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

Техническое обслуживание и текущий ремонт распределительных устройств

Одна из основных задач эксплуатации распределительных уст­ройств—поддержание необходимых запасов по динамической, термической устойчивости, пропускной способности, по уровню напряжения в устройстве в целом и в отдельных его элементах. Выполнение этих задач можно обеспечить при правильном обслу­живании распределительных устройств. При техническом обслу­живании проводят осмотры распределительных устройств, а при текущем ремонте устраняют замеченные неисправности, требую­щие разборки оборудования. Текущий ремонт выполняют на мес­те установки оборудования, при этом неисправные детали заменя­ют, после их замены проводят регулировку и испытания распреде­лительных устройств.

Периодичность осмотров распределительных устройств. Перио­дичность осмотра устанавливают в зависимости от типа устрой­ства, его назначения и формы обслуживания. Примерные сроки осмотров следующие:

в распределительных устройствах, обслуживаемых сменным персоналом, дежурящим на самой подстанции или на дому, — еже­суточно. При неблагоприятной погоде (мокрый снег, туманы, силь­ный и продолжительный дождь, гололед и т. п.), а также после ко­ротких замыканий и при появлении сигнала о замыкании на землю в сети проводят дополнительные осмотры. Рекомендуют 1 раз в не­делю осматривать устройство л темноте для выявления возможных разрядов коронирования в местах повреждения изоляции и нагре­вов токоведущих частей;

в распределительных устройствах подстанций напряжением 35 кВ и выше, не имеющих постоянного дежурного персонала, график осмотров составляют в зависимости от типа устройства (закрытое или открытое) и от назначения подстанции. В этом слу­чае осмотры выполняет начальник группы подстанции или мастер не реже 1 раза в месяц;

трансформаторные подстанции и распределительные устрой­ства электрических сетей напряжением 10 кВ и ниже, не имеющие

дежурного персонала, осматривают не реже одного раза в шесть месяцев;

внеочередные осмотры на объектах без постоянного дежур­ного персонала проводят в сроки, устанавливаемые местными инструкциями с учетом мощности короткого замыкания и со­стояния оборудования. Во всех случаях независимо от значения отключаемой мощности короткого замыкания осматривают выключатель после цикла неуспешного автоматического по­вторного включения (АПВ) и отключения из-за короткого за­мыкания.

О всех неисправностях, замеченных при осмотрах распредели­тельных устройств, делают запись в эксплуатационном журнале. Неисправности, которые нарушают нормальный режим работы, необходимо устранять в кратчайший срок. Исправность резерв­ных элементов распределительных устройств (трансформаторов, выключателей, шин и др.) нужно регулярно проверять, включая их под напряжение в сроки, установленные местными инструкци­ями. Резервное оборудование должно быть в любой момент готово к включению без какой-либо предварительной подготовки. Пери­одичность очистки распределительных устройств от пыли и грязи зависит от местных условий. Ее устанавливает главный инженер предприятия.

Обслуживание выключателей. Внешние осмотры мас­ляных выключателей без отключения проводят с учетом местных условий, но не реже одного раза в шесть месяцев, вместе с осмотрами РУ. При осмотрах проверяют: состояние изоляторов, креплений и контактов ошиновки, уровень масла и состояние маслоуказателей; отсутствие течи масла из решеточных контактов малообъемных выключателей или через прокладки баковых вык­лючателей. Уровень масла у выключателей во многом определяет надежность их работы. Он не должен выходить за пределы масло-указателя при температурах окружающей среды от —40″ до +40 °С. Повышенный уровень масла в полюсах и соответственно умень­шенный объем воздушной подушки над маслом приводят к чрез­мерному давлению в баке при гашении дуги, что может служить причиной разрушения выключателя.

Снижение объема масла также приводит к разрушению вык­лючателя. Оно особенно опасно в малообъемных выключателях ВМГ-10, ВМП-10. Если течь значительна и масла нет в масломерном стекле, то выключатель ремонтируют и заменяют в нем масло. При этом ток нагрузки разрывают другим выключателем или снижают нагрузку на данном присоединении до нуля. Не­нормальный нагрев дугогасительных контактов малообъемных выключателей вызывает потемнение и подъем уровня масла в маслоуказательном стекле, а также характерный запах. Если температура бачка выключателя превышает 70 °С, выключатель сле­дует отремонтировать.

В местностях с минимальной температурой ниже 20 °С выклю­чатели оборудуют автоматическими устройствами для подогрева масла в баках. Не реже одного раза в три (шесть) месяцев реко­мендуют проводить проверку приводов выключателя. При нали­чии АПВ опробование на отключение целесообразно осуществ­лять от релейной защиты с выключением от АПВ. При отказе в срабатывании выключатель необходимо отремонтировать.

При наружном осмотре воздушных выключа­телей обращают внимание на его общее состояние, на целост­ность изоляторов гасительных камер, отделителей, шунтирующих сопротивлений и емкостных делителей напряжения опорных колонок и изолирующих растяжек, а также на отсутствие загрязнен­ности поверхности изоляторов. По манометрам, установленным в распределительном шкафу, проверяют давление воздуха в резерву­арах выключателя и поступление его на вентиляцию (у выключа­телей, работающих с АПВ, давление должно быть в пределах 1,9. 2,1 МПа и у выключателей без АПВ — 1,6. 2,1 МПа). В схеме управления выключателем предусмотрена блокировка, препят­ствующая работе выключателя при понижении давления воздуха ниже нормального.

При осмотре также контролируют исправность и правильность показаний устройств, сигнализирующих о включенном или вык­люченном положении выключателя. Обращают внимание на то, надежно ли закрыты заслонки выхлопных козырьков гасительных камер. Визуально проверяют целостность резиновых прокладок в соединениях изоляторов гасительных камер, отделителей и их опорных колонок. Контролируют степень нагрева контактных со­единений шин и аппаратных соединений. При эксплуатации воз­душных выключателей 1—2 раза в месяц из резервуаров удаляют накапливающийся конденсат. В период дождей увеличивается по­дача воздуха на вентиляцию, при понижении температуры окру­жающего воздуха ниже минус 5 °С включается электрообогрев в шкафах управления и в распределительных шкафах. Не реже двух раз в год проверяют работоспособность выключателя путем конт­рольных опробований на отключение и включение. Для предуп­реждения повреждений выключателей 2 раза в год (весной и осе­нью) проверяют и подтягивают болты всех уплотнительных соеди­нений.

Обслуживание комплектных распределительных устройств. Эксп­луатация комплектных распределительных устройств (КРУ) име­ет свои особенности в связи с ограниченными габаритными раз­мерами ячеек. Для защиты персонала от случайного прикоснове­ния к токоведущим частям, находящимся под напряжением, в КРУ предусмотрена блокировка. В стационарных КРУ блоки­руют сетчатые двери, которые открывают только после отключения выключателя и разъединителей присоединения. В КРУ выкатного исполнения есть автоматические шторки, закрывающие доступ в отсек неподвижных разъединяющих контактов при выкачен­ной тележке. Кроме того, имеется оперативная блокировка, пре­дохраняющая персонал при выполнении ошибочных операций. Например, выкатывание тележки в испытательное положение раз­решается блокировкой только после отключения выключателя, а вкатывание тележки в рабочее положение — при отключенном положении выключателя и заземляющих ножей. Наблюдение за обо­рудованием ведут через смотровые окна и сетчатые ограждения или смотровые люки, закрытые защитной сеткой.

Осмотры КРУ без их отключения проводят по графику, но не реже одного раза в месяц. При осмотрах проверяют работу се­тей освещения и отопления помещений и шкафов КРУ; состояние выключателей, приводов, разъединителей, первичных разъединя­ющих контактов, механизмов блокировки; загрязненность и от­сутствие видимых повреждений изоляторов; состояние цепей вто­ричной коммутации; действие кнопок управления выключателей. Систематически в зависимости от местных условий очищают изо­ляцию от пыли и загрязнения, особенно в КРУ наружной установ­ки (КРУН). При осмотрах комплектных распределительных уст­ройств КРУ и КРУН обращают внимание на состояние уплотне­ний в местах стыков элементов металлоконструкций; исправность присоединения оборудования к контуру заземления; наличие средств безопасности и пожаротушения; работу и исправность ус­тройств обогрева шкафов КРУН; наличие, достаточность и нор­мальный цвет масла в выключателях; состояние монтажных со­единений; нагрев токоведущих частей и аппаратов; отсутствие по­сторонних шумов и запахов; исправность сигнализации, освеще­ния и вентиляции. Одновременно с осмотром проверяют правильность положения коммутирующих аппаратов. Встроенное в КРУ и КРУН оборудование осматривают в соответствии с инст­рукциями по эксплуатации.

При эксплуатации КРУ запрещается отвинчивать съемные детали шкафа, поднимать и открывать автоматические шторки при наличии напряжения в тех местах, доступ в которые ими закрыт. В шкафах КРУ выкатного типа для заземления отхо­дящих линий при помощи разъединителей, встроенных в КРУ, нужно сделать следующее: отключить выключатель, выкатить те­лежку, проверить отсутствие напряжения на нижних разъединяю­щих контактах, включить заземляющий разъединитель, поставить тележку в испытательное положение.

Предохранители в шкафу трансформатора собственных нужд можно менять только при снятой нагрузке. При проведении работ внутри отсека выкатной тележки на автоматической шторке необ­ходимо вывешивать предупреждающие плакаты: «Не включать! Работают люди», «Высокое напряжение! Опасно для жизни!» Выка­тывать тележку с выключателем и устанавливать ее в рабочее по­ложение может только подготовленный оперативный персонал.

Вкатывать тележку в рабочее положение разрешается только при отключенном положении заземляющего разъединителя.

Обслуживание разъединителей. При регулировании механичес­кой части трехполюсных разъединителей проверяют одновремен­ность включения ножей. При регулировании момента касания и сжатия подвижных ножей изменяют длину тяги или хода ограни­чителей и упорных шайб либо слегка перемещают изолятор на цо­коле или губки на изоляторе. При полном включении нож не должен доходить до упора контактной площадки на 3—5 мм. Наименьшее усилие вытягивания одного ножа из неподвижного кон­такта должно составлять 200 Н для разъединителей на номинальные токи 400. 600 А и 400 Н для разъединителей на номинальные токи 1000. 2000 А. Плотность прилегания контактов разъединителя кон­тролируют по сопротивлению постоянному току, которое должно быть в следующих пределах: для разъединителей РЛНД (35. 220 кВ) на номинальный ток 600 А — 220 мкОм; для остальных типов разъединителей на все напряжения с номинальным током 600 А — 175 мкОм, 100 А — 120 мкОм; 1500-2000 А — 50 мкОм.

Контактные поверхности разъединителей в процессе эксп­луатации смазывают нейтральным вазелином с примесью гра­фита. Трущиеся части привода покрывают незамерзающей смаз­кой. Состояние изоляторов разъединителей оценивают по сопро­тивлению изоляции, распределению напряжения на стальных эле­ментах штыревых изоляторов или по результатам испытания изолятора повышенным напряжением промышленной частоты.

Блок-контакты привода, предназначенные для сигнализации и блокировки положения разъединителя, должны быть установлены так, чтобы сигнал об отключении разъединителя начал действо­вать после прохождения ножом 75 % полного хода, а сигнал о включении — не ранее момента касания ножом неподвижных контактов.

Обслуживание короткозамыкателей и отделителей. Короткозамыкатели — аппараты, предназначенные для искусственного со­здания короткого замыкания в тех случаях, когда ток при повреж­дениях в трансформаторе может оказаться недостаточным для срабатывания релейной защиты. Включается короткозамыкатель автоматическим приводом при срабатывании релейной защиты, а отключается вручную.

При отключении силовых трансформаторов без нагрузки, а также автоматическом отключении поврежденных трансформато­ров используют отделители. Отключается отделитель автомати­чески или вручную, включается — только вручную при помощи съемной рукоятки. На присоединениях 35. 11О кВ с установлен­ными последовательно отделителями и разъединителями отклю­чение намагничивающего тока трансформаторов и емкостных токов линии следует выполнять отделителями. Отделителями на 35 кВ допускается отключение тока замыкания на землю до 5 А.

В среднем на 10 км ВЛ 35 кВ зарядный ток составляет 0,6 А и ток замыкания на землю 1 А.

Короткозамыкатели и отделители осматривают не реже 2 раз в год, а также после аварийных отключений. При осмотрах особое внимание обращают на состояние изоляторов, контактов, заземляющего провода, пропущенного через окно трансформато­ра тока. При обнаружении следов обгорания контакты зачищают или заменяют. Продолжительность движения подвижных частей короткозамыкателя на напряжение 35 и 110 кВ от подачи импуль­са до замыкания контактов должна быть не более 0,4 с, а отделите­ля от подачи импульса до размыкания контактов соответственно 0,5 и 0,7 с.

В процессе эксплуатации короткозамыкателей и отделите­лей особое внимание следует уделять наиболее ненадежным уз­лам: открытым или недостаточно защищенным от возможного загрязнения и обледенения пружинам, контактным системам и шарнирным соединениям, а также незащищенным подшипникам, выступающим с задней стороны.

Во время наладки короткозамыкателя и отделителя обраща­ют внимание на надежное срабатывание блокировочного реле от­делителя (БРО), которое рассчитано на токи 500. 800 А. Поэтому при токах короткого замыкания менее 500 А шину заземления следует заменить проводом и пропустить его через трансформатор тока несколько раз. Если этого не сделать, реле БРО будет подтя­гивать якорь нечетко и тем самым освобождать запирающий меха­низм привода отделителя до отключения тока короткого замыка­ния. Преждевременное отключение отделителей — одна из при­чин их разрушения.

Текущий ремонт отключающих аппаратов, а также про­верку их действия (опробование) проводят по мере необходи­мости в сроки, установленные главным инженером предприятий. В объем работ по текущему ремонту входят: внешний осмотр, чис­тка, смазка трущихся частей и измерение сопротивления контак­тов постоянному току. Внеплановые ремонты выполняют в случае обнаружения внешних дефектов, нагрева контактов или неудов­летворительного состояния изоляции. Наладка короткозамыкате­ля и отделителя заключается в проверке работы привода на вклю­чение и отключение, проверке положения ножей и завода отклю­чающей пружины привода с блокирующим реле БРО, регулировке хода сердечников электромагнитов и реле.

Контроль состояния токоведущих частей и контактных соединений. Состояние токоведущих частей и контактных соединений шин и аппаратов распределительных устройств проверяют при осмотрах. Нагрев разъемных соединений в закрытых распределительных уст­ройствах контролируют при помощи электротермометров или тер­мосвечей и термоиндикаторов. Действие электротермометра осно­вано на принципе измерения температуры при помощи терморезистора, наклеенного на наружную поверхность головки датчика и закрытого медной фольгой. Температуру нагрева контактных со­единений определяют при помощи набора термосвечей с различ­ными температурами плавления. В качестве термоиндикаторов применяют обратимые пленки многократного действия, которые при длительном нагреве изменяют свой цвет. Термоиндикатор дол­жен выдерживать, не разрушаясь, не менее 100 изменений цвета при длительном нагреве до температуры 110 °С.

Обслуживание заземляющих устройств. В процессе эксплуата­ции выполняют осмотры, периодические проверки и испытания заземляющих устройств в соответствии с рекомендациями ППР.

На участке заземляющих устройств, подверженных интенсивной коррозии, устанавливают более частую периодичность измерений. Внеплановые измерения сопротивления заземляющих устройств проводят после их переустройства или капитального ремонта. Со­противления заземляющих устройств измеряют специальными приборами МС-08, М-416, Ф4103 или методом амперметра-вольт­метра. Принципиальные схемы включения приборов МС-08, М-416, Ф4103 приведены на крышках приборов или в инструкциях. В качестве вспомогательных заземлителей используют металличес­кие стержни диаметром 12. 16 мм, которые забивают в землю на глубину 0,5 м на расстоянии, указанном в инструкции.

СХЕМА ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА РЕМОНТА ТРАНСФОРМАТОРА

Наиболее уязвимая и часто повреждающаяся часть трансфор­матора — его обмотки ВН и реже НН. Повреждения чаще всего возникают вследствие снижения электрической прочности изоля­ции на каком-либо участке обмотки.

В трансформаторах могут повреждаться также вводы, переклю­чатели, крышка и другие детали. Примерное соотношение по­вреждений отдельных частей трансформатора следующее:

обмотки и токопроводящие части — 53 %;

все остальные части, взятые вместе, — 17 %.

Исследования причин аварийных выходов трансформаторов из строя показали, что обычно аварии происходят из-за неудовлетво­рительного обслуживания и низкого качества ремонта.

Трансформатор с поврежденными обмотками или другими его частями подлежит немедленному выводу из работы и ремонту. На предприятии составляют приемосдаточный акт с приложением ведомости дефектов и оформляют заказ. В документах записывают номер заказа, паспортные данные, требования заказчика, резуль­таты внешнего осмотра, проверочных испытаний и измерений. Все дефекты, обнаруженные в дальнейшем процессе разборки трансформатора, также заносят в ведомость дефектов. По этим данным определяют объем ремонтных работ.

Наиболее распространенная в электроремонтных цехах большин­ства предприятий технологическая схема ремонта трехфазных транс­форматоров с масляным охлаждением показана на рисунке 16.1.

В соответствии с этой схемой поврежденный трансформатор, находящийся на складе неисправных трансформаторов, поступает в дефектационно-подготовительное отделение, состоящее из трех участков — разборки и мойки, диагностики обмоток и механичес­кой части трансформатора. На разборочном участке трансформа­тор очищают, сливают масло из его расширителя, бака и маслонаполненных вводов, а затем, убедившись из записей в сопроводи­тельных документах и из предварительных испытаний в неисправности трансфор­матора, переходят к его раз­борке.

Повреждения внешних деталей трансформатора (расширителя, бака, арматуры, наружной части вводов, пробивного предохрани­теля) можно выявить тщательными осмотрами, а внутренних дета­лей — различными испытаниями. Однако результаты испытаний не всегда позволяют точно установить действительный характер повреждений, поскольку любое отклонение от нормы, выявлен­ное в результате испытаний (например, повышенный ток холосто­го хода), может быть вызвано различными причинами, в том числе витковым замыканием в обмотке, наличием замкнутого контура тока через стяжные болты и прессующие детали, неправильным включением параллельных обмоток и др. Поэтому в процессе ди­агностики, как правило, разбирают трансформатор и при необхо­димости поднимают активную часть, что позволяет не только точ­но установить причины, характер и масштабы повреждений, но и определить требуемые для ремонта трансформатора материалы, инструменты и приспособления, а также время.

РАЗБОРКА И ОПРЕДЕЛЕНИЕ НЕИСПРАВНОСТЕЙ

Последовательность выполнения операций разборки в каждом случае зависит от конструкции трансформатора, подлежащего ре­монту. В ремонт поступают современные трансформаторы отече­ственного производства, отличающиеся по мощности и конструк­тивному исполнению, и трансформаторы выпуска прежних лет, а также выпускавшиеся в прошлом и поставляемые в настоящее время зарубежными фирмами, поэтому рекомендовать какую-либо единую технологическую последовательность выполнения операций разборки и ремонта всех поступающих трансформато­ров невозможно.

Перед разборкой проверяют комплектность поступившего в ремонт трансформатора (должны быть в наличии все сборочные единицы и детали, полагающиеся для данной конструкции), а также соединение его наружных частей, целостность сварочных швов и соединений, отсутствие течи масла из фланцевых соедине­ний арматуры с баком.

Первый этап разборки. Разборку начинают с демонтажа газового реле, термометра, расширителя, предохранительной трубы и других устройств и деталей, расположенных на крышке трансформатора.

Удалив реле, предохранительную трубу и расширитель, про­должают разборку, переходя к демонтажу крышки трансформато­ра, который проводят с соблюдением мер предосторожности, ис­ключающих повреждение фарфоровых деталей вводов обмоток ВН и НН. Болты, снятые со всего периметра крышки, вместе с надетыми на них шайбами и навернутыми на их резьбу гайками промывают, покрывают антикоррозионной смазкой и, уложив в ящики, хранят для повторного использования при сборке транс­форматора.

Освобожденную от болтов крышку стропят за подъемные рымы, навернутые на выступающие из крышки резьбовые концы подъемных шпилек, закрепленных на ярмовых балках верхнего ярма магнитопровода. Трансформаторы мощностью до 4UU кВ • А имеют обычно два подъемных рыма, большей мощности — четы­ре. Для подъема активной части применяют специальные приспо­собления и стропы, рассчитанные на массу поднимаемого груза и прошедшие необходимые испытания. При демонтаже радиаторов и других крупных деталей трансформатора наружной установки в качестве подъемного механизма применяют автокран.

При подъеме активной части трансформаторов с вводами, рас­положенными на стенках баков, вначале отсоединяют отводы и демонтируют вводы, а затем поднимают активную часть транс­форматора. Активную часть, поднятую из бака, устанавливают на прочном помосте из оструганных досок или на деревянных брусь­ях так, чтобы обеспечить ее устойчивое вертикальное положение и возможность осмотра, проверку и ремонт.

Продолжая разборку, отсоединяют отводы от вводов и пере­ключателя и проверяют состояние их изоляции, армировочных швов вводов и контактной системы переключателя (все замечен­ные неисправности фиксируют). Далее отвертывают рымы с вер­тикальных шпилек, снимают крышку, относят ее в сторону и ук­ладывают так, чтобы выступающие под крышкой засти не были повреждены, вводы защищают от механических повреждений, закрыв их жесткими цилиндрами из картона или обернув чистой мешковиной.

Второй этап разборки, наиболее сложный и трудоемкий, — де­монтаж обмоток, основные операции которого выполняют в такой последовательности: удаляют вертикальные шпильки, отвертывают гайки стяжных болтов и снимают ярмовые балки магнитопровода, расшихтовывают верхнее ярмо магнитопровода, связывая и располагая пакеты пластин в порядке, при котором их будет удобнее укладывать при шихтовке верхнего ярма. Далее разбирают соединения обмоток, удаляют отводы, извлекают деревянные и картонные детали расклиновки обмоток ВН и НН и снимают обмотки со стер­жней вручную обмотки трансформатора мощностью до 63 кВ • А) или с помощью подъемного механизма (обмотки трансформаторов мощностью 100 кВ • А и выше) — вначале ВН, а затем НН.

После разборки трансформатора осматривают его внешнюю часть. При этом проверяют чистоту обмоток, обращая особое вни­мание на каналы между обмотками и магнитопроводом. Выявляют на ощупь места ослабления витков. В этих местах, как правило, поврежденной оказывается изоляция обмотки, обуглившаяся в ре­зультате межвитковых замыканий, невидимых с внешней сторо­ны. Проверяют внешним осмотром состояние изоляции, отсут­ствие деформаций и смещения обмоток или ее витков, наличие изоляционных прокладок, клиньев, распорок.

Источник