Обслуживание распределительных устройств

Основными задачами обслуживания распределительных устройств (РУ) являются: обеспечение заданных режимов работы и надежности электрооборудования, соблюдение установленного порядка выполнения оперативных переключений, контроль за своевременным проведением плановых и профилактических работ.

Надежность работы распределительных устройств принято характеризовать удельной повреждаемостью на 100 присоединений. В настоящее время для РУ 10 кВ этот показатель находится на уровне 0,4. Наиболее ненадежными элементами РУ являются выключатели с приводом (от 40 до 60 % всех повреждений) и разъединители (от 20 до 42 %).

Основные причины повреждений: поломка и перекрытие изоляторов, перегрев контактных соединений, поломка приводов, повреждения за счет неправильных действий обслуживающего персонала.

Осмотр РУ без отключения должен производиться:

на объектах с постоянным .дежурным персоналом — не реже 1 раза в трое суток,

на объектах без постоянного дежурного персонала — не реже 1 раза в месяц,

на трансформаторных пунктах — не реже 1 раза в 6 месяцев,

РУ напряжением до 1000 В — не реже 1 раза в 3 месяца (на КТП — не реже 1 раза в 2 месяца),

после отключения короткого замыкания.

При проведении осмотров проверяют:

исправность освещения и сети заземления,

наличие средств защиты,

уровень и температуру масла в маслонаполненных аппаратах, отсутствие течи масла,

состояние изоляторов (запыленность, наличие трещин, разрядов),

состояние контактов, целостность пломб счетчиков и реле,

исправность и правильное положение указателей положения выключателей,

работу системы сигнализации,

исправность отопления и вентиляции,

состояние помещения (исправность дверей и окон, отсутствие течи в кровле, наличие и исправность замков).

Внеочередные осмотры открытых распределительных устройств проводят при неблагоприятных погодных условиях — сильном тумане, гололеде, усиленном загрязнении изоляторов. Результаты осмотра записывают в специальный журнал для принятия мер по устранению выявленных дефектов.

Помимо осмотров оборудование ра спределительных устройств подвергается профилактическим проверкам и испытаниям, выполняемым согласно ППР. Объем проводимых мероприятий регламентирован и включает ряд общих операций и отдельные специфичные для данного вида оборудования работы.

К общим относятся: измерение сопротивления изоляции, проверка нагрева болтовых контактных соединений, измерение сопротивления контактов постоянному току. Специфичными являются проверки времени и хода подвижных частей, характеристик выключателей, действия механизма свободного расцепления и др.

Контактные соединения — одни из самых уязвимых мест в распределительных устройствах. Состояние контактных соединений определяется внешним осмотром, а при проведении профилактических испытаний — с помощью специальных измерений. При внешнем осмотре обращают внимание на цвет их поверхности, испарение влаги при дожде и снеге, наличие свечения и искрения контактов. Профилактические испытания предусматривают проверку нагрева болтовых контактных соединений термоиндикаторами.

В основном используется специальная термопленка, которая имеет красный цвет при нормальной температуре, вишневый — при 50 — 60°С, темно-вишневый — при 80°С, черный — при 100 °С. При 110°С в течение 1 ч она разрушается и принимает светло-желтую окраску.

Термопленка в виде кружков диаметром 10 — 15 мм или полосок наклеивается в контролируемом месте. При этом она должна быть хорошо видна оперативному персоналу.

Шины РУ 10 кВ не должны нагреваться выше 70 °С при температуре окружающего воздуха 25 °С. В последнее время для контроля температуры контактных соединений начали использоваться электротермометры на базе термосопротивлений, термосвечи, тепловизоры и пирометры (действуют на принципе использования инфракрасного излучения).

Измерение переходного сопротивления контактных соединений проводится для шин на ток более 1000 А. Работа выполняется на отключенном и заземленном оборудовании с помощью микроомметра. При этом сопротивление участка шины в месте контактного соединения не должно превышать сопротивление такого же участка (по длине и сечению) целой шины более чем 1,2 раза.

Если контактное соединение находится в неудовлетворительном состоянии, его ремонтируют, для чего разбирают, зачищают от оксидов и загрязнения, покрывают специальной смазкой от коррозии. Обратную затяжку выполняют ключом с регулируемым крутящим моментом во избежание деформации.

Измерение сопротивления изоляции проводится для подвесных и опорных изоляторов мегаомметром на 2500 В, а для вторичных цепей и аппаратуры РУ до 1000 В — мегаомметром на 1000 В. Изоляция считается нормальной, если сопротивление каждого изолятора не менее 300 МОм, а сопротивление изоляции вторичных цепей и аппаратуры РУ до 1000 В —не менее 1 МОм.

Помимо измерения сопротивления изоляции опорные одноэлементные изоляторы подвергаются испытанию повышенным напряжением промышленной частоты в течение 1 мин. Для низковольтных сетей испытательное напряжение 1 кВ, в сетях 10 кВ — 42 кВ. Контроль многоэлементных изоляторов осуществляется при положительной температуре окружающего воздуха с помощью измерительной штанги или штанги с постоянным искровым промежутком. Для отбраковки изоляторов используются специальные таблицы распределения напряжений по гирлянде. Изолятор бракуется, если на него приходится напряжение менее допустимого.

В процессе эксплуатации на поверхности изоляторов откладывается слой загрязнения, которое в сухую погоду не представляет опасности, но при моросящем дожде, тумане, мокром снеге становится проводящим, что может привести к перекрытию изоляторов. Для устранения аварийных ситуаций изоляторы периодически очищают, протирая вручную, с помощью пылесоса и полых штанг из изоляционного материала со специальным наконечником в виде фигурных щеток.

При очистке изоляторов на открытых распределительных устройствах используют струю воды. Для повышения надежности работы изоляторов их поверхность обрабатывают гидрофобными пастами, обладающими водоотталкивающими свойствами.

Основными повреждениями разъединителей являются подгорание и приваривание контактной системы, неисправность изоляторов, привода и др. При обнаружении следов подгорания контакты зачищают или удаляют, заменяя на новые, подтягивают болты и гайки на приводе и в других местах.

При регулировании трехполюсных разъединителей проверяют одновременность включения ножей. У правильно отрегулированного разъединителя нож не должен доходить до упора контактной площадки на 3 — 5 мм. Усилие вытягивания ножа из неподвижного контакта должно составлять 200 Н для разъединителя на номинальные токи 400 . 600 А и 400 Н — на токи 1000 — 2000 А. Трущиеся части разъединителя покрывают незамерзающей смазкой, а поверхность контактов — нейтральным вазелином с примесью графита.

При осмотрах масляных выключателей проверяют изоляторы, тяги, целостность мембраны предохранительных клапанов, уровень масла, цвет термопленок. Уровень масла должен быть в пределах допустимых значений по шкале указателя уровня. Качество контактов считается удовлетворительным, если переходное сопротивление их соответствует данным завода-изготовителя.

При осмотрах маслообъемных выключателей обращают внимание на состояние наконечников контактных стержней, целость гибких медных компенсаторов, фарфоровых тяг. При обрыве одной или нескольких тяг — выключатель немедленно выводят в ремонт.

Ненормальная температура нагрева дугогасящих контактов вызывает потемнение масла, подъем его уровня и характерный запах. Если температура бачка выключателя превышает 70 °С, его также выводят в ремонт.

Наиболее повреждаемыми элементами масляных выключателей остаются их приводы. Отказы приводов наступают из-за неисправностей цепей управления, разрегулирования запирающего механизма, неисправностей в подвижных частях и пробоя изоляции катушек.

Текущий ремонт распределительных устройств проводится для обеспечения работоспособности оборудования до следующего планового ремонта и предусматривает восстановление или замену отдельных узлов и деталей. Капитальный ремонт выполняется для восстановления полной работоспособности. Проводится с заменой любых частей, в том числе и базовых.

Текущий ремонт распределительных устройств напряжением выше 1000 В выполняется по мере необходимости (в сроки, установленные главным инженером энергопредприятия). Капитальный ремонт масляных выключателей проводится 1 раз в 6 — 8 лет, выключателей нагрузки и разъединителей— 1 раз в 4 — 8 лет, отделителей и короткозамыкателей — 1 раз в 2 — 3 года.

Текущий ремонт распределительных устройств напряжением до 1000 В проводится не реже 1 раза в год на открытых ТП и через 18 месяцев на закрытых ТП. При этом контролируется состояние концевых заделок, проводится очистка от пыли и грязи, а также замена изоляторов, делается ремонт шин, подтяжка контактных соединений и других механических узлов, выполняется ремонт цепей световой и звуковой сигнализации, проводятся установленные нормами измерения и испытания.

Капитальный ремонт распределительных устройств напряжением до 1000 В проводят не реже 1 раза в 3 года.

Перевод подстанций на работу без дежурства персонала на щитах распределительных устройств дает возможность освободить высококвалифицированных рабочих и инженерно-технических работников от малопроизводительного труда по ведению записей показаний измерительных приборов и общему надзору за подстанцией. Задача полной ликвидации дежурства персонала на щитах распределительных устройств высоковольтных подстанций решается широким внедрением автоматики и телемеханики.

В связи с автоматизациией подстанций в сетевых районах резко увеличился удельный вес централизованных ремонтов, проводимых специализированными бригадами. Ввиду значительной отдаленности подстанций друг от друга совершенно нецелесообразно проводить весь ремонт централизованно.

Если Вам понравилась эта статья, поделитесь ссылкой на неё в социальных сетях. Это сильно поможет развитию нашего сайта!

Источник

Ремонт распределительных устройств 35 110 кв

Ремонт и модернизация распределительных устройств 0,4-6-10-35-110 кВ

• Главная
• >
• Услуги
• >
• Ремонт и модернизация распределительных устройств 0,4-6-10-35-110 кВ

Капитальный ремонт ячеек 10 кВ на ТП, РП по замене масляных выключателей на вакуумные выключатели с соответствующей заменой приводов данных выключателей и РЗА.

Выполняется замена морально устаревшего оборудования и ремонт/реконструкция части или целиком электроустановки 10кВ. При монтаже нового оборудования или реконструкции обязательно выполняется проект. Расчет нагрузок, селективности, выбор оборудования.

При модернизации/ ремонте электроустановок выше 1000В преимуществами являются высвобождение свободного места ( новые ячейки компактнее) и установка нового оборудования с высоким ресурсом. (гарантия бесперебойного электроснабжения).

После монтажа обязательно проводятся пусконаладочные работы высоковольтного оборудования и релейной защиты ячеек в соответствии с требованиями НД (ПУЭ, 7-е издание, гл.1.8. «Нормы приемосдаточных испытаний»).

Анализ состояния и видов оборудования, установленного на энергетических объектах России, показал, что основная масса распределительных устройств объектов энергетики укомплектована физически и морально устаревшими масляными выключателями (МВ) и выключателями нагрузки (ВН).

Кроме того, конструкции самих распределительных устройств (РУ) очень разнообразны — это различные типы КРУ, КРУН, КРН, КСО, ЗРУ, ОРУ с бетонными или кирпичными ячейками, изготовленные на многих предприятиях и в разное время. Часть этих предприятий в настоящее время не работает, а некоторые оказались за пределами России. Многие промышленные предприятия и электрические сети комплектовались распределительными устройствами иностранного производства, не имеющими ни запасных частей, ни элементов оборудования для замены.

Обзор появившегося нового коммутационного оборудования позволяет сделать вывод, что замена входящих в них выключателей на новые и более современные даёт возможность значительно продлить их ресурс и срок эксплуатации, так как остальные элементы ячеек и камер распределительных устройств изнашиваются значительно меньше и могут прослужить еще длительное время. Таким образом, замена входящих в состав распределительных устройств маломасляных выключателей и выключателей нагрузки на вакуумные и эльгазовые сведет к минимуму затраты на их модернизацию и в дальнейшем — затраты на эксплуатацию, так как данные выключатели, обладая значительно большим ресурсом, практически не нуждаются в обслуживании и намного проще в ремонте.

В настоящее время многими компаниями разработаны и поставляются выкатные элементы с вакуумными и эльгазовыми выключателями для модернизации ячеек КРУ и КРУН.

Многие фирмы осуществляют поставки выключателей с комплектом адаптации для установки на тележку из под масляного выключателя.

В ячейке КРУ2-6(10) (КВЭ и КВП) взамен выключателей ВМП-10К и ВМП-10П возможна поставка выключателей с комплектом адаптации для установки на тележку из под масляного выключателя.

В ячейке КРУ2-6(10) Э/Э (КВЭ/Э) возможна поставка выключателей с комплектом адаптации для установки на тележку из под электромагнитного выключателя.

Выкатные элементы оснащены следующими блокировками:

1. блокировкой, не позволяющей производить вкатывание и выкатывание при включенном выключателе;
2. блокировкой от включения выключателя при нахождения выкатного элемента между рабочим и контрольным положениями;
3. блокировкой, не допускающей вкатывания выключателя при заземленном фидере.

При необходимости модернизации распределительных устройств, со стационарной установкой выключателя конструкция вакуумных выключателей ВБ, ВБЭ и ВБЭМ позволяет их применение во всех существующих распределительных устройствах класса 6 — 10 кВ со стационарной установкой выключателя.

В этом случае с выключателем поставляется дополнительный комплект узлов и деталей (ДКП), в состав которого входят:

1. блокировочное устройство, не позволяющее оперировать линейным или шинным разъединителями при включенном выключателе;
2. детали для монтажа выключателя в ячейку;
3. заготовки шин;
4. жгут для коммутации вторичных цепей.

Конструкция вакуумных и эльгазовых выключателей класса напряжений 35-110 кВ позволяет применять их во все ОРУ – 35-110 кВ при проведении реконструкции электрооборудования распределительных устройствах (РУ) без существенных переделок и перепланировок мест установки.

Отдельно следует отметить, что при реконструкции оборудования распределительных устройств (РУ) появляется возможность замены устаревших систем релейной зашиты и автоматики (РЗАиА), выполненной на старой элементной базе и устаревшей электромеханической релейной аппаратуре, на новые, выполненные на базе цифровых устройств с использованием микропроцессорной техники. Данные системы релейной защиты могут быть, как импортного, так и отечественного производства.

Модернизация релейной защиты даёт возможность с высокой степенью надёжности локализовать повреждение наиболее близким к нему коммутационным аппаратом (КА) без прерывания функционирования остальных элементов энергосистемы.

В сочетании с современными коммутационными аппаратами это даёт огромные возможности для эксплуатации электрических сетей. Микропроцессорные устройства РЗиА позволяют реализовать работу сетей с повышенным уровнем селективности, быстродействия, надёжности работы защит, а так же реализовать бесперебойность энергоснабжения потребителей.

Бесперебойность энергоснабжения, так же можно повысить применением новые схемы и устройства автоматического включения резерва (АВР). Примером таких схем может служить использование в этих схемах программируемых логических контроллеров.

Эффективному применению контроллеров способствует возможность использования нескольких типов центральных процессоров различной производительности, наличие широкой гаммы модулей ввода-вывода дискретных и аналоговых сигналов, функциональных модулей и коммуникационных процессоров.

При модернизации подстанций 110-35-10 кВ и РЗиА, практически все энергосистемы страны переходят на автоматизированное управление подстанциями без присутствия оперативного персонала и это наиболее эффективный путь развития.

Когда обновленная подстанция соответствует современным требованиям, то затраты оказываются гораздо ниже, чем при полной реконструкции или новом строительстве и даёт возможность внедрения управления энергообъектами дистанционно по системам телемеханики и внедрения АСУ ТП.

При этом:

• коэффициент надежности защит увеличивается примерно в 1,7 раза;
• информативность по телемеханике возрастает более чем в 3 раза;
• информативность и управляемость по МП-терминалам возрастает в сотни раз.

В процессе эксплуатации высоковольтные выключатели подвергаются влиянию многих негативных факторов.

К ним относятся:

• негативное влияние внешней среды;
• повреждения и износ в следствии отключения аварийных режимов;
• эксплуатационный износ элементов и деталей выключателей;
• старение материалов и элементов выключателей.

Всё это ведёт к снижению надёжности работы выключателей. Эксплуатация же выключателей требует поддержание их в исправном и рабочем состоянии.

Во время эксплуатации выключателя ведётся учёт его работы в специальных журналах, в которых фиксируется все случаи отключения ВВ выключателем токов короткого замыкания. При определённом числе отключений проведение ревизии ВВ выключателя является обязательной. Также ревизия и ремонт проводятся после определённого срока эксплуатации ВВ выключателя.

При ревизии может быть предусмотрены дефектация и ремонт поврежденных или изношенных деталей либо их замена новыми или предварительно отремонтированными, если ремонт нецелесообразен или удлиняет срок простоя выключателя в ремонте.

При проведении капитального ремонта необходимо использовать заводские технические описания и инструкции по эксплуатации, паспорта на выключатели соответствующего типа.

Организация капитального ремонта включает в себя:

• а) подготовку документации, запасных частей и материалов;
• б) создание условий для проведения работ, обеспечивающих соблюдение требований правил технической эксплуатации и правил безопасности;
• в) организацию рабочих мест с размещением на них ремонтируемых единиц в оснастке, исходя из конкретных условий для наиболее рационального использования ремонтных площадок;
• г) обеспечение рабочих мест оборудованием, приспособлениями и средствами механизации ремонта;
• д) разработку схем подачи электропитания, сжатого воздуха и т.п.;
• е) разработку организационной структуры и режима работы ремонтного персонала;
• ж) организацию уборки и транспортирования мусора, отходов и поддержания чистоты ремонтных площадок.

Ремонт выключателя производится специализированной бригадой, состав которой определяется объемом работ и плановыми сроками простоя выключателя в ремонте.

Основная технологическая схема капитального ремонта ВВ выключателя:

1. наружный осмотр выключателя, подготовительные работы;
2. общая разборка полюсов;
3. ревизия полюсов;
4. ревизия дугогасительных камер, контактов и механизмов полюсов;
5. общая сборка полюсов;
6. ревизия сборочных единиц рамы выключателя;
7. общая разборка привода;
8. ревизия механизма привода, электромагнитов отключения и включения;
9. общая сборка привода;
10. регулирование и испытание выключателя;
11. проверка и прием выключателя из ремонта.

В процессе демонтажа (разборки) ВВ выключателя следует:

1. При подъеме и перемещении выключателя подъемными средствами использовать только специально предназначенные отверстия в верхней части стенок рамы.
2. Для предотвращения механических повреждений демонтированные сборочные единицы и детали устанавливать на деревянные подставки и настилы.
3. В процессе демонтажа и последующего ремонта детали и сборочные единицы выключателя должны быть защищены от попадания пыли и влаги.
4. В процессе демонтажа (разборки) на детали и сборочные единицы, не имеющие заводской маркировки, нанести метки, облегчающие в дальнейшем сборку и регулирование выключателя.
5. Разборку необходимо производить только исправным и проверенным инструментом.

При демонтаже (разборке) ВВ выключателя не допускается:

• а) наносить удары по деталям непосредственно стальным молотком или через стальные выколотки;
• б) пользоваться зубилом для отвинчивания гаек и болтов;
• в) наносить метки на посадочные, уплотняющие и стыковые поверхности.

Технические характеристики отремонтированного выключателя должны строго соответствовать техническим данным, приведенным в паспорте выключателя. Приемка выключателя из ремонта осуществляется персоналом эксплуатационных служб. В паспорте выключателя делается отметка о проведенном ремонте. На отремонтированный выключатель должна быть составлена ведомость основных показателей технического состояния выключателя.

При проведении капитального ремонта ВВ выключателя необходимо:

• а) выполнять общие требования безопасности, требования действующих местных инструкций, а также указания, изложенные в техническом описании и инструкции по эксплуатации;
• б) проверять состояние средств пожаротушения;
• в) ознакомиться с расположением и проверить состояние устройств подачи электроэнергии, сжатого воздуха и т.д.;
• г) до начала проведения высоковольтных испытаний проверить затяжку всех соединений.

Испытания выключателя повышенным напряжением проводится согласно действующим нормам.

Ремонт кабельных линий до 10 кВ требует специального допуска специалистов, лицензированной и оборудованной лаборатории. В Сургуте ремонт и диагностика, а также испытания кабельных линий до 10 кВ производят только специализированные организации с аттестованными специалистами: этому способствуют правила и нормы, установленные государством, согласно которым указанный ремонт и испытания повышенным напряжением относятся к работам повышенной опасности.

Требования нормативных документов

В эксплуатации и после монтажа силовые кабельные линии подвергаются испытаниям и измерениям в объеме, предусмотренном ПТЭЭП, приложение 3, раздел 6 – в эксплуатации ПУЭ, 7-е издание, глава 1.8, пункт 1.8.40 – после монтажа ТУ16-К71-335-2004 «Кабели с изоляцией из сшитого полиэтилена на напряжение 10, 20, 35 кВ», ГОСТ Р 55025-2012 «Кабели силовые с пластмассовой изоляцией…» или РЭ завода-изготовителя. В процессе эксплуатации или испытаний происходят повреждения кабельных линий (1-фазное, 2-х фазное ,3-хфазное замыкание на землю и т.д.). Причинами могут служить старение изоляции (долгий срок службы), некачественная установка или дефект кабельной арматуры: концевой или соединительной муфты. Для производства работ по ремонту кабельных линий до 10 кВ необходимо привлекать организацию, имеющую разрешительные документы на данный вид деятельности:

1. Свидетельство СРО
2. Аттестованных специалистов, прошедших обучение, и имеющих удостоверение , дающее право на монтаж и ремонт КЛ, установку муфт
3. Свидетельство о регистрации электролаборатории.
4. Специалистов ЭЛ имеющих удостоверение по ЭБ и право на проведение специальных видов работ: испытание повышенным напряжением от постороннего источника при ремонте кабельных линий до 10 кВ.

При повреждении кабельной линии первоначально необходимо провести определение ( отыскание) места повреждения. Далее при ремонте кабельных линий до 10 кВ провести земляные работы – вскрыть грунт и найти поврежденный участок . При наличии в поврежденной зоне кабеля других коммуникаций нужно не повредить их. Для этого применяют шурфление. Затем производится ремонт кабельной линии, который включает в себя несколько этапов.

1. Установка соединительной муфты или вставки и двух соединительных муфт, если повреждение по длине кабеля и нет запаса кабеля в месте повреждения.
2. Замена концевой муфты или головного участка силового кабеля, если повреждение произошло в концевой муфте или непосредственной близости от нее и ремонт кабельных линий требует указанных работ. После ремонтных работ необходимо провести испытания повышенным напряжением и измерение изоляции кабельной линии. Измерение изоляции проводится мегаомметром на напряжении 2500В.

Испытания повышенным напряжением при ремонте кабельных линий до 10 кВ разделяют на:

1. Испытание повышенным выпрямленным напряжением − для силовых кабелей с бумаго-масляной, виниловой и резиновой изоляцией.
2. Испытания повышенным напряжением пониженной частоты − для силовых кабелей из сшитого полиэтилена.
3. Испытания при ремонте кабельных линий до 10 кВ проводятся квалифицированными специалистами электроизмерительной лаборатории (ЭЛ) от испытательной установки, расположенной в передвижной испытательной лаборатории на базе автомобиля, либо от переносной (передвижной) испытательной установки отечественного производства или зарубежных аналогов.

Методика испытаний

Испытания проводятся последовательно на фазах А, В, С (кабели напряжением 6, 10, 35 кВ) и на фазах А, В, С, N (кабели 0,4кВ). Остальные фазы на время испытаний остальные фразы заземляют. Значение испытательного напряжения указано в таблице 1 или РЭ завода изготовителя кабеля.

Кабели напряжением, кВ	Испытательное напряжение, кВ	Допустимые значения токов утечки, мА	Допустимые значения коэффициента асимметрии, (Imax/Imin)
6	36	0,2	8
	45	0,3	8
10	50	0,5	8
	60	0,5	8
20	100	1,5	10
35	140	1,8	10
	150	2,0	10
	175	2,5	10
110	285	Не нормируется	Не нормируется
150	347	―“―	―“―
220	510	―“―	―“―
330	670	―“―	―“―
500	865	―“―	―“―

Кабели с изоляцией из сшитого полиэтилена испытывают согласно ТУ16-К71-335-2004 «Кабели с изоляцией из сшитого полиэтилена на напряжение 10, 20, 35 кВ» или РЭ завода-изготовителя.

Контроль технического состояния кабельных линий

Простой осмотр не всегда может показать дефекты изоляции, кабельной линии в целом, просчеты в эксплуатации и эксплуатационных характеристиках. Поэтому при ремонте кабельных линий до 10 кВ особое внимание уделяется проверке состояния изоляции, и контролю за нагрузкой и температурой кабеля. Кабели как электрооборудование – одни из наиболее сложных элементов энергосистемы, поскольку имеют большую протяженность, и, несмотря на кажущуюся простоту конструкции, являются неоднородными по длине – это касается как самих жил, так и изоляции.

Оценка состояния изоляции при ремонте кабельных линий до 10 кВ проводится мегаоомметром, однако его показания не могут служить окончательными результатами при окончательном определении состояния изоляции. Мегаомметр применяется для выявления грубых дефектов, поскольку измеренное сопротивление изоляции в длинномерных кабелях будет обусловлено не только током утечки, но и зарядным током, а значит, показания будут занижены. При ремонте кабельных линий до 10 кВ необходимо учитывать, что емкость силового кабеля велика, поэтому для определения утечек силовую линию при ремонте – и после него – испытывают под повышенным напряжением. Это касается только линий выше 1 кВ. Для прочих достаточно подать напряжение 2,5 кВ в течение 1 минуты и установить, что сопротивление составляет не менее 0,5 МОм.
По СНиП, касающимся, в частности, кабельных линий до 10 кВ , «проверка коротких кабельных линий в пределах одного распределительного устройства выполняется не чаще 1 раза в год, т. к. они меньше подвержены механическим повреждениям и их состояния чаще контролируется персоналом. Испытание повышенным напряжением кабельных линий более 1 кВ проводят не реже одного раза в 3 года».

Наша электролаборатория проводит работы по ремонту кабельных линий до 10 кВ, на напряжение 0,4 – 110кВ повышенным напряжением пониженной частоты 0,1Гц с выдачей необходимой технической документации. Электроизмерительная лаборатория располагает квалифицированным персоналом, разрешительными документами, испытательным оборудованием и средствами измерений.

ООО «ГлавЭнергоГрупп» предлагает полный комплекс работ по капитальному, профилактическому ремонту силовых трансформаторов 10(6)/0,4кВ до 2500кВА (в т.ч. с заменой обмоток).

Состав работ по текущему ремонту силового трансформатора 10(6)/0,4кВ

• электроизмерения, испытания (диагностика) силового трансформатора (протокол испытаний в эксплуатации)
• определение объемов ремонтных работ по результатам измерений
• чистка изоляторов, масломерных стекол, бака и крышки трансформатора;
• протяжка болтовых соединений и чистка контактных соединений;
• удаление грязи из расширителя;
• проверка, разборка и очистка (при необходимости) маслоуказателей;
• доливка масла в трансформатор, регулировка давления масла на вводах;
• осмотр, чистка и ремонт охлаждающих устройств;
• проверка состояния частей переключающих устройств, доступных осмотру;
• проверка положения переключающего устройства ПБВ;
• проверка наличия цепи между заземленными установками и элементами заземленной установки, при необходимости, ремонт;
• проверка термосифонных фильтров(при необходимости- замена силикагеля);
• текущий ремонт вводов;
• проверка характеристик трансформатора после ремонта (протокол испытаний после ремонта)

Объем работ, стоимость и график выполнения работ согласовываются с заказчиком.

ООО «ГлавЭнергоГрупп» на сегодняшний день является одной из ведущих компаний в Северо-Западном регионе, реализующей комплексный подход к ремонту трансформаторов. Имея в своем составе Электроизмерительную Лабораторию (далее-ЭЛ), цех по ремонту трансформаторов и передвижные мастерские ООО «ГлавЭнергоГрупп» осуществляет следующие виды работ:

• определение технического состояния оборудования ( диагностика);
• физико-химический анализ масла;
• заключение о соответствии оборудования требованиям Нормативной Документации (далее – НД);
• выбор и предложение оптимального объема ремонта;
• демонтаж и вывоз оборудования для ремонта вне Объекта в случае необходимости;
• техническое обслуживание трансформатора;
• ремонт как на месте установки, так и в заводских условиях;
• доставка и монтаж оборудования после ремонта;
• предоставление комплекта технической документации после ремонта;
• измерение характеристик и испытание изоляции силового трансформатора после ремонта с выдачей Технического Отчета по результатам испытаний;
• в случае необходимости предоставление аналогичного трансформатора на время ремонта.

Состав работ по диагностике силового трансформатора.

№	Наименование работ
Часть I. Диагностика силового трансформатора перед ремонтом
1.	Визуальный осмотр (течи масла, состояние вводов, охладителей, переключающего устройства)
2.	Измерение потерь холостого хода (состояние железа магнитопровода, определение виткового замыкания)
3.	Измерение сопротивления изоляции обмотки ВН,СН,НН
4.	Опыт короткого замыкания (состояние обмоток) – при вводе в эксплуатацию
5.	Измерение коэффициента трансформации
6.	Измерение омического сопротивления обмоток ВН,СН,НН
7.	Измерение изоляции, tg?#963;, С вводов (для силовых трансформаторов напряжением 35кВ и выше)
8.	Измерение С обмоток (для силовых трансформаторов напряжением 35кВ и выше)
9.	Подготовка технического отчета по результатам измерений, испытаний
10.	Проверка правильности работы РПН (для силовых трансформаторов напряжением 35кВ и выше)
Часть II. Анализ трансформаторного масла
11.	Анализ трансформаторного масла из бака трансформатора (физико-химический)
12.	Анализ трансформаторного масла из бака РПН (хроматографический)
13.	Выдача протоколов анализа трансформаторного масла

В зависимости от технического состояния, режимов и сроков межремонтной эксплуатации оборудования разделяют следующие виды ремонтов силовых трансформаторов:

1. Техническое обслуживание трансформатора ( Проведение электрических измерений параметров трансформатора, отбор проб и проведение физико-химического анализа трансформаторного масла, осмотр трансформатора с целью выявления течей, загрязнения изоляторов, проверка уровня масла по маслоуказателю, устранение выявленных неисправностей).
2. Текущий ремонт трансформатора (Диагностика текущего состояния трансформатора, отбор проб и проведение физико-химического анализа трансформаторного масла, составление и согласование с заказчиком смет на проведение требуемого объема работ. Выполнение ремонта трансформатора. Послеремонтные испытания и выдача технического отчета о допуске трансформатора к эксплуатации.) Как правило выполняется на месте установки трансформатора и связан с временным отключением трансформатора, частичной разборкой, заменой резиновых уплотнений, заменой сорбентов в термосифонных фильтрах, доведение параметров трансфоматорного масла до эксплуатационных, поверкой КИПиА.
3. Ремонт трансформаторов выведенных из эксплуатации ввиду аварийного состояния (Диагностика текущего состояния трансформатора, отбор проб и проведение физико-химического анализа трансформаторного масла, составление и согласование с заказчиком смет на проведение требуемого обьема работ. Выполнение ремонта трансформатора. Послеремонтные испытания и выдача технического отчета о допуске трансформатора к эксплуатации.) Как правило эти работы требуют ремонта в заводских условиях и связаны с полной разборкой трансформатора, выемкой и последующей сушкой активной части,сушкой и регенерацией либо полной заменой трансформаторного масла,восстановлением либо заменой вводов, заменой резиновых уплотнений, заменой сорбентов в термосифонных фильтрах,ревизией либо заменой переключающих устройств, ремонтом баков и запорной арматуры, заменой либо поверкой КИПиА.
4. Капитальный ремонт трансформаторов, связанный с заменой одной или нескольких обмоток. Данный вид ремонта выполняется только в заводских условиях и предусматривает полную разборку трансформатора с разборкой магнитопровода, снятием обмоток, изготовление новых обмоток соответствующих электрическим параметрам вышедших из строя, полную замену трансформаторного масла. По результатам дефектации обмоток трансформатора составляется и согласовывается с заказчиком смета на производство работ. По окончании ремонта проводятся послеремонтные испытания трансформатора и выдача технического отчета о допуске к эксплуатации.

ООО «ГлавЭнергоГрупп» осуществляет все вышеперечисленные виды ремонтов в соответствии с требованиями НД, предъявляемыми к данному типу трансформатора, а также с учетом рекомендаций и требований заводов изготовителей как в заводских условиях так и на месте установки оборудования. Для производства работ в заводских условиях выполняется демонтаж и перевозка силового трансформатора.

Являющаяся структурным подразделением ООО «ГлавЭнергоГрупп», электролаборатория выполняет комплекс электроизмерительных работ по диагностике состояния силового трансформатора. Ремонтный участок состоит из опытных квалифицированных специалистов, проводящих комплекс работ от определения технического состояния трансформатора до ввода трансформатора в эксплуатацию после ремонта.
Производственные площади и оборудование позволяют осуществлять любой ремонт в заводских условиях трансформаторов мощностью до 6300кВа. Передвижные мастерские позволяют проводить ремонт на месте установки трансформаторов даже в условиях затрудненного доступа.

С 2016 года силами ООО «ГлавЭнергоГрупп» успешно выполнены работы по диагностике, ремонту и эксплуатационному обслуживанию среди Заказчиков:

• ООО ВМК-Север
• ООО РН-Снабжение-Нефтеюганск
• ООО Уралмаш-Техсервис
• Строймонтажстандарт-Томск
• ООО Электробалт-Тюмень

В зависимости от технического состояния, режимов и сроков межремонтной эксплуатации оборудования разделяют следующие виды ремонтов силовых трансформаторов:

1. Техническое обслуживание трансформатора ( Проведение электрических измерений параметров трансформатора, отбор проб и проведение физико-химического анализа трансформаторного масла, осмотр трансформатора с целью выявления течей, загрязнения изоляторов, проверка уровня масла по маслоуказателю, устранение выявленных неисправностей).
2. Текущий ремонт трансформатора (Диагностика текущего состояния трансформатора, отбор проб и проведение физико-химического анализа трансформаторного масла, составление и согласование с заказчиком смет на проведение требуемого объема работ. Выполнение ремонта трансформатора.

Источник