Ведомственная и государственная поверки измерительных приборов. Испытание оборудования после ремонта

1) проводят сокращенный химический анализ масла и испытание масла на электрическую прочность;

2) определяют увлажненность изоляции обмоток;

3) измеряют сопротивление обмоток постоянному току на всех ответвлениях.

После капитального ремонта (со сменой обмоток)' дополнительно определяют ток холостого хода, проверяют группу соединения обмоток, коэффициент трансформации и при необходимости выполняют фазировку трансформатора.

Во время проверки трансформатора осматривают цепи первичных и вторичных соединений, измеряют сопротивление изоляции и испытывают повышенным напряжением, проверяют измерительные приборы и испытывают релейную защиту, проверяют работу приборов, выключателей и разъединителей. Трансформатор толчком включают на номинальное напряжение и осматривают его, проверяя плотность швов, прокладок, фланцевых соединений к т. п.

После монтажа трансформатор должен быть принят в работу лицом, отвечающим за его эксплуатацию. Во время приемки определяют качество выполненных ра

бот и оценивают техническое состояние трансформатора. Принимают трансформатор по акту, в котором отмечены принадлежность трансформатора соответствующему хозяйству, подстанции, его паспортные данные, объем выполненных работ, данные испытаний. К акту прилагают заполненную и подписанную соответствующими лицами ведомость проведенных работ, протоколы испытаний, схемы, графики и другие документы, которые хранят в деле (технической документации) трансформатора.

В электрохозяйстве на каждый трансформатор должна быть заведена папка с документацией: паспорт трансформатора; копия его заводской таблицы; протоколы заводских испытаний и прочие технические документы, прибывшие с завода вместе с трансформатором; протоколы всех испытаний трансформатора, проведенных при ремонтах; протоколы всех сушек трансформатора; протоколы всех испытаний и анализов масла; акты приемки трансформатора из ремонта; сведения о доливке и очистке масла; протоколы испытаний защиты трансформатора; акты и документы об эксплуатационных ремонтах, автоматических отключениях и т. п.

Лекция 14. Осмотры, текущие ремонты и профилактические испытания трансформаторов, находящихся в эксплуатации. Объемы и нормы испытаний

В процессе эксплуатации трансформаторов их подвергают наружным осмотрам без отключения в следующие сроки: в установках с постоянным дежурным персоналом или с дежурством на дому один раз в сутки, на станциях и подстанциях без постоянного дежурного один раз в месяц, на трансформаторных пунктах не реже одного раза за полугодие. Инженерно-технический персонал проводит контрольный осмотр не реже одного раза в год.

При появлении сигнала от газового реле, а также после каждого аварийного отключения трансформатора проводят его внеочередной осмотр. В зависимости от местных условий и состояния трансформатора сроки осмотров могут быть изменены главным инженером РЭС.

При наружном осмотре трансформатора проверяют следующее: уровень и температуру масла/ его соответствий отметкам на расширителе или маслоуказателе; чистоту и целость изоляторов, состояние кабелей и ошиновки; чистоту поверхности кожуха, отсутствие подтеков масла; вентиляцию в трансформаторном помещении; целость дверей, окон, запоров; предохранители, разъединители, привод и заземление.

На мачтовых подстанциях осмотр проводят при отключенной подстанции, но без отключения высоковольтной линии.

Кроме наружных осмотров, трансформаторы подвергают текущим ремонтам с отключением напряжения без выемки сердечника. Такие ремонты проводят не реже одного раза в 3 года, а для трансформаторов 35/6 ... 10 кВ центральных подстанций -- не реже одного раза в год.

Регулирующие устройства трансформаторов с регулированием напряжения под нагрузкой ремонтируют после выполнения операций по переключению в соответствии с заводскими инструкциями. В объем текущего ремонта входят: чистка и окраска бака; ремонт пробивных предохранителей в трансформаторах с изолированной нейтралью; ремонт и замена заземляющих проводников, маслоуказательных устройств, контактов и соединений; измерение сопротивления изоляции обмоток и определение степени их увлажнения. Помимо наружных осмотров и текущих ремонтов, в период эксплуатации трансформаторов проводят следующие профилактические испытания: испытание электрической прочности масла -- один раз в год; сокращенный химический анализ масла --один раз в 3 года.

Лекция 15. Контроль нагрузки и температуры трансформаторов, систематические и аварийные перегрузки

Нагрузка трансформаторов определяется ГОСТ 14209-- 69. При длительной номинальной нагрузке превышение, температуры трансформатора над температурой окружающей среды не должно превосходить определенных - значений. При эксплуатации за наибольшую допустимую температуру верхних слоев масла принимают температуру, которая наблюдается в процессе длительной работы трансформатора с номинальной нагрузкой при температуре окружающего воздуха +35 °С. При этом температура масла не должна превышать 95 °С. В закрытых трансформаторных подстанциях превышение температуры горячего воздуха на выходе из камеры над температурой холодного воздуха на входе должно быть не больше 15°.

Абсолютная температура воздуха в трансформаторном помещении, измеренная на расстоянии 1,5...2 м от бака трансформатора на середине его высоты, не должна превосходить более чем на 5... 8 ° температуру наружного воздуха.

Температуру верхних слоев масла контролируют при помощи термометра и маслоуказателя. При этом на расширителе найдены три контрольные черты уровня масла, соответствующие температуре окружающей среды -- 35, +15 и +35°С. Термометры для измерения Температуры верхних слоев масла устанавливают на трансформаторах мощностью 63..К-В-А. и выше. У трансформаторов небольшой мощности их ставят во вваренные штуцера на крышке бака, при этом штуцер заливают маслом.

У трансформаторов мощностью свыше 1000 кВА для контроля температуры верхних слоев масла устанавливают термометры манометрического типа или с Дистанционной подачей сигнала (например, ТС-'100). Расчетный срок службы трансформаторов при номинальной нагрузке и номинальных условиях охлаждения составляет ^0 лет.

Согласно ГОСТ 14209--69, принимается, что при изменении температуры изоляции трансформатора на 6 ° срок ее службы изменяется вдвое (сокращается при повышении температуры и увеличивается при ее понижении). В условиях эксплуатации у большинства трансформаторов нагрузка изменяется в течение суток или года. Особенно резко это проявляется в сельских электрических сетях. Из-за неравномерности суточных графиков- нагрузки трансформаторы имеют значительный запас по сроку службы изоляции. Поэтому в зависимости от суточного графика нагрузки, предварительной загрузки и климатических, условий трансформаторы допускают временные систематические перегрузки по току до полуторакратного.

В аварийных случаях независимо от длительности предшествующей нагрузки и температуры охлаждающей среды трансформаторы допускают следующие кратковременные перегрузки сверх номинального тока! 30%--120 мин; 45%--80 мин; 60 %--45 мин; 75% -- 20 мин; 100 % -- 10 мин; 200 % -- 1,5 мин. Если коэффициент начальной нагрузки не более 0,93, трансформаторы допускают в течение 5 сут перегрузку 40 % сверх номинального тока на время максимумов нагрузки общей продолжительностью не более 6 ч в сутки.

Если максимум типового (среднего) графика нагрузки летом меньше номинальной мощности трансформатора, то в зимние месяцы допускается дополнительная однопроцентная перегрузка трансформатора на каждый процент недогрузки летом, но не более чем на 15 %, причем суммарная нагрузка должна быть не более 150 % номинальной. Для того чтобы следить за нагрузкой трансформаторов мощностью 1000 кВ-А и выше, на них устанавливают амперметры, шкалы которых выбирают с учетом допустимых перегрузок трансформаторов.

Лекция 16. Контроль изоляции и сушка трансформаторов

Увлажнение изоляции трансформаторов. В процессе хранения, транспортировки и монтажа трансформаторов их изоляция (масло, дерево, картон,- бумага, пряжа) увлажняется за счет окружающей среды. При эксплуатации трансформаторы увлажняются за счет тепло- и влагообмена между трансформатором и средой (трансформатор «дышит», осушаясь при нагреве и увлажняясь при охлаждении) и за счет окислительных процессов, происходящих в масле при его нагреве.

Увлажнение ухудшает изоляционные характеристики, что может быть причиной выхода трансформатора из строя при включении или эксплуатации.

Профилактические испытания -- один из методов контроля за состоянием изоляции трансформаторов в процессе эксплуатации. Если результаты этих испытаний отрицательны, то следует провести комплекс измерений для оценки степени увлажнения изоляции трансформатора.

После длительного хранения трансформатора или нахождения его в нерабочем состоянии в неблагоприятных климатических условиях, прежде чем приступить к измерениям по оценке степени увлажнения изоляции, проводят сокращенный химический анализ и испытание электрической прочности трансформаторного масла.

Для трансформаторов мощностью до 2500 кВ-А и напряжением 35 кВ включительно с расширителем, а также без расширителя мощностью до 100 кВ-А включительно, транспортируемых с маслом, условия включения без сушки следующие:

1) уровень масла -- в пределах отметок маслоуказателя;

2) в масле нет следов воды, пробивное напряжение масла не ниже 25 кВ для трансформаторов напряжением до 15 кВ включительно и не менее 30 кВ для трансформаторов напряжением до 35 кВ;

3) коэффициент абсорбции R6o/Ris, измеренный мегомметром на напряжение 2500 В, не менее 1,3 при температуре 10... 30 °С.

Сопротивление изоляции обмоток трансформаторов #60 не нормируют, его значение указывают в паспорте трансформатора. Полученное значение сопротивления изоляции Rw (при одинаковых температурах) сравнивают с паспортным значением. Оно не должно быть ниже последнего более чем на 30 %. Новое значение сопротивления изоляции а также заносят в паспорт трансформатора с указанием даты измерения и температуры масла, при которой измеряли сопротивление;

3) если уровень масла ниже отметок маслоуказателя, но обмотки и переключатель покрыты маслом или если пробивное напряжение масла снижено не более чем на 5 кВ по сравнению с требуемым, то дополнительно измеряют значение С2/С50 или tg б обмоток в масле. Отношение С2/С50 измеряют при помощи прибора контроля влажности ПКВ или ЕВ. При температуре 10... 30°С это отношение должно быть меньше 1,1. ..1,3. Значение tg в обмоток измеряют при помощи мостов переменного тока МД-16.

Для указанных выше трансформаторов при температуре обмоток Ю...30°С tg6 должен быть не более 0,015... 0,026.

Для включения без сушки трансформаторов мощностью более 100 кВ-А, но менее 2500 кВ-А, напряжением 35 кВ включительно, транспортируемых с маслом, достаточно соблюсти условия: 1, 2 и 3, или 2, 3 и 4, или 1, 3 и 4.

Сушка трансформаторов. Изоляцию обмоток трансформаторов можно ' сушить различными методам. Однако при эксплуатации получили распространение наиболее экономичные и удобные методы сушки: потерями в собственном баке и токами нулевой последовательности. В обоих случаях сушку проводят на месте установки трансформаторов при любой температуре окружающей среды, но со сливом масла из баков.

Сушка потерями в собственном баке. Иногда этот метод называют индукционным. Нагрев происходит потерями в баке, для чего на бак трансформатора наматывают намагничивающую обмотку (4.1). Чтобы получить более равномерное распределение температуры внутри бака, намагничивающую обмотку наматывают на 40... 60 % высоты бака (снизу), причем на нижней части бака витки располагают гуще, плотнее, чем на верхней. Провод для обмотки может быть выбран любой.

Температуру нагрева трансформатора регулируют изменением подводимого напряжения, числа витков намагничивающей обмотки и периодическими отключениями питания намагничивающей обмотки. , Сушка токами нулевой последовательности (ТНП). 9тот способ, отличается от предыдущего тем, что намагничивающей служит одна из обмоток трансформатора, соединенная по схеме нулевой последовательности (4.2). Трансформаторы, применяемые в сельской электрификации, чаще всего имеют 12 группу соединения обмоток. В этом случае очень удобно использовать в качестве намагничивающей обмотку низшего напряжения, которая имеет выведенную нулевую точку.

При внутреннем источнике тепла сушка трансформаторов токами нулевой последовательности характеризуется значительно меньшими потреблением мощности (до 40 %) и временем сушки (до 40 %) по сравнению с сушкой трансформатора потерями в собственном баке.

Недостаток сушки трансформаторов токами нулевой последовательности в том, что напряжение питания нестандартное -- необходим специальный источник тока. Чаще всего таким источником тока может быть сварочный трансформатор.

После сушки трансформатора проводят его ревизию: проверяют разлиновку обмоток, определяют сопротивление изоляции стяжных шпилек магнитопровода (должно быть не ниже 5 МОм для трансформаторов напряжением до 35 кВ включительно), подтягивают все болтовые соединения. Температура трансформатора при ревизии должна быть на 5... 10° выше температуры окружающего воздуха.

Продолжительность пребывания активной частя трансформатора на открытом воздухе не превышает 16 ч в сухую погоду (относительная влажность воздуха до 75%) и 12 ч во влажную (относительная влажность воздуха свыше 75 %). До включения все трансформаторы после заливки маслом выдерживают 48 ч в теплом помещении и 120 ч в холодном.

Лекция 17. Требования к трансформаторному маслу, объем и нормы на проверку и испытание масла, находящегося в эксплуатации

Хорошее трансформаторное масло имеет светло-желтый цвет и слабый запах керосина. Сильное потемнение в процессе эксплуатации указывает на порчу масла вследствие загрязнения или окисления. Оно должно сохранять прозрачность при охлаждении до -f-5°Ct Прозрачность проверяют в стеклянном прямоугольном сосуде, на одну из стенок которого наклеивают полоску бумаги с нанесенными на нее черной тушью тремя линиями толщиной 0,1; 0,5 и 1 мм. Если через слой масла 100 мм четко видны все линии -- масло хорошее, если линия толщиной 0,5 мм видна нечетко, а линия толщиной 1 мм -- четко, то желательна очистка, при меньшей прозрачности масла необходима немедленная очистка.

В масле не должно быть воды. Если при опускании в пробирку с маслом раскаленной проволоки раздается трех то это означает, что в масле есть влага и его необходимо очищать или сушить.

Согласно ГОСТ 1461--75, зольность масла должна быть не более 0,005%. Отсутствие содержания серы определяют по потемнению полированной медной пластинки после кипячения ее в масле в течение 12 ч.

Для определения растворимых в воде кислот и щелочей используют реакцию водной вытяжки, проводимую при помощи индикаторов, способных резко изменять свой цвет в присутствии незначительных количеств кислоты или щелочи (например, водный раствор метилоранжа).

Пробивное напряжение эксплуатационного масла, характеризующее его электрическую прочность и определяемое при помощи стандартных аппаратов (например, АИИ-70, АКИ-50, АИИМ.-72 и т. д.), должно быть не менее 25 кВ для аппаратов напряжением до 15 кВ и не ниже 30 кВ для аппаратов до 35 кВ включительно.

В объем сокращенного химического анализа входят: определение температуры вспышки, электрический прочности, кислотного числа, реакции водной вытяжки или численное определение водорастворимых кислот, качественное определение содержания взвешенного угля и механических примесей. Для проб масло берут в совершенно сухую бутылку с притертой стеклянной пробкой. Летом пробу берут в сухую погоду, а зимой -- в морозную.

При взятии пробы открывают спускной вентиль в нижней части трансформатора, дают стечь небольшому количеству масла, чтобы смыть грязь у выходного отверстая вентиля, и только после этого набирают в бутылку примерно 0,75 л масла для испытания на пробой 1,5 л для сокращенного химического анализа. При транспортировке пробку бутылки заливают парафином.

Перёд испытаниями бутылку с маслом прогревают до температуры помещения, чтобы избежать конденсации паров в масле и уменьшения пробивного напряжения.

Лекция 18. Параллельная работа трансформаторов. Анализ экономической целесообразности параллельной работы трансформаторов

Для повышения надежности электроснабжения современного сельскохозяйственного производства на сельских подстанциях стремятся устанавливать по два трансформатора, которые чаще всего работают параллельно

Для трансформаторных подстанций напряжением 35/10 кВ с трансформаторами номинальной мощность от 1 до 6,3 MB-А и при средних соотношениях параметр ров, входящих в приведенное выражение, предельна® нагрузка составляет примерно 100... 110% номинальной мощности одного трансформатора.

В каждом конкретном случае путем технико-экономических расчетов определяют наиболее приемлемый вариант включения трансформаторов. Это позволяем снизить суммарные потери электроэнергии и обеспечить минимум ущерба при отказе в работе одного из трансформаторов.

Лекция 19. Неисправности трансформаторов, их признаки, причины

Основные повреждения трансформаторов возникают при неудовлетворительной эксплуатации, ремонте и монтаже. Причем в основном повреждаются обмотки и их соединения. Наиболее серьезное повреждение трансформатора -- «пожар железа», возникающий вследствие замыкания листов сердечника между собой или со стяжными шпильками. Признаки повреждения; ухудшение характеристик масла, снижение температуры вспышки, повышение потерь и тока холостого хода.

Причины повреждения: посторонние металлические или токопроводящие частицы на магнитопроводе трансформатора, выпадание на ярмо осадков из коррозирующего расширителя, наличие влаги в трансформаторном масле, разрушение изоляции листов электротехнической стали сердечника и стяжных шпилек в результате местных нагревов, вибрации активной части из-за недостаточного крепления и плохого качества сборки.

Обрыв заземления активной (выемной) части трансформатора характеризуется появлением потрескивания внутри трансформатора при повышенном напряжении, а увеличение воздушных зазоров между пластинами сердечника -- возросшим током холостого хода при нормальных потерях холостого хода.

Любое повреждение магнитопровода требует полной разборки трансформатора, а его устранение -- значительных затрат труда и времени.

Основная часть трансформаторов -- обмотки, которые выходят из строя в результате не только естественного износа изоляции, но и разрушения от электродинамических усилий, возникающих при сквозных коротких замыканиях и атмосферных перенапряжениях.

Повреждения бака, радиатора и расширителя определяют по течи масла при внешнем осмотре.

Лекция 20. Приемка новой или отремонтированной линии в эксплуатацию

После окончания работ но сооружению воздушной или кабельной линии руководство предприятия электросетей назначает комиссию по приемке воздушной линии в эксплуатацию. В состав комиссии входят представители предприятия электрических сетей (председатель комиссии), подрядчика, субподрядчика, проектной организации, профсоюзной организации, а также представители других заинтересованных организаций.

Комиссия проверяет следующие документы:

1) рабочий проект линий с изменениями, внесенными в процессе; строительств а и согласованными с проектной организацией;

2) исполнительную схему сети (трассы) в масштабе на плане 1:500 с указанием марок и площадей поперечного сечения проводов, типов опор, защитных заземлений, координат трассы и муфт и т. п.;

3) акты приемки переходов, пересечений и сближения линий (кабельных) со всеми подземными коммуникациями;

4) акты на скрытые работы по устройству заземлений и заглублений опор и на осмотр кабеля в траншеях перед закрытием;

5) документ об отводе земельного участка;

6) протоколы измерений сопротивления заземляющих устройств, акты на осуществление антикоррозионных мероприятий и защиты кабелей от блуждающих токов;

7) акты о состоянии концевых заделок кабелей на барабанах;

8) паспорт линии, в который заносят основные данные линии, все сведения по ее испытаниям, а затем в процессе эксплуатации -- виды ремонта и рекомендуемые токовые нагрузки.

Непосредственно перед сдачей в эксплуатацию сооруженной или вышедшей из капитального ремонта высоковольтной и кабельной линии проверяют техническое состояние и соответствие ее проекту.

После принятия линии рабочей комиссией и ликвидации всех недоделок ее представляют Государственной приемочной комиссии, назначаемой организацией, за счет средств которой строилась линия. В состав Государственной приемочной комиссии входят представители заказчика, генерального подрядчика, районного энергетического управления и профсоюзной организации заказчика.

Государственная комиссия на основании осмотра линии, технической документации и ряда других дополнительных документов определяет качество работ. После подключения линии и нормальной ее работы в течение суток Государственная приемочная комиссия подписывает акт приемки воздушной линии в эксплуатацию.

Техническое обслуживание -- это основной элемент, обеспечивающий Нормальную работу линий и состоящий Из комплекса Организационных и технических мероприятий, направленных на предотвращение преждевременного износа и разрушения отдельных конструктивных элементов. Техническое обслуживание мероприятия:

а) соблюдение допустимых режимов по токам нагрузки; температуре нагрева, напряжению линии;

б) постоянное наблюдение за линиями (осмотры линий);

в) проведение измерений и профилактических испытаний;

г) наблюдение за охранными зонами, защиту металлических кабеле проложенных в земле, от коррозии

д) ведение технической документации;

е) рассмотрение причин аварий и разработку мероприятий по их устранению.

Для выправки опор вдоль и полерек оси линий используют лебедки или другой тягодный механизм.

Лекция 21. Соблюдение режимов по токам нагрузки

Согласно правилам устройств электроустановок (ПУЭ), предельно допустимая температура голых проводов при длительном протекании тока Гд ограничена 70 °С. Для проводов ВЛ длительно допустимые, токовые нагрузки /и рассчитаны из условия, работы линии при температуре окружающей среды +25 °С.

Предельные токовые нагрузки допускаются лишь в аварийных случаях. Во всех остальных случаях ток должен быть не более рабочего максимального, взятого в качестве исходного при расчете и выборе проводов сети.

Допустимые температуры нагрева токоведущих жил кабеля определяются его конструкцией (типом применяемой изоляции), рабочим напряжением, режимом его работы (длительный, кратковременный).

Допустимые токовые нагрузки для нормального длительного режима кабельной линии определяют по таблицам, приведенным в электротехническом справочнике. Эти нагрузки зависят от способа прокладки кабеля и вида охлаждающей среды (земля, воздух).

Для кабелей, проложенных в земле, длительно допустимые токовые нагрузки приняты из расчета прокладки одного кабеля в траншее на глубине 0,7... 1 м при температуре 15 °С. Для кабелей, проложенных в воздухе, температура окружающей среды принята равной 25 °С. Если расчетная температура t окружающей среды отличается от принятых условий tn, то при определении допустимых токовых нагрузок, как и для воздушных линий, вводят поправочный коэффициент К.

За расчетную температуру почвы принимают набольшую среднемесячную температуру (из всех месяцев года) на глубине прокладки кабеля. За расчетную температуру воздуха принимают наибольшую среднюю суточную температуру, повторяющуюся не менее 3 дней в году.

Допустимая кратность перегрузки кабелей с полиэтиленовой и поливинилхлоридной изоляцией значительно меньше и не должна превышать соответственно 1,1 и 1,15.

Для определения возможности повышения длительно допустимых нагрузок кабельных линий по сравнению с расчетными рекомендуется контролировать температурные режимы кабелей опытным путем.

Температуру кабелей рекомендуется измерять при самых неблагоприятных условиях работы: максимальной нагрузке и наивысшей температуре окружающей среды. При равномерном графике нагрузки кабельной линии в течение суток температуру оболочки кабеля достаточно измерить дважды с интервалом в 1 ... 2 ч. Если график нагрузки неравномерен, температуру оболочки кабеля измеряют в течение суток через каждые 1. . . 2 ч, измеряя одновременно значение нагрузки. По полученным данным строят суточные графики температуры оболочки кабеля и его нагрузки. При подсчете температуры жилы кабеля за to6 принимают максимальное значение температуры оболочки по графику, а за /Иэм-- максимальное значение нагрузки длительностью не менее 2 ч, хотя эти значения могут быть сдвинуты по времени.

Температуру окружающей среды для кабелей, проложенных в каналах, измеряют на входе и выходе из них; для кабелей, проложенных в земле,-- на расстоянии 3... 5 м от крайнего кабеля на глубине его прокладки.

На ответственных кабельных линиях, отходящих от распределительных устройств, с постоянным дежурным персоналом, контроль за токовыми нагрузками ведут постоянно, по стационарным измерительным приборам, показания которых заносят в суточные ведомости. Для наглядности на шкалах щитовых амперметров красный чертой отмечен допустимый ток кабельной линии. При, отсутствии дежурного персонала нагрузки кабельных линий контролируют 2...3 раза в год: один раз 8 летний и 1... 2 раза в осенне-зимний максимумы.

Одновременно jc контролем токовых нагрузок измеряют рабочее напряжение кабельных линий. Рабочее напряжение линий в нормальных условиях эксплуатации не должно превосходить номинальное более чем на 15 %* На основании результатов контроля токовых нагрузок, температурных режимов, напряжения сети инженерно-технический персонал проводит мероприятия по обеспечению экономичной и безаварийной работы кабельной сети.



Лекция 22. Осмотры линий

В процессе эксплуатации линию подвергают периодическим и внеочередным осмотрам. Периодические осмотры BJ1 подразделяются на дневные, ночные, верховые и кодарольные.

При дневных осмотрах проверяют состояние элементов ВЛ и ее трассы. Во время осмотров устраняют мелкие повреждения, подтягивают бандажи, восстанавливают нумерацию опор. Элементы линии, недоступные для осмотра с земли невооруженным глазом, монтер- обходчик осматривает через бинокль.

Во время ночных осмотров В Л выявляют свечение или искрение в местах соединений, которое возникает при неудовлетворительном состоянии контактов, а также выявляют дефектные лампы уличного освещения.

При дневных и ночных осмотрах линии обходе не должен подниматься, на опоры -- линия находится под напряжением. Однако при обнаружений неисправностей аварийного характера обходчик обязан быстро сообщить об этом руководству. Неисправности аварийного характера следует исправлять немедленно.

Но не все дефекты могут быть выявлены в результате осмотра с земли. Поэтому проводят, верховые осмотры воздушных линий. Линию при этом отключают и заземляют. Во время верхового осмотра проверяют крепление изоляторов и арматуры, степень загрязнения изоляторов, состояние верхних частей опор, состояние соединений проводов, а также натяжение и крепление оттяжек и т. п.

С целью контроля работы персонала, обслуживающего ВЛ, проверки выполнения противоаварийных мероприятий, общей оценки состояния ВЛ и их трасс инженерно-технический персонал периодически проводит выборочные контрольные осмотры линий.

Внеочередные осмотры воздушных линий электропередачи проводят при наступлении гололеда, сильных морозов (ниже -40°С), после ледоходов, разлива рек, при лесных и степных пожарах, а также после автоматического отключения линии.

При проведении периодических осмотров обращают внимание на следующее:

а) чистоту трассы, касание проводов ветвям деревьев;

б) наличие ожогов, трещин, боя, изоляторов, обрывов проводов, целость вязок, регулировку проводов;

в) состояние опор и крен их вдоль и поперек линии, целость бандажей и заземляющих устройств;

г) состояние соединителей, наличие набросов;

д) состояние вводных ответвлений и предохранителей;

е) не проводятся ли на трассе строительные работы без разрешения и не хранятся ли на ней какие-либо материалы.

Все повреждения, нарушения и дефекты, обнаруженные во время осмотров, записывают в листок осмотра.

Систематические осмотры трасс кабелей монтеры проводят в сроки, установленные местными инструкциями, но не реже одного раза в 3 мес, а осмотры концевых муфт и кабельных колодцев -- один раз в год. Сроки контрольных осмотров кабельных линий инженерно- техническим персоналом устанавливают с учетом местных условий.

Внеочередные обходы трасс проводят весной во время таяния снега, ледоходов, паводков, после ливней и в период осенних дождей, когда наблюдаются наибольшие размягчения и размыв грунта, в результате чего возможны повреждения кабелей.

При осмотрах необходимо проверять, чтобы на трассе не выполнялись работы, не согласованные с эксплуатирующей организацией: строительство сооружений, посадка деревьев, устройство складов, свалок, земляные работы на глубине более 0,3 м и планировка грунта при помощи механизмов.

Кроме этого, при обходах кабельных линий необходимо:

а) проверить, нет ли размывов, провалов, Креплений, угрожающих целости кабелей в местах пересечений их с канавами, кюветами, оврагами;

б) убедиться в наличии и проверить состояние 'постоянных предупредительных плакатов, пикетов-ориентиров на трассе линии;

в) в местах перехода кабелей на стены зданий ил а опоры воздушных линий электропередачи проверить защиту кабелей от механических повреждений, исправность концевых муфт и т. п.;

г) осмотреть соединения стыков рельсов в местах пересечений и сближений кабельных линий с электрифицированными железными дорогами на расстоянии не менее 100 м в обе стороны от пересечения или сближения.

Перечень вопросов, на которые необходимо обращать внимание, значительно расширяется при осмотрах кабелей, проложенных открыто и в воде, а также кабельных колодцев (состояние антикоррозионных покрытий, наличие маркировки и т. д.).

Все дефекты, обнаруженные при обходах и осмотрах трасс кабельных линий, записывают в журнал. Кроме этого, о дефектах, требующих немедленного устранения, обходчик обязан срочно сообщить непосредственному начальнику. В дальнейшем инженерно-технический персонал на основании просмотра журналов дефектов намечает мероприятия по их устранению и сроки. Если объем работ большой или необходимы большие материальные затраты, работы включают в план капитального ремонта.

Если во время обхода обнаружены нарушения действующих «Правил по охране высоковольтных электрических сетей» (например, ведутся земляные работы без разрешения и согласования), то необходимо на месте прекратить эти работы и составить акт о нарушении правил, сообщить об этом вышестоящему начальству и записать в журнал обходов.

По правилам технической эксплуатации землеройные машины могут работать на расстоянии не ближе 1 м от кабелей. Пневматические инструменты для рыхления грунта над кабелями можно применять лишь на глубине не более 0,3 м при нормальной глубине заложения кабелей. Клинбабы и другие ударные механизмы разрешается применять на расстоянии не ближе 5 м от кабелей.

Во время проведения работ следует обеспечить периодический контроль за соблюдением мер по сохранности кабельных линий,

Лекция 23. Профилактические измерения и испытания на воздушных и кабельных линиях

Проверка состояния деревянных опор. Один из основных недостатков деревянных опор -- подверженность загниванию. Разные части деревянных опор загнивают неодинакова Загнивание древесины быстро развивается при влажности 30... 60 %, которая наблюдается в подземной части приставок, торцах деталей опор и местах сопряжения деталей, где долго задерживается влага. Поэтому степень загнивания древесины опоры определяют на глубине 30 ... 40 см ниже уровня земли, на уровне земли, у верхних бандажей, в местах закрепления раскосов.

По глубине и характеру распространения загнивания может быть определен эквивалентный диаметр оставшейся здоровой части древесины и решен вопрос с необходимости замены той или иной детали. При проверке древесины на загнивание осматривают и простукивают детали по всей длине, измеряют глубину загнивания в опасном сечении, определяют глубину трещин.

Внешний осмотр позволяет выявить поверхностные очаги загнивания (круговые или местные), трещины. При простукивании молотком (массой не более 0,4 кг) по звуку выявляют наличие внутреннего загнивания.

После определения опасного сечения, наиболее подверженного гниению, измеряют глубину загнивания специальными пружинными приборами, а при отсутствии таких приборов -- щупом или буравчиком.

При измерении глубины загнивания прибором ПД-1 в древесину погружают иглу и прибор показывает. усилие прокалывания. Границу здоровой древесины определяют по резкому изменению усилия прокалывания. Загнивающие детали (стойки, приставки и т. д.) измеряют в трех точках по окружности детали.

При полном внутреннем загнивании и толщине здорового слоя меньше 2 см деталь подлежит немедленной замене. Если эквивалентный диаметр больше расчетного на 2... 4 см, деталь остается в эксплуатации с ежегодной проверкой, а при большем превышении эквивалентного диаметра над расчетным -- с проверкой через 3 года. Сквозные трещины, крупные сучки ослабляют древесину; чтобы это учесть, эквивалентный диаметр уменьшают на 1 ... 2 см.

Проверка состояния железобетонных опор и приставок. В процессе изготовления, транспортировки и эксплуатации в железобетонных опорах и приставках могут возникать трещины. Незначительные трещины не вызывают особых опасений, но при увеличении их размеров влага проникает' в них, вызывает коррозию арматуры и механическая прочность опоры резко снижается.

При проверке состояния железобетонных опор и приставок их осматривают, измеряют ширину раскрытия трещин, определяют размеры раковин, сколов. На железобетонных опорах допускаются раковины и выбоины размером не более 10 мм (по глубине, ширине, длине) и по числу не более двух на 1 м длины. Обнаруженные трещины промазывают полимерцементным раствором и краской.

Проверка заземляющих устройств. С течением времени сопротивление заземляющих устройств может изменяться. В основном это происходит из-за непостоянства удельного сопротивления грунта, которое в широких пределах изменяется от содержания влаги в почве. Кроме этого, может изменяться площадь сечения заземлителей, заземляющих проводников вследствие разрушения коррозией или механического повреждения элементов заземляющего устройства.

Заземляющие устройства осматривают, измеряют их сопротивление. При проверке заземляющих устройств выборочно вскрывают грунт. Обращают внимание на глубину заложения (обычно не менее 0,5 м,. а на пахотной земле 1 м), на размеры стальных заземлителей и заземляющих проводников.

Сопротивление заземляющих устройств следует проверять в периоды наименьшей проводимости почвы: летом при наибольшем просыхании почвы, зимой при наибольшем промерзании, Сопротивления заземляющих устройств измеряют специальными приборами МС-07 и М-416. Принцип действия прибора М-416 основан на компенсационном методе измерения с применением вспомогательного токового заземлителя и потенциального электрода (зонда). Токовый зонд устанавливают для создания цепи переменного тока, получаемого от собственного электронного преобразователя постоянного тока батареи в переменный, через испытуемое заземляющее устройство. При помощи потенциального электрода создают вспомогательную цепь встречного компенсационного тока через испытуемый заземлитель. Путем изменения сопротивления (тока) во вспомогательной цепи создают режим полной компенсации и по положению движка реохорда делают отчет.

Для надежной работы плавких вставок предохранителей и отключения автоматов при однофазном коротком замыкании в конце линии сопротивление петли фаза-нуль должно быть таким, чтобы возникший ток короткого замыкания превышал по крайней мере в 3 раза номинальный ток плавкой вставки и в 1,25... 1,4 раза ток отключения мгновенного расцепителя автомата, Для этого в сетях с занулением для наиболее удаленных электроприемников не реже одного раза в 5...6 лет измеряют сопротивление петли фаза-нуль. В настоящее время для этой цели существуют специальные приборы М-417 для контроля сопротивления цепи фаза-нуль без отключения питающего напряжения линии.

Проверка расстояний провода до поверхности различных объектов на пересечениях. В процессе эксплуатации стрелы провеса и габариты ВЛ могут изменяться вследствие вытягивания проводов, проскальзывания их в креплениях и на изоляторах, наклонов опор, изменения конструкции опор при ремонтных работах на линии, прокладки под ними дорог и т. п. Поэтому стрелы провеса и габариты линий измеряют тогда, когда их соответствие проектным данным вызывает сомнение.

При снятом напряжении расстояние от проводов ВЛ. до поверхности земли измеряют при помощи веревки, рулетки, или рейки. Расстояние по горизонтали от проводов до строений, деревьев и других предметов, расположенных вблизи линий, измеряют непосредственно. Стрелы провеса измеряют угломерными приборами либо методом глазомерного визирования. Второй метод наиболее простой и точный. На стойках смежных опор закрепляют параллельно земле по одной рейке на расстоянии по вертикали от точки крепления провода, равном значению ожидаемой стрелы провеса, провода для; проверяемого пролета при данной температуре. Наблюдатель располагается на одной из опор так, чтобы его глаза были на уровне рейки. Монтер перемещает ее до тех пор, пока низшая точка провисания не будет находиться на прямой, соединяющей обе визирные рейки. Стрелу провеса определяют как среднее арифметическое расстояний от точек подвеса до каждой рейки. Фактически стрела провеса проводов не должна отличаться от нормируемой более чем на 5%.

Испытания кабелей. Профилактические испытания кабельных линий проводят не реже одного раза в год. Кабели, находящиеся в благоприятных условиях по нагрузке (температурному режиму), способу прокладки (исключена возможность механических повреждений), испытывают не реже одного раза в 3 года.

Внеочередные испытания кабельных линий проводят после ремонтных работ и окончания земляных работ на трассе кабельных линий. Во время проведения профилактических испытаний проверяют следующее: сопротивление изоляции, целость жил и фазировку, температуру кабеля, сопротивление заземления концевых заделок; измеряют блуждающие токи,

Испытание кабелей проводят путем измерения сопротивления изоляции мегомметром на напряжение 2ЮЙ В, которое должно быть не ниже 0,5 МОм. Целость жил и фазировку кабельной линии при эксплуатации проверяют после перемонтажа муфт или отъединения жил кабеля, пользуясь при этом мегомметром или указателем напряжения.

Температуру кабеля измеряют в соответствии с указаниями местных инструкций на тех участках трассы, на которых возможны перегревы кабелей. Температуру нагрева измеряют термопарами, термосопротивлениями и лишь в крайнем случае термометрами.

Сопротивление заземления концевых заделок измеряют при капитальном ремонте заземляющих устройств. В остальных случаях проверяют целость заземляющего проводника, соединяющего концевую заделку с шиной заземляющего устройства.

Надежность работы кабельной линии определяется состоянием оболочек кабеля. Нарушение герметичности оболочек, проникновение воздуха и влаги во внутренние полости кабеля приводят к электрическому пробою изоляции. Металлические оболочки кабелей в процессе эксплуатации могут разрушаться вследствие химического или электрического взаимодействия с окружающей средой. Наиболее повержены разрушению оболочки кабельных линий, проложенных в земле, от электролитической' коррозии, вызываемой блуждающими токами. Источник блуждающих токов -- электрифицированный рельсовый транспорт, где в качестве обратного провода используют рельсовые пути.

В месте ухода тока с металлической оболочки в землю (анодная зона) металл растворяется. Количество растворяющегося металла пропорционально силе блуждающего тока, продолжительности его действия и зависит от вида металла, из которого выполнены оболочки кабельных линий.

Для определения коррозионной опасности и разработки мер защиты кабельной линии в первый год эксплуатации блуждающие токи замеряют не менее 2 раз. Для этого на кабельных линиях проводят комплекс испытаний, в процессе которого определяют следующее:

а) разность потенциалов между оболочками кабеля и землей;

б) плотность тока, стекающего с кабели в землю;

в) силу и направление тока, протекающего по оболочке кабеля.

Периодичность измерений в последующие годы устанавливают на основании результатов первых измерений и анализа коррозионных зон.

Для обнаружения опасных зон, где оболочки кабеля имеют положительный потенциал по отношению к земле, измеряют разность потенциалов (относительно зоны с нулевым потенциалом). Опасными считаются участки в анодных и знакопеременных зонах, где бронированные кабели проложены в малоагрессивных грунтах (удельное сопротивление почвы более 20 ОМ-м) при среднесуточной плотности тока утечки в землю более 0,15 мА/дм2 и при любом токе утечки для кабелей, проложенных в агрессивных грунтах. При обнаружении опасных участков принимают меры по предотвращению разрушения кабелей электрокоррозией. Для этого применяют катодную поляризацию, протекторную защиту или электрический дренаж.

Наиболее опасными зонами являются места расположения тяговых подстанций, отсасывающих линий (линии, соединяющие различные точки рельсового пути непосредственно с отрицательной шиной источника питания), места пересечения и сближения трасс кабельных линий с рельсовыми путями.

Для проведения комплекса испытаний отрывают шурфы. При измерении потенциалов оболочек кабеля по отношению к земле по схеме для избежание появления погрешностей от возможности появления гальванических пар применяют неполяризующийся медносульфитный заземляющий электрод сравнения (если разность потенциалов не более 1 В).

При больших разностях потенциалов могут быть использованы металлические электроды -- штыри.

Полное представление о блуждающих токах в районе расположения кабельных сетей может быть получено после построения по результатам замеров потенциальных диаграмм блуждающих токов на плане кабельных сетей. На основании анализа построенных диаграмм можно принять правильное решение по защите кабельных сетей от коррозии блуждающими токами.

Определение мест повреждений кабелей. Для установления характера повреждения кабельную линию отключают от источника питания. При этом отключают все электроприемники и с обоих концов мегомметром из- меряют сопротивление изоляции каждой токоведущей жилы по отношению к земле и между каждой парой жил, а также убеждаются в отсутствии обрыва токоведущих жил.

Сопротивление перемычки, соединительных концов, переходных контактов может влиять на точность результатов измерений. Поэтому при втором измерении необходимо поменять местами концы жил кабельной линии, присоединяемые к мосту. Измерения выполнены правильно, если измеряют емкость оборванной жилы. Расстояние до места повреждения. В качестве генератора импульсов обычно используют испытательную установку высокого напряжения постоянного тока, в схему которой дополнительно вводят зарядную емкость 3 и разрядник. От высоковольтной выпрямительной установки заряжается конденсатор 3. Когда напряжение на нем достигает значения, соответствующего пробивному напряжению разрядника 2, происходит пробой разрядника. При этом в кабель посылается импульс высокого напряжения. Достигнув места повреждения, этот импульс создает пробой -- искровое перекрытие с жилы на оболочку кабеля. На поверхности земли искровые разряды прослушивают акустическим индукционным прибором, который состоит из пьезоакустического датчика с усилителем, головного телефона и выносной индукционной рамки.

Индукционный метод применяют для определения места повреждения кабельной линии непосредственно на трассе. Он основан на принципе улавливания магнитного поля над кабелем, создаваемого током звуковой (тональной) частоты, пропускаемым по кабельной линии. По поврежденной жиле кабеля пропускают ток от генератора тональной частоты 800... 1000 Гц. При этом вокруг кабеля образуется магнитное поле, напряженность которого пропорциональна силе тока в кабеле, глубине залегания и расстоянию от оси кабеля.

Оператор, продвигаясь вдоль трассы кабеля, при помощи приемной рамки (антенны), усилителя и телефонных наушников может определить характер распространения этого поля и, следовательно, трассу: кабельной линии, места расположения муфт, глубину заложения кабеля и места повреждений.

Лекция 24. Подготовка к пуску электрических машин. Пуск асинхронного двигателя

При приеме смонтированной электрической машины в эксплуатацию ее необходимо тщательно осмотреть, подтянуть крепежные детали. Машина, ее пускозащитная аппаратура и вспомогательное оборудование должны быть доступны для осмотра, ремонта и соответствовать условиям эксплуатации.

На электродвигателях и приводных, механизмах нужно стрелками указать направление вращения, проверить свободное вращение вала.

Аппаратуру управления следует располагать ближе к электрическим машинам в местах, удобных для обслуживания и ремонта. Если аппаратура управления находится вне видимости электропривода, то нужно установить дополнительную кнопочную станцию непосредственно у электродвигателя и обеспечить сигнализацию о предстоящем пуске механизма.

Для контроля напряжения на щитах должны быть установлены вольтметра или сигнальные лампы, а для наблюдения за режимом работы электрических машин -- амперметры.

У электрических машин переменного тока при их приемке в эксплуатацию необходимо измерить сопротивление изоляции между фазами и между фазами и корпусом. Для измерения используют мегомметр напряжением 500... 1000 В для машин с номинальным напряжением до 1000 В. Значение сопротивления изоляции обмоток должно быть не ниже 0,5 МОм. Сопротивление изоляции катушек аппаратов также должно составлять не менее 0,5 МОм.

Корпуса электрических машин заземляют. Причем заземляющие проводники размещают так, чтобы они были доступны для осмотра, и окрашивают в Отличительный цвет (обычно черный). Кроме того, создают надежный контакт заземляющих проводников с машиной. В местах, где возможны механические повреждения, проводники защищают.

Перед пуском асинхронного двигателя определяют начала и концы фаз опытным путем. Наиболее простой способ индукционный. Сущность его заключается в следующем. Вначале, определив при помощи контрольной лампы или мегомметра начала и концы фаз, соединяют между собой два проводника, принадлежащие различным фазам. На две последовательно соединенные фазы подают переменное напряжение 127... 220 В, а к третьей фазе подключают, контрольную лампу или вольтметр. Если фазы подключены одноименными выводами, например «началами» или «концами», Напряжение на третьей фазе будет отсутствовать. Затем подключенную ранее к вольтметру или лампочке фазу меняют местами с одной из двух последовательно соединенных фаз и аналогично проводят маркировку третьей фазы

Прямой пуск асинхронного короткозамкнутого двигателя чрезвычайно прост и заключается в замыкании пускового аппарата на сеть. При пуске короткозамкнутых двигателей следует учитывать, что пусковой ток в 5... 7 раз превышает номинальный. Поэтому такие двигатели могут выдерживать максимально 3 пуска из холодного состояния с интервалом около одной минуты и 1 ... 2 пуска при горячем состоянии.

Асинхронный двигатель е фазным ротором запускают при помощи пусковой аппаратуры, подключенной к цепи ротора. При этом рукоятку пускового реостата устанавливают в положение «Пуск», щетки опускают на контактные кольца при разомкнутом короткозамыкающем устройстве. После включения коммутирующего аппарата двигатель начинает вращаться, после чего сопротивление реостата медленно выводят. Когда ротор достигнет номинальной частоты вращения, пусковой реостат полностью выводят. При этом щетки поднимаются и обмотка ротора автоматически закорачивается. После отключения электродвигателя рукоятку, - пускового реостата устанавливают в положение «Пуск», для того чтобы подготовить электродвигатель к следующему пуску.

Как указывалось выше, при пуске асинхронного короткозамкнутого двигателя пусковой ток может достигнуть 7-кратного значения по сравнению с номинальным. Поэтому при питании электродвигателя от источника малой мощности может произойти резкое снижение напряжения в сети, что вызовет ухудшение работы других потребителей, питающихся от этого же источника.

Для снижения значения пусковых токов асинхронных короткозамкнутых двигателей существует ряд способов пуска: пуск двигателя с переключением обмотки со звезды на треугольник (для двигателя, имеющего нормальное соединение обмотки в треугольник), автотрансформаторный пуск и пуск при помощи реактора.

Однако при этих "Способах пуска требуется дополнительная аппаратура, что приводит к некоторому усложнению и удорожанию электропривода.

При пуске асинхронных электродвигателей от резервных электростанций первым запускают двигатель с наиболее тяжелыми условиями пуска. Затем постепенно пускают остальные электродвигатели. При этом должны быть предусмотрены форсировка возбуждения генератора в период пуска электродвигателей и наличие регулятора скорости первичного двигателя генератора.

Лекция 25. Объем и сроки технического обслуживания и ремонта электродвигателей

Электродвигателей в зависимости от характера среды, в которой они работают. Например, для асинхронных электродвигателей периодичность их технического обслуживания при работе от 8 до 16 ч в сутки в чистых, сухих, пыльных, влажных и сырых Помещениях, на открытом воздухе или под навесом и в сырых помещениях с выделением аммиака для электродвигателей А02, УА, Д, А02...СХ составляет 1 ... 3 мес, а периодичность текущих ремонтов --9... 24 мес.

Следует учесть, что электропромышленность уже выпускает подшипники для электродвигателей на 20 тыс. ч работы без замены смазки. При односменной работе тех же электродвигателей сроки обслуживания и ремонта увеличиваются в 1,4 раза, а при трех сменах уменьшаются в 0,6 раза. Продувку, очистку и замену смазки в подшипниках следует совмещать с плановыми ремонтами и техническими обслуживаниями.

Продувку и очистку электродвигателей, работающих в условиях загрязненности или запыленности, без их разборки (в зависимости от условий работы) выполняют через 10... 20 рабочих смен.

...