосферы, а также ВЛ, питающие ответственных

потребителей, должны проверяться ежегодно. Оценка теплового состояния

электрооборудования и токоведущих частей в зависимости от условий их ра-

боты и конструкции может осуществляться: по допустимым температурам

нагрева; превышениям температуры; избыточной температуре. коэффициенту

дефектности; динамике изменения температуры во времени; путем сравнения

измеренных значений температуры объекта с другим, заведомо исправным обо-

рудованием.

Превышение температуры - разность между измеренной температурой

нагрева и температурой окружающего воздуха.

Наибольшие допустимые температуры нагрева Θдоп и превышения

температуры ∆Θдоп для некоторого оборудования, его токоведущих частей,

контактов и контактных соединений приведены в табл. 4.2.

Избыточная температура - превышение измеренной температуры контро-

лируемого узла над температурой аналогичных узлов других фаз, находящихся

в одинаковых условиях.

Коэффициент дефектности – отношение измеренного превышения темпе-

ратуры контактного соединения к превышению температуры, измеренному на

целом участке шины (провода), отстоящем от контактного соединения на рас-

стоянии не менее 1 м.

Рассмотрим основные принципы тепловизионного контроля оборудова-

ния систем электроснабжения.

Состояние контактов и контактных соединений оборудования оценивает-

ся по избыточной температуре при рабочих токах нагрузки Iраб = 0,3 …

0,6Iном. В качестве норматива используется значение температуры, приведен-

ное к 0,5Iном

395

2

5,0 )5,0

(раб

номраб

(4.1)

где ∆Θ0,5 - избыточная температура при токе нагрузки 0,5Iном;∆Θраб - избыточная

температура при рабочем токе нагрузки Iраб.

Наибольшие допустимые температуры нагрева Таблица 4.2

Контролируемые узлы Θдоп, о

С ∆Θдоп, о

С

Токоведущие неизолированные металические части 120 80

Контакты из меди и ее сплавов 75 35

Аппаратные выводы из меди, алюминия и их сплавов 90 50

Болтовые контактные соединения 90 50

Предохранители на напряжение 3 кВ и выше 75 35

Встроенные ТТ: обмотки магнитопровод -

-

10

15

Жилы силовых кабелей в режиме нор-

мальном/аварийном с изоляцией:

-из полихлорвинила и полиэтилена

-из сшитого полиэтилена

-из резины

-из пропитанной бумаги при напряжении, кВ:

1 и 3

6

10

35

70/80

90/130

65

80/80

65/75

60

55

Примечание. Контакт – токоведущая часть аппарата, которая во время

операции размыкает или замыкает электрическую цепь; контактное соединение

– токоведущее соединение (болтовое, сварное или другое), обеспечиваю-

щее непрерывность токовой цепи.

Тепловизионный контроль при рабочих токах, меньших 0,3Iном, не спо-

собствует выявлению дефектов на ранней стадии их развития.

Степень неисправности контактов и контактных соединений оценивается

следующим образом:

∆Θ0,5 = 5…10°С - начальная степень неисправности, которую следует

держать под контролем и принимать меры по ее устранению во время прове-

дения ремонта, запланированного по графику;

∆Θ0,5 = 10…30°С - развившийся дефект; следует принять меры по устра-

нению неисправности при ближайшем выводе электрооборудования из работы;

∆Θ0,5 > 30°С - аварийный дефект, требующий немедленного устранения.

Токоведущие части. При оценке теплового состояния токоведущих ча-

396

стей различают степени неисправности, исходя из следующих значений ко-

эффициента дефектности:

до 1,2 – начальная степень неисправности, которую нужно держать под

контролем;

1,2…1,5 – развившийся дефект; следует принять меры по устранению не-

исправности при ближайшем выводе линии из работы;более 1,5 – аврийный де-

фект; требуется немедленное устранение.

Силовые трансформаторы. Тепловизионный контроль трансформаторов

напряжением 110 кВ и выше производится при решении вопроса о необходи-

мости их капитального ремонта. Снимаются теплограммы поверхности бака

трансформатора, элементов системы охлаждения, вводов и другие.

При анализе теплограмм: сравниваются между собой нагревы вводов

разных фаз трансформатора; сравниваются нагревы исследуемого трансформа-

тора с нагревами однотипных трансформаторов; проверяется динамика измене-

ния нагревов во времени и в зависимости от нагрузки; определяются располо-

жения мест локальных нагревов; сопоставляются места локальных нагревов с

расположением элементов магнитопровода и обмоток; определяется эффектив-

ность работы систем охлаждения.

Маслонаполненные вводы. Состояние ввода оценивается по распределе-

нию температуры по высоте ввода. На рис. 4.2 показан характер распределения

температуры по высоте маслонаполненного ввода при нормальном его состоя-

нии и некоторых дефектах [15].

Случай Д иллюстрируется теплограммой, приведенной на рис. 4.3. Вид-

но, что температура средней части правого ввода ниже, чем в двух других фа-

зах.

Измерительные трансформаторы. Для оценки состояния внутренней изо-

ляции измеряются температуры нагрева поверхностей фарфоровых покрышек,

которые не должны иметь локальных нагревов, а значения температуры, из-

меренные в одинаковых зонах покрышек трех фаз, не должны отличаться

между собой более чем на 0,3°С.

Рис. 4.2. Характер распределения температуры по высоте масло-

наполненного ввода.

Нормальное распределение температуры (А); распределение температуры

при наличии короткозамкнутого контура в маслорасширителе (Б); при пере-

397

греве внутренних контактных соединений (В); при понижении уровня масла

(Г); при нарушении циркуляции масла (разбухание бумажного остова на токо-

ведущем стержне, шламообразование и т.п.) (Д).

Рис. 4.3. Теплограмма вводов трансформатора

Аппараты защиты от перенапряжений. Признаками исправного состоя-

ния вентильного разрядника являются:

одинаковый нагрев во всех фазах верхних элементов в местах располо-

жения шунтирующих резисторов;

практически одинаковое распределение температуры по элементам одной

фазы разрядника; отличия температур должны находиться в пределах 0,5-5°С в

зависимости от количества элементов в разряднике.

Оценка состояния нелинейных ограничителей перенапряжений осу-

ществляется путем пофазного сравнения температур, измеренных по высоте и

периметру покрышки ограничителя. На покрышке не должно быть зон ло-

кального нагрева.

Конденсаторы. Температуры нагрева корпусов конденсаторов одинако-

вой мощности при одинаковой загрузке не должны отличаться между собой

более чем в 1,2 раза.

Силовые кабели. Температура нагрева токоведущих жил кабелей, изме-

ренная в местах их подсоединения к аппаратам, не должна превышать допу-

стимого значения.

Воздушные линии электропередачи. Оценка состояния контактных со-

единений алюминиевых и сталеалюминиевых проводов проводится по коэффи-

циенту дефектности. Нормами [14] устанавливаются следующие степени де-

фектов в зависимости от величины коэффициента дефектности:до 1,2 –

начальная степень неисправности, которую нужно держать под контро-

лем;1,2…1,5 – развившийся дефект; следует принять меры по устранению не-

исправности при ближайшем выводе линии из работы;более 1,5 – аврийный де-

фект; требуется немедленное устранение.

В заключение следует отметить основные преимущества тепловизионно-

го контроля перед традиционными методами оценки состояния оборудова-

ния.Тепловизионный контроль производится в рабочем состоянии оборудова-

ния, то есть под нагрузкой и напряжением. Результаты обследования в таком

состоянии являются более достоверными, чем результаты обследований после

снятия нагрузки или напряжения. Так, например, для гирлянды изоляторов

нагрузкой является не только напряжение, но и тяжение провода. Замеченное

398

тепловизором повреждение изолятора гирлянды может оказаться незамечен-

ным при осмотре гирлянды после снятия с опоры.

Тепловизионный контроль проводится без отключения оборудования и в

любое время. Поэтому тепловизионное обследование оборудования не мешает

предприятию выполнять свою основную задачу по передаче и распределению

электроэнергии.

Поскольку повреждения выявляются на работающем оборудовании, то

имеется запас времени для подготовки вывода дефектного оборудования в ре-

монт, не отключая электроустановку и сокращая время ремонта до минимума.

Наряду с другими видами современной диагностики, в частности с хро-

матографическим анализом трансформаторного масла, тепловизионный кон-

троль позволяет:

предупредить возникновение аварийных ситуаций в электрооборудова-

нии и тем самым повысить надѐжность электроснабжения потребителей;

значительно снизить затраты на ремонты, поскольку повреждения вы-

являются на ранних стадиях;

оценить действительное состояние электрооборудования с определением

запаса его работоспособности, что особенно актуально для оборудования, от-

работавшего 15 лет и более.

3.3.1.Технология монтажа и ремонта светильников общего рименени.

Технологические операции ремонта и монтажа светильников общего

применения во многом схожи [7]. Перед началом монтажа светильники осмат-

ривают, определяют и маркируют фазные и нулевые провода, производят за-

рядку (присоединение внутренних проводов к патрону, установка источников

света) или перезарядку светильников, собирают блоки люминесцентных све-

тильников и комплектные световые линии.

Монтаж светильников включает в себя установку деталей крепления,

подвешивание и крепление светильников к конструкциям, присоединения их к

электросети и сети заземления.

Светильники для ламп накаливания и дуговых ртутных ламп внешне по-

хожи, но последние имеют большую массу и оснащены сложной пускорегули-

рующей аппаратурой. Корпуса светильников снабжены блоком устройств для

ввода провода и различными подвесками. Современные светильники имеют

штепсельные соединения или зажимы для присоединения к стационарной элек-

тросети.

Светильники, их рассеиватели и защитные сетки должны быть прочно за-

креплены. Крюки и другие приспособления для подвесных светильников массы

до 100 кг испытывают в течение 10 мин подвешиванием пятикратной массы, а

светильники (люстры) массой более 100 кг –двукратной массы плюс 80 кг. При

креплении светильников к потолку на дюбелях, забиваемых монтажным писто-

летом, каждую точку подвеса испытывают тройной массой светильника плюс

80 кг.

Если масса светильника не превышает 10 кг, его подвешивают на крюках

399

(рис. 4.3, а) с помощью колец или скоб блока крепления. Крюки У623, У625 и

У629 длиной соответственно 60, 155.

Рис. 4.3. Конструктивные элементы для установки светильников (а—в) (а –

крюк; б –шпилька; в –подвес) и крепление светильника на тросе с помощью

подвеса (г)

Если светильник устанавливают на шпильку (рис. 4.3, б), то последнюю

закрепляют на строительном основании.

Светильники можно устанавливать на стенах, колоннах и фермах с по-

мощью кронштейнов У116, К290 и У25М, закрепляемых дюбелями или при-

варкой.

К металлическим и железобетонным фермам, а также к ограждениям тех-

нологических площадок светильники крепят с помощью подвесов различной

длины или трубчатых кронштейнов.

Люминесцентные светильники подвешивают на коробах КЛ1 и КЛ2 с по-

мощью специальных держателей, перемещающихся вдоль короба в щели (в его

нижней части). Заземляющий провод присоединяют к приваренному внутри

короба зажиму. Магистральные короба типа КЛ закрепляют на тросовых под-

весках, потолочных скобах и кронштейнах.

Для крепления светильника на тросе могут использоваться: ме-

таллический подвес с ответвительной коробкой (загнутые края подвеса обжи-

мают вокруг троса –рис. 13.3, г); скоба в разъемной ответвительной коробке

при тросовом проводе APT.

При шинопроводах ШОС светильники крепят на них хомутом с крючком

К470. Предельная нагрузка на 1 м шинопровода составляет 120 Н. При про-

кладке шинопровода по стенам и нижним поясам ферм светильники устанавли-

вают на кронштейнах, прикрепленных к этим строительным основаниям.

При шинопроводах ШРА, прокладываемых по одной трассе с ШОС, све-

тильники крепят симметрично на боковых поверхностях ШРА с помощью спе-

циальных кронштейнов.

Светильники заряжают медными проводами с площадью сечения 0,5... 1,5

мм2. Провода пропускают через подвесные штанги,Кронштейны, подвесы и

стоики; соединение проводов внутриуказанных конструктивных элементов за-

прещено.

Светильники с лампами накаливания и дуговыми ртутными лампами

400

подключают к электросети через вводный блок, двухполюсные штепсельные

соединения и колодки зажимов.

Для заземления металлических корпусов светильников используют от-

дельные ответвления от нулевого провода электропроводки, которые присо-

единяют к корпусам светильников заземляющими винтами.

При монтаже осветительного оборудования светильники выменивают в

ряду и по высоте так, чтобы отклонения их не были заметны на глаз; устано-

вочные изделия закрепляют по центру розеток, ниш, положение их рукояток,

кнопок и штепсельных гнезд выверяют строго по вертикали и горизонтали.

Выключатели с рычажными и клавишными рукоятками устанавливают

таким образом, чтобы при включении цепи освещения рукоятка двигалась

вверх (нажатие верхней части клавиши). Штепсельные розетки монтируют так,

чтобы гнезда располагались по горизонтали. Выключатели общего освещения и

штепсельные розетки у входа в помещение устанавливают так, чтобы их не за-

гораживала открывающаяся дверь. Выключатели и штепсельные розетки для

санузлов устанавливают вне этих помещений.

3.3.2.Технология монтажа и ремонта взрывозащищенных светильников

Во взрывоопасных зонах применяют светильники взрывозащищенного

исполнения [24]. Светильники с трещинами на стеклянных защитных колпаках,

в литых корпусах или сальниковых гайках вводных устройств, с неисправными

патронами, раковинами или углублениями на сопрягаемых поверхностях мон-

тажу и ремонту не подлежат.

Светильники Н4БН-150, ВЗГ-200АМ, ВЗГ-100, В4А-60, НОГЛ2х80,

НОДЛ1х80 к зажимам вводной коробки присоединяют с помощью кабеля от

групповой сети. У светильников Н4БН-150, ВЗГ-200АМ, ВЗГ/В4А-200М ввод

осуществляют как небронированными трехжильными кабелями, так и тремя

проводами, размещенными в цельнотянутой трубе.

Светильники при открытой прокладке кабеля целесообразно монтировать

в такой последовательности:

снять оболочку с одного конца кабеля на длине 130 мм; через монтажное

отверстие отвинтить ключом крышку вводного устройства светильников (у све-

тильника Н4БН-150 –два винта крепления контактной колодки) и вынуть ее;

надеть на оболочку конца кабеля нажимную муфту (фланцем вперед) и

резиновое кольцо, продвинув его по кабелю на расстояние 140 мм от кон-

ца;ввести во вводное устройство светильника разделанный конец кабеля и вы-

вести концы жил через монтажное отверстие;вставить резиновое кольцо и

нажимную муфту в гнездо ввода светильника и равномерным затягиванием

двух болтов до отказа уплотнить место ввода;подсоединить короткую жилу

(длиной 100 мм) к заземляющему зажиму и уложить запас жилы внутрь ввод-

ного устройства, подсоединить длинные (фазную и нулевую) жилы (длиной 130

мм) соответственно к левому и правому зажимам контактной колодки;снять

оболочку с другого конца кабеля, прозвонить и отмаркировать жилы;завинтить

ключом крышку до упора;для установки и проверки лампы светильника Н4БН-

401

150 повернуть отражатель против часовой стрелки и снять его.Ввод кабеля в

светильники НОДЛ 1x80; НОГЛ 2x80 выполняют в такой последовательно-

сти:открывают крышку вводного устройства светильника, снимают нажимную

муфту, вынимают шайбу и резиновое уплотнение из гнезда;определяют длину

кабеля, необходимую для присоединения к контактным зажимам внутри ввод-

ного устройства и создания запаса на два-три присоединения, отмеряют нуж-

ный отрезок и отрезают излишек;снимают с конца кабеля оболочку на таком

расстоянии, чтобы она входила внутрь вводного устройства на 10... 12 мм, уда-

ляют изоляцию с концов жил на длине 25...30 мм, достаточной для изгибания

кольца, надевают на оболочку кабеля нажимную муфту, стальную шайбу и ре-

зиновое уплотняющее кольцо;установив резиновое уплотнительное кольцо и

стальную шайбу во вводное отверстие, вводят кабель в светильник, закрепляют

двумя болтами нажимную муфту и затягиванием болтов уплотняют резиновым

кольцом место ввода кабеля.

Подготовленные светильники монтируют на строительных основаниях

(стенах, колоннах, потолках) с жестким креплением подвесов или кронштей-

нов. От ответвительной коробки У-409 до трубного кронштейна или подвеса

длина должна быть не менее 60 мм. Все три провода на этом участке должны

быть заключены в общую поливинилхлоридную трубу внутренним диаметром

8... 10 мм.

Уплотнение места ввода проводов в светильник испытывают выборочно

сжатым воздухом с избыточным давлением 50 кПа. В течение 3 мин давление

не должно уменьшиться более чем на 50 %.

t При прокладке проводов в трубах светильники должны поступать на

монтаж со спусками проводов и предварительно заряженными. Длину проводов

в спуске принимают равной расстоянию от светильника до ближайшей ответ-

вительной коробки плюс запас 60 мм, необходимый для выполнения соедине-

ний в коробке. Клина заряженных проводов должна равняться длине участка

трубы от последнего светильника до его ответвительной коробки.

3.3.3. Технология монтажа и ремонта электроустановочных устройств

Перед скрытой установкой выключателей и штепсельных розеток пред-

варительно замоноличивают в строительные конструкции специальные пласт-

массовые стаканы и кольца [24]. Закладной стакан представляет собой полый

полипропиленовый цилиндр, состоящий из двух половинок переменного диа-

метра. Стакан имеет Кольцевые выступы, перегородку для звуковой изоляции и

сквозное отверстие для прохода каналообразователя. Выпускаемые заводами

стаканы имеют различную длину. Это дает возможность устанавливать их в

железобетонных и гипсолитовых панелях разной толщины.

Выключатели и штепсельные розетки крепят распорными планками с

винтами М4 к кольцевым выступам в закладных стаканах.

Установку выключателей и переключателей в помещениях с нормальны-

ми условиями среды при открытом способе прокладки электроосветительной

сети следует производить на высоте 1,5 м от пола с использованием деревян-

402

ных или пластмассовых подрозетников диаметром 55...60 мм и толщиной не

менее 10 мм, прикрепляемых к основанию шурупом (рис. 4.4). Штепсельные

соединители (розетки) устанавливают на высоте 0,8... 1 м от пола с использова-

нием подразетников. Расстояние от розеток до заземленных устройств должно

быть не менее 0,5 м.

Рис. 4.4. Операции установки выключателя и штепсельной розетки.

а б в г

Рис. 4.5. Электроустановочные устройства

а –брызгозащищенная розетка; б –выключатель для скрытых проводок; в –

надплинтусная штепсельная розетка; г –подпотолочный выключатель.

Брызгозащищенные розетки (рис. 4.5, а) устанавливают на скобе или непосред-

ственно на стене с вводом проводов снизу через сальниковое уплотнение.

При скрытой проводке розетки и выключатели размещают во вмазанных

в стену коробках диаметром 70 мм или закладных пластмассовых стаканах

(рис. 4.5, б). Гнезда штепсельных розеток располагают по горизонтали. Уста-

новку надплинтусных розеток (рис. 4.5, в) производят на высоте не более 0,3 м

от пола с защитными устройствами, закрывающими гнезда при вынутых вил-

ках. Подпотолочные выключатели (рис.4.5, г), имеющие металлические осно-

вания, крепят непосредственно к стене пристреливанием.


1. С помощью каких аппаратов осуществляют включение и отключение

электрооборудования?

2. В чем отличие воздушного автомата от магнитного пускателя?

3. Какие операции производят при обслуживании электрических аппаратов

распределительных устройств напряжением до 1 000 В?

4. Как проверяют наличие напряжения в распределительном устройстве?

5. Как выбирают защитную аппаратуру в сетях напряжением до 1000 В?

6. Какие работы выполняют при ремонте аппаратов распределительных

устройств напряжением до 1000 В?

403

Заключение

При изучении дисциплины главное внимание должно быть уделено во-

просам организации электромонтажных работ, организации технического об-

служивания и ремонта оборудования, методам его испытаний, диагностики со-

стояния, нормативной технической документации.

Знание указанных вопросов позволит будущему специалисту быстро и

успешно адаптироваться в современных условиях производства электромон-

тажных работ и эксплуатации электрооборудования как на промышленных

предприятиях, так и в энергосистемах.

Основными задачами специалиста в монтажно-наладочной и эксплуата-

ционной деятельности остаются повышение эффективности электромонтажных

работ и эксплуатации оборудования систем электроснабжения. Повышение эф-

фективности электромонтажных работ достигается более полной их индустри-

ализацией - сокращением объема работ, выносимых на монтажную площадку,

и переносом этих работ в заводские условия, дальнейшей механизацией элек-

тромонтажных работ, привлечением для монтажа сложного и дорогостоящего

оборудования квалифицированных специалистов от предприятий-поставщиков.

Повышение эффективности эксплуатации электрооборудования достига-

ется совершенствованием методов его профилактических испытаний и диагно-

стического контроля состояния, позволяющих оценить действительное состоя-

ние электрооборудования с определением запаса его работоспособности, пре-

дупредить возникновение аварийных ситуаций и тем самым повысить надѐж-

ность электроснабжения потребителей.

Совершенствование знаний специалиста в области монтажа и эксплуата-

ции оборудования систем электроснабжения достигается изучением специаль-

ной нормативно-технической литературы, далеко не полный перечень которой

приведен в библиографическом списке. Следует иметь в виду, что эта литера-

тура постоянно изменяется, устаревает, далеко не всегда успевает за техниче-

ским прогрессом.

Специалист должен следить за появлением новых материалов, конструк-

ций, технологий в выбранной сфере деятельности, в частности, с помощью та-

ких средств информации как Интернет. Совершенствование знаний специали-

ста достигается также участием в технических семинарах, конференциях, по-

сещением отраслевых выставок, систематически организуемых в области элек-

троэнергетики и электротехнической промышленности.

404

Библиографический список

1. Кудрин Б.И. Электроснабжение промышленных предприятий: Учебник для

вузов. – М.: Энергоатомиздат, 1995.

2. Полуянович.Н.К. Монтаж, наладка, эксплуатация и ремонт электрооборудо-

вания и систем электроснабжения промышленных предприятий. Таганрог. Изд-

во ТРТУ.2005-232с.

3. Монтаж, техническое обслуживание и ремонт промышленного и бытового

электрооборудования: Практическое пособие для электромонтера / Сост. Е.М.

Костенко. – М.: Изд-во НЦЭНАС, 2004.-320 с.:ил.

4. Костин В. Н. Монтаж и эксплуатация оборудования систем электроснабже-

ния: Учеб. пособие. - СПб.: СЗТУ, 2004 - 184 с.

5. Климентьев В.Р., Магазинник Л.Т. Монтаж внутризаводских электроустано-

вок. – М.: Энергоатомиздат, 1996.

6. Монтаж, техническая эксплуатация и ремонт электрического и электроме-

ханического оборудования: Учеб. пособие / Н.А. Акимова, Н.Ф. Котеленец,

Н.И. Сентюрихин; Под общ. ред. Н.Ф. Котеленца.- М.: Мастерство, 2002.

7. Сибикин Ю.Д.. Монтаж, эксплуатация и ремонт лектрооборудования про-

мышленных предприятий и установок: Учеб. пособие для проф. учеб. заведе-

ний/Ю.Д. Сибикин, М.Ю. Сибикин,–М.: «Высшая школа», 2003.

8. Быстрицкий Г.Ф. Выбор и эксплуатация силовых трансформаторов: Учеб.

пособие для вузов: Учеб. пособие для сред. Проф. Образования / Г.Ф. Быст-

рицкий, Б.И. Кудрин. – М.: Издательский центр «Академия»,2003. – 176с.

9. Акимова Н.А., Котеленец Н.Ф., Сентюрихин Н.И. Монтаж, техническая экс-

плуатация и ремонт электрического и электромеханического оборудования:

Учеб. пособие для студ. учреждений сред. проф. образования. – М.: Мастер-

ство, 2001. – 296 с.

10.Субикин Ю.Д., Технология электромонтажных работ: Учеб. пос. – М.:

Высш. шк., 2002. – 301 с.

11. Объем и нормы испытаний электрооборудования. РД 34.45-51.300-

97. РАО «ЕЭС России». С изменениями № 1 и 2 от 10.01.2000 и 22.08.2000.

12. Пособие для изучающих правила эксплуатации электроустановок общего

назначения потребителей / Сост. Б.В. Папков, Е.И. Татаров – Н. Новгород: Вен-

та-2, 2000. – 160 с.

13. Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей / Мин-

во энергетики РФ. – М.: НЦ ЭНАС, 2003. – 299 с.

14. Правила устройства электроустановок: 7-е изд.-СПб.: ДЕАН, 2004.

15. Типовая инструкция по эксплуатации воздушных линий электропередачи

напряжением 35-800 кВ. РД 34.20.504-94. – М.: ОРГРЭС, 1996.

16. Быстрицкий Г.Ф., Кудрин Б.И. Выбор и эксплуатация силовых трансфор-

маторов: Учеб. пособие для средн. проф. образования.-М.: Издательский центр

«Академия», 2003.

17. Кисаримов Р.А. Наладка электрооборудования: Справочник. – М.: Радио-

Софт, 2003. – 352 с.

405

18. Бажанов С.А. Инфракрасная диагностика электрооборудования распреде-

лительных устройств.-М.: НТФ «Энергопрогресс», 2000.

19. Калявин В.П., Рыбаков Л.М. Надежность и диагностика электроустановок:

Учебное пособие./Мар.гос.ун-т. - Йошкар-ола, 2000.

20. Арцишевский Я.Л. Определение мест повреждений линий электропередачи

в сетях с изолированной нейтралью: Учеб. пособие.-М.: Высш. шк., 1989.

21.Крюков В.И. Обслуживание и ремонт электрооборудования подстанций и

распределительных устройств. – М.: Высш. шк., 1989.

22. Куценко Г.Ф. Монтаж,эксплуатация и ремонтэлектроустановок: практиче-

ское пособие / Г.Ф. Куценко. –Мн.: Дизайн ПРО,2006.

23. Макаров Е.Ф., Обслуживание и ремонт электрооборудования электростан-

ций и сетей – М.: Академия; ИРПО, 2003. – 442 с.

24. Сибикин Ю.Д. Техническое обслуживание, ремонт электрооборудования и се-

тей промышленных предприятий. В 2 кн. Кн. 2: учебник для нач. проф. образования /–4-е

изд., стер. –М.: Издательский центр «Академия», 2009.

25. Антонов М. В. Эксплуатация и ремонт электрических машин: Учеб. посо-

бие для спец. «Электромеханика» вузов/ М. В. Антонов, Н. А. Акимова, Н. Ф.

Котеленец.–М.: Высш. шк. 1989.

26.Справочник по ремонту и наладке электрооборудования /Под общ. ред.

Вьюнова В.С. – Н.Новгород: 2002. – 315 с.

27. Найфульд М.Р. Заземление и другие защитные меры. – Изд. 3-е, перераб. и

доп. – М.: Энергия, 1975.

406

ПОЛУЯНОВИЧ Николай Константинович

ТИБЕЙКО Иван Алексеевич

ЭКСПЛУАТАЦИЯ И РЕМОНТ СИСТЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕ-

НИЯ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ

Для студентов напрвления Электроэнергетика и электротехника

Ответственный за выпуск Полуянович Н. К.

Редактор Маныч Э.И.

Корректор Селезнева Н.И.

ЛР №020565 от 23 июня 1997г. Подписано к печати

Формат 60×84 1/16. Бумага офсетная. Печать офсетная.

Усл.п.л. – 17,6. Уч.-изд.л. – 17,3.

Заказ №_____ Тираж 800 экз.

«С» ________________________________________________________________

Издательство Технологического института ЮФУ

ГСП 17А, Таганрог, 28, Некрасовский, 44

Типография Технологического института ЮФУ

ГСП 17А, Таганрог, 28, Энгельса, 1

407

Documents

ЭКСПЛУАТАЦИЯ И РЕМОНТ СИСТЕМ …ntb.tgn.sfedu.ru/UML/UML_5642.pdf · 2017. 5. 11. · 2 УДК 621.31:658.26(075.8)+658.26:621.31(075.8) Полуянович