СПРАВОЧНИК
ПО РЕМОНТУ, НАЛАДКЕ
И ТЕХНИЧЕСКОМУ
ОБСЛУЖИВАНИЮ
ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ
2007

18ВЫ 978-5-89621-114-3 Набор и компьютерная верстка издательства "Вента-2"
603006, Нижний Новгород, ул. Горького, 220
тел. (831)278 47 42
© Издательство "Вента-2", 2007
Введение
В последнее время органами контроля и надзора, осуществляющими функции по
контролю и надзору в сфере безопасности электрических и тепловых установок и
сетей, отмечается все возрастающее снижение уровня квалификации персонала,
занимающегося обслуживанием, ремонтом, испытаниями и наладкой
электрооборудования и электроустановок, и, как следствие, некачественное
выполнение этих работ.
В некоторых случаях, особенно на небольших предприятиях и у физических лиц,
персонал, занимающийся обслуживанием и ремонтом электрооборудования, не
имеет каких-либо четких представлений и понятий о данной сфере деятельности, что
приводит к катастрофическому состоянию электроустановок.
Все это связано с ухудшением уровня подготовки ремонтного
электротехнического персонала, его руководителей, а также с нехваткой
действующего квалифицированного ремонтного персонала, способного обеспечить
как организацию, так и проведение качественных мероприятий по обслуживанию,
ремонту и наладке электрооборудования и электроустановок.
Данное издание представляет производственно-практический и теоретический
материал, позволяющий восполнить пробелы в подготовке ремонтного
электротехнического персонала и способствовать повышению его квалификации и,
как следствие, качественному выполнению работ по обслуживанию, ремонту и
наладке электроустановок Потребителей в объеме требований разделов «Правил
технической эксплуатации электроустановок потребителей».
В справочнике приведены основные требования нормативных документов по
эксплуатации, ремонту и наладке электроустановок.
В частности, рассмотрены вопросы технического обслуживания, включающего:
осмотры, текущие ремонты, профилактические измерения (испытания)
электрооборудования; организацию ремонта (последовательность и основные
технологические операции); общие методы выявления дефектов, методы
опробования, измерений (испытаний), а также оценки состояния электроустановок
для принятия решения либо о их дальнейшей эксплуатации, либо о проведении
ремонтных работ.
В случае, если читателя не удовлетворит полученная информация и он не найдет
ответы на некоторые свои вопросы, рекомендуется обращаться к специальной
литературе.
Книга может представлять интерес для эксплуатационного и ремонтного
персонала, энергетиков, работников испытательных электротехнических
лабораторий, а также для студентов высших и слушателей средних специальных
заведений, обучающихся по электроэнергетическим специальностям.
-3-

ПРИНЯТЫЕ ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ
Термин
Абонент
(энергоснабжаю-
щей организации)
Капитальный
ремонт
Межосмотровый
период
Межремонтный
период
Модернизация
Наладка электро-
оборудования
Номинальный
режим
Номинальный
режим работы
электро-
технического
изделия
(устройства,
электрооборудо-
вания)
Определение
Потребитель электрической энергии (тепла),
энергоустановки которого присоединены к
сетям энергоснабжающей организации
Ремонт, выполняемый для восстановления
неисправности и полного или близкого к
полному ресурса изделия с заменой или
восстановлением любых его частей, включая
базовые
Наработка между двумя плановыми осмот-
рами, предусмотренными соответствующими
правилами технической эксплуатации и
безопасности эксплуатационными инструк-
циями заводов-изготовителей. Межосмотро-
вый период исчисляется в месяцах
календарного времени.
Наработка объекта между двумя плановыми
ремонтами, выраженная в месяцах
календарного времени.
Приведение характеристик находящегося в
эксплуатации оборудования в соответствие с
современными требованиями и улучшение
его технических характеристик путем
внедрения частичных изменений и
усовершенствований в конструкцию или
схему оборудования
Комплекс работ по ревизии электрообору-
дования, проведению измерений (испыта-
ний), снятию необходимых характеристик,
проверке и настройке схем электрических
соединений электрооборудования и
различных устройств управления, релейных
защит и автоматики
Совокупность расчетных величин и условий
работы
Режим работы, при котором значение каждого
из параметров режима равны номинальным
Стандарт
ГОСТ 19431-84
СТМЭК50(151)-78
ГОСТ 18311-80
-5-

Термин
Потребитель
(электрической
энергии)
Плановый ремонт
Ремонт
Ремонтопригод-
ность
Ресурс
Сохраняемость
Текущий ремонт
Техническое
обслуживание
Электрооборудо-
вание
Определение
Предприятие, организация, территориально
обособленный цех, строительная площадка,
квартира, у которой приемники электрической
энергии присоединены к электрической сети и
используют электроэнергию
Ремонт, постановка на который осуществля-
ется в соответствии с требованиями
нормативно-технической документации
Экономически оправданный комплекс работ
для восстановления работоспособности
объекта путем замены изношенных и
отказавших элементов, наладка и
регулирование параметров объекта с
доведением их до пределов, предусмотренных
техническими условиями
Свойство объекта, заключающееся в приспо-
собленности к поддержанию и восстанов-
лению работоспособного состояния путем
технического обслуживания и ремонта
Суммарная наработка объекта от начала его
эксплуатации или ее возобновления после
ремонта до перехода в предельное состояние
Свойство объекта сохранять в заданных
пределах значения параметров, характери-
зующих способности объекта выполнять
требуемые функции в течение и после хранения
и(или)транспортирования
Ремонт, выполняемый для обеспечения или
восстановления работоспособности изделия
(объекта) и состоящий в замене и (или)
восстановлении отдельных частей
Комплекс операций или операция по поддер-
жанию работоспособности или исправности
объекта при использовании по назначению,
ожидании,хранении и транспортировании
Совокупность электротехнических изделий и
(или) электротехнических устройств, предназ-
наченных для выполнения заданной работы
Совокупность объединенных общими
признаками электротехнических устройств,
предназначенных для производства,
преобразования, передачи, распределения или
потребления электроэнергии, например,
машины, трансформаторы, аппараты и т.д.
Стандарт
ГОСТ 19431-84
ГОСТ 27.002-89
ГОСТ 27.002-89
ГОСТ 27.002-89
СТ СЭВ 2418-80
ГОСТ 18311-80
-6
Термин
Электроустановка
Эксплуатация
Определение
Совокупность взаимоподключенного друг к
другу электрооборудования, выполняющая
определенную функцию, например, произ-
водство, преобразование, передачу, распре-
деление, накопление или потребление
энергии
Любое сочетание взаимосвязанного электро-
оборудования в пределах данного прост-
ранства или помещения
Энергоустановка, предназначенная для
производства или преобразования, передачи,
распределения или потребления электричес-
кой энергии
Стадия жизненного цикла изделия (объекта),
на которой реализуется, поддерживается или
восстанавливается его качество
Стандарт
СТ СЭВ 2726-80
ГОСТ 30331.1-95
ПОСТ Р 50571.1-93
ГОСТ 19431-84
-7-

ОРГАНИЗАЦИЯ РЕМОНТА ЭЛЕКТРОУСТАНОВОК
Виды и причины повреждения электрооборудования. Работа
электрооборудования неизбежно сопряжена с его постепенным износом и
вследствие этого с необходимостью периодических ремонтов. Износ
электрооборудования по характеру и вызывающим его причинам можно
условно разделить на механический, электрический и моральный.
Механический износ электрооборудования происходит из-за длительных
переменных или постоянных механических воздействий на его отдельные
детали или сборочные единицы, в результате чего изменяются их
первоначальные формы или ухудшаются качества, например, образование
на поверхности коллектора электрической машины глубоких борозд -
"дорожек", выработок. Причиной быстрого механического износа
коллектора может стать длительное воздействие на него щетки, прижатой с
усилием, превышающим допустимое усилие нажатия, или неправильный
подбор марки щетки, например, более твердой, чем та, на которую рассчитан
коллектор.
В электрических аппаратах механический износ выражается в истирании
(абразивном износе) и изменении первоначальной формы контактов,
ослаблении пружин механизма и др. В электрических двигателях из-за
трения механически изнашиваются, главным образом, шейки валов,
подшипники и контактные кольца роторов.
Электрический износ - невосстановимая потеря электроизоляционными
материалами электрооборудования изоляционных свойств. Электрически
изнашиваются, например, пазовая изоляция электрических машин,
изоляция проводов обмотки трансформатора, изолирующие детали
аппаратов и др. Электрический износ изоляции чаще всего является
следствием длительной работы электрооборудования, воздействия на
изоляцию недопустимо высоких температур или химически агрессивных
веществ, что приводит к интенсивному "старению" изоляции и в результате
этого к витковым замыканиям в обмотках и катушках, пробою изоляции и
появлению потенциалов опасной величины на частях электрооборудования,
нормально не находящихся под напряжением, т. е. к повреждениям,
устранение которых требует капитального ремонта электрооборудования
Моральный износ - результат старения вполне исправного резервного
или работающего электрооборудования, дальнейшая эксплуатация которого
нецелесообразна из-за создания нового, технически более совершенного
или более экономичного оборудования аналогичного назначения. Этот вид
износа электрооборудования - закономерный процесс, обусловленный
развитием науки и непрерывным техническим прогрессом. Однако
эксплуатация морально износившегося электрооборудования может стать
технически и экономически целесообразной, если при капитальном ремонте
осуществить модернизацию, при которой его технико-экономические
параметры могут быть максимально приближены к параметрам
аналогичного, более совершенного электрооборудования.
-9-

Эксплуатация электроустановок представляет собой подготовку
электроустановки к использованию по назначению путем технического
обслуживания, включая диагностику и дефектовку, ремонт и испытания,
хранение и транспортировку.
Основная задача эксплуатации - добиться бесперебойной, надежной и
качественной работы электроустановки с обеспечением её наилучших
технико-экономических показателей.
Для осуществления этой задачи необходимо проводить плановое
техническое обслуживание, включающее проведение планово-
предупредительных ремонтов, профилактических испытаний и осмотров.
Сложившаяся система технического обслуживания и ремонтов
электрооборудования как на энергетическом, так и на промышленном
предприятии базируется, как правило, на проведении периодических
плановых работ, т. е. в ее основе - обслуживание по истечении заданного
периода работы. Определение объемов и видов работ, сроков их проведения
определяется состоянием электроустановки и требует создания
эффективной системы технического диагностирования.
Цель диагностики - определение работоспособности электроустановки
в данный момент времени и выявление дефектов ее отдельных узлов. Важно
не только определение характера дефекта, но и точного места его
нахождения. На базе данных, получаемых лри диагностических испытаниях,
делается вывод о соответствии конкретной электроустановки техническим
условиям и о тех мерах, которые необходимо предпринять для того, чтобы
электроустановка соответствовала этим условиям.
Кроме того, диагностика дает данные для осуществления ремонтных
работ или изменения характера и условий эксплуатации, и это - главное.
Вопросы диагностики тесно связаны с критериями работоспособности
электроустановки, анализ которых позволяет сделать заключение о ее
техническом состоянии, а также с прогнозированием технического
состояния, которое означает определение будущего состояния
электроустановки на основе изучения многочисленных диагностических
факторов.
Прогнозирование позволяет своевременно обнаружить неблагоприятное
состояние электроустановки, разработать рекомендации по повышению
уровня надежности, включающие либо качественное и своевременное
проведение всех видов ремонтов, либо замену электроустановки (ее
элементов).
Дефектовка электроустановок
Правильно оценить работоспособность любой электроустановки по
результатам контроля можно, лишь сделав верное предположение о
возможных дефектах и их местоположении. Для этого необходимо:
- учесть скорость и характер изменения значений контролируемых
параметров и сопоставить текущие их значения с предельными
(браковочными);
-10-
- выявить особенности эксплуатации данной электроустановки, учесть
опыт эксплуатации аналогичного оборудования;
- провести анализ совокупности полученных данных с целью установления
возможных причин изменения контролируемых параметров, определения
степени изношенности деталей и узлов и оценки их опасности с точки зрения
работоспособности объекта.
При определении дефектности оборудования браковочное значение
контролируемого параметра отличается от предельно допустимого
(браковочного норматива), который должен назначаться с учетом
периодичности контроля, чтобы за время между испытаниями текущее
значение контролируемого параметра не вышло за допустимые пределы.
Дефектовка узлов и деталей электрооборудования, как уже отмечалось,
производится по результатам диагностических и контрольных испытаний и
измерений, а дефектовка демонтированного оборудования производится
визуально и с применением соответствующих средств измерения и контроля
с учетом рекомендаций и технических характеристик заводов-изготовителей.
При отсутствии данных по предельным параметрам вопрос дальнейшей
эксплуатации или необходимости замены решается в каждом конкретном
случае ремонтным персоналом на основе опыта эксплуатации подобного
оборудования. При дефектовке электрооборудования составляется
ведомость дефектов.
В существующих условиях организации ремонтов ведомость дефектов
является одним из основных документов, которым руководствуются при
приемке ремонтных работ. От качества ее составления в большой степени
зависят результаты ремонта, техническое состояние и надежность
отремонтированного оборудования. Достаточно подробная и квалифици-
рованно составленная ведомость дефектов представляет собой своего рода
технические условия на ремонт. Поэтому составлением ведомостей дефектов
занимаются работники, имеющие высокую квалификацию, хорошо знающие
конструкцию и ремонтные особенности данной установки или технологического
оборудования, имеющие необходимый практический опыт работы в
эксплуатации и ремонте техники.
Классификация ремонтов и их планирование
Ремонт энергетического оборудования может осуществляться с
применением следующих стратегий ремонта:
- регламентированная;
- смешанная;
- по техническому состоянию;
- по потребности.
Сущность регламентированного ремонта заключается в том, что ремонт
выполняется с периодичностью и в объеме, установленном в
эксплуатационной документации, независимо от технического состояния
составных частей оборудования в момент начала ремонта.
Данная стратегия применяется для обеспечения ремонта оборудования,
эксплуатация которого связана с повышенной опасностью для
-11 -

обслуживающего персонала, в том числе оборудования, подконтрольного
органам контроля и надзора.
Сущность смешанной стратегии ремонта заключается в том, что ремонт
выполняется с периодичностью, установленной в нормативно-технической
документации (далее - НТД), а объем операций восстановления
формируется на основе требований эксплуатационной документации с
учетом состояния основных частей оборудования.
Ремонт по техническому состоянию заключается в том, что контроль
технического состояния выполняется с периодичностью и в объеме,
установленном в НТД, а момент начала ремонта и объем восстановления
определяется техническим состоянием составных частей оборудования.
По решению руководства предприятия часть неосновного оборудования
(вспомогательное оборудование) может быть переведена на ремонт по
техническому состоянию. Перечень такого оборудования составляется
руководителем энергетических служб и утверждается техническим
руководителем предприятия.
Ремонт по потребности заключается в том, что ремонт оборудования
производится только в случае отказа или повреждения составных частей
оборудования.
В нашей стране принята система планово-предупредительных ремонтов
(далее - ППР), основным содержанием которой являются плановость и
профилактика, т. е. плановое осуществление комплекса профилактических
работ и мероприятий по уходу за оборудованием и его ремонтом.
Система ППР - это комплекс методических рекомендаций, норм и
нормативов, предназначенных для обеспечения эффективной организации,
планирования и проведения технического обслуживания (далее - ТО) и
ремонта энергетического оборудования.
Планово-предупредительный характер системы ППР реализуется:
- проведением с заданной периодичностью ремонтов оборудования,
сроки выполнения и материально-техническое обеспечение которых
планируется заранее;
- проведением операций ТО и контроля технического состояния,
направленных на предупреждение отказов оборудования и поддержание его
исправности и работоспособности в интервалах между ремонтами.
Чередование, периодичность и объемы ремонтов устанавливаются
системой ППР в зависимости от режимов работы, технического состояния и
условий эксплуатации электрооборудования. При этом учитываются также
обеспечение бесперебойной работы предприятия, безопасность
обслуживающего персонала, увеличение межремонтных периодов и
сокращение продолжительности пребывания электрооборудования в
ремонте. Таким образом, система ППР - плановая система организационных
и технических мероприятий, выполнение которых направлено на
обеспечение продолжительной и безаварийной работы
электрооборудования.
В результате многолетнего применения системы ППР в ряде ведущих
отраслей промышленности резко снизились издержки на содержание
-12-
электрооборудования, сократилось число аварий электродвигателей,
трансформаторов и коммутационных аппаратов, повысилась
продолжительность работы электрооборудования, увеличилась
продолжительность межремонтного цикла, возросла культура ремонтного
обслуживания электрооборудования.
Фактически ремонт большей части оборудования неизбежно основан на
сочетании (в различных пропорциях) регламентированного ремонта и ремонта
по техническому состоянию. В этом случае структура ремонтного цикла
определяется совокупностью элементов оборудования, ремонт которых
основан на стратегиях регламентированного ремонта или ремонта по
наработке, а на нее накладываются сроки проведения ремонта элементов,
обслуживаемых по техническому состоянию.
Наиболее перспективным методом ремонта оборудования для
предприятий любых форм собственности является агрегатно-узловой метод,
при котором неисправные сменные элементы (агрегаты, узлы и детали)
заменяются новыми или отремонтированными, взятыми из оборотного фонда.
Ремонт оборудования может осуществляться собственными силами
предприятий, эксплуатирующих оборудование, сторонними
специализированными ремонтными предприятиями, а также
специализированными подразделениями заводов-изготовителей.
Для эффективной реализации системы ППР необходимо выполнение
следующих условий:
- энергетическая служба предприятия должна быть укомплектована
квалифицированным персоналом в соответствии со штатным расписанием,
иметь ремонтную базу с необходимой технологической оснасткой и
высокопроизводительным инструментом;
- ремонтный, дежурный и оперативный персонал^обязан знать и
соблюдать правила технической эксплуатации оборудования, правила
промышленной и пожарной безопасности;
- остановка оборудования на плановые ремонты производится по
утвержденным годовым и месячным планам-графикам в соответствии с
нормативной периодичностью и с учетом максимального использования
остановок на ТО и диагностирование оборудования;
- ремонты выполняются качественно, в запланированном объеме, с
максимальной механизацией тяжелых трудоемких работ;
- при ремонте широко применяется агрегатно-узловой метод и метод
ремонта крупных объектов по сетевому графику;
- обеспечивается организация поставок агрегатов, узлов и деталей от
заводов-изготовителей. Только детали несложной конфигурации
изготавливаются в собственных цехах;
- систематически по специальному плану проводятся работы по
повышению долговечности, снижению показателей аварийного выхода
энергооборудования из строя.
На технические и экономические показатели ремонта
электрооборудования большое влияние оказывает избранная система
организации планово-предупредительного ремонта.
-13-

Существуют три основные системы организации ППР электрооборудования
на предприятии: централизованная, децентрализованная и смешанная.
При централизованной системе ремонт электрооборудования выполняет
одна или несколько ремонтных служб, специализированных по видам
оборудования или роду работ. Эти службы подчинены главному энергетику
предприятия.
Эксплуатационный персонал, обслуживающий электрооборудование
цеха, подстанции, выполняет при этой системе лишь работы по надзору,
уходу и мелкому текущему ремонту.
Децентрализованная система отличается отсутствием
специализированных ремонтных служб; все электроремонтные работы
выполняет персонал, сосредоточенный в электроремонтных мастерских или
бригадах, находящихся в административном подчинении начальника
соответствующего производственного подразделения, например цеха или
пролета, а в оперативном - главного энергетика предприятия.
Смешанная система организации ремонта электрооборудования
отличается от других систем тем, что в производственных подразделениях
имеются не только свои электроремонтные мастерские и бригады,
выполняющие небольшие по объему и сложности ремонтные работы, но и
специализированные ремонтные службы, производящие сложные и
большие по объему работы, связанные с ремонтом электрооборудования.
Для крупных промышленных предприятий с мощным электрохозяйством
наиболее приемлемой, прогрессивной и экономически выгодной является
централизованная система ППР электрооборудования.
Организация эксплуатации оборудования
Эксплуатация оборудования должна осуществляться в соответствии с
требованиями НТД, в которых изложены основные организационные и
технические требования к эксплуатации оборудования. Все действующие на
предприятии нормативные технические документы по эксплуатации
оборудования должны соответствовать требованиям указанных документов.
* Вне зависимости от ведомственной принадлежности и форм
собственности предприятий на них должна быть организована правильная
эксплуатация оборудования, которая во многом определяет его исправность
в течение всего срока службы.
Правильная эксплуатация оборудования предусматривает:
- разработку должностных и производственных инструкций для
оперативного и оперативно-ремонтного персонала;
- правильный подбор и расстановку кадров;
- обучение всего персонала и проверку знаний правил эксплуатации,
производственной безопасности, должностных и производственных
инструкций;
- содержание оборудования в исправном состоянии путем
своевременного выполнения ТО и ППР;
-14-
- исключение выполнения оборудованием работ, отрицательно влияющих
на окружающую среду;
- организацию достоверного учета и объективного анализа нарушений в
работе оборудования, несчастных случаев и принятие мер по установлению
причин их возникновения;
- выполнение предписаний органов Федерального надзора.
Непосредственную эксплуатацию оборудования осуществляет
оперативный и (или) оперативно-ремонтный персонал по месту нахождения
оборудования.
В зависимости от характера производства, вида и назначения
оборудования оно может закрепляться за оперативным и оперативно-
ремонтным персоналом, который обязан:
- содержать оборудование в исправности, чистоте, своевременно
производить его смазку, принимать меры по устранению неисправностей и
предупреждать возможность их появления;
- соблюдать установленный режим работы оборудования;
- немедленно останавливать оборудование при появлении признаков
Неисправностей, ведущих к выходу оборудования из строя или создающих
опасность для здоровья или жизни людей;
- по контрольно-измерительным приборам, визуально и на слух следить
за исправной работой оборудования;
- не допускать перегрузок, исключать вредное влияние работающего
оборудования на строительные конструкции, повышенные вибрации, паро-
выделение, пролив жидкостей, течи, температурные воздействия и т. д.;
- контролировать циркуляцию смазки, степень нагрева подшипников, не
допускать утечки масла, при прекращении подачи масла в системах, не
имеющих блокировки, необходимо остановить оборудование и доложить о
происшествии непосредственному руководителю.
Основной задачей оперативного персонала является обеспечение
бесперебойной работы оборудования путем постоянного и в полном объеме
Проведения ТО. Персонал несет персональную ответственность за поломки
И отказы оборудования, возникшие по его вине.
Использование оборудования на рабочем месте должно производиться в
соответствии с требованиями инструкции завода-изготовителя, приведенной
1 руководстве по эксплуатации (паспорте) соответствующего оборудования.
При отсутствии заводской документации инструкции по эксплуатации
Оборудования необходимо разрабатывать непосредственно на предприятии.
Инструкции по эксплуатации должны содержать следующие сведения:
1) порядок приема и сдачи смен, остановки и пуска оборудования,
Проведения ТО;
2) перечисление мер, обеспечивающих бесперебойную, надежную и
аффективную работу оборудования;
3) перечисление характерных неисправностей, при которых
оборудование должно быть остановлено;
4) порядок остановки оборудования при аварийных ситуациях, перечень
блокировочно-сигнализирующих устройств, отключающих оборудование
при аварии;
-15-

5) требования по производственной безопасности, производственной
санитарии и противопожарным мероприятиям.
Передача оборудования от смены к смене производится под расписку в
оперативном журнале. При сдаче смены в него заносятся отказы и
неисправности, дефекты, имевшие место в течение смены, в том числе и
устраненные.
Если оборудование временно не используется, то оно подлежит
консервации и хранению на месте установки, а неустановленное - на складах.
Перед консервацией оборудование очищают от загрязнений, сливают масла
и охлаждающие жидкости, спускные краны и вентили оставляют в положении
«Открыто».
Ответственность за неправильную эксплуатацию оборудования, тем
более приведшую к отказам и авариям, несут непосредственные виновники
в соответствии с действующим законодательством.
Содержание и планирование работ по техническому обслуживанию
Техническое обслуживание является основным и решающим
профилактическим мероприятием, необходимым для обеспечения
надежной работы оборудования между плановыми ремонтами и сокращения
общего объема ремонтных работ. Оно предусматривает надзор за работой
оборудования, уход за оборудованием, содержание оборудования в
исправном состоянии, проведение плановых технических осмотров,
технических регулировок, промывок, чисток, продувок и т. д. Техническое
обслуживание проводится в процессе работы оборудования с
использованием перерывов, нерабочих дней и смен. Допускается
кратковременная остановка оборудования (отключение сетей) в
соответствии с местными инструкциями.
Техническое обслуживание производится в соответствии с инструкциями
по эксплуатации, с инструкцией завода-изготовителя и другой НТД.
Техническое обслуживание может быть регламентированным и
нерегламентированным. В состав нерегламентированного ТО входят надзор
за работой оборудования, эксплуатационный уход, содержание
оборудования в исправном состоянии, включающие:
- соблюдение условий эксплуатации и режима работы оборудования в
соответствии с инструкцией завода-изготовителя;
- загрузку оборудования в соответствии с паспортными данными,
недопущение перегрузки оборудования, кроме случаев, оговоренных в
инструкции по эксплуатации;
- строгое соблюдение установленных при данных условиях эксплуатации
режимов работы электросетей и всех систем;
- поддержание необходимого режима охлаждения деталей и узлов
оборудования, подверженных повышенному нагреву;
- ежесменную смазку, наружную чистку и уборку эксплуатируемого
оборудования и помещений;
-16-
- строгое соблюдение порядка остановки энергетических агрегатов,
установленного инструкцией по эксплуатации завода-изготовителя,
включение и отключение электросетей и всех систем;
- немедленную остановку оборудования в случае нарушений его
нормальной работы, ведущих к выходу оборудования из строя, принятие мер
по выявлению и устранению таких нарушений;
- выявление степени изношенности легкодоступных для осмотра узлов и
деталей и их своевременную замену;
- проверку нагрева контактных и трущихся поверхностей, проверку
состояния масляных и охлаждающих систем, продувку и дренаж
трубопроводов и специальных устройств;
- проверку исправности заземлений, отсутствия подтекания жидкостей
и пропуска газов, состояния тепловой изоляции и противокоррозионной
защиты, состояния ограждающих устройств и т. д.
Все обнаруженные при нерегламентированном ТО неисправности в
работе оборудования должны быть зафиксированы в соответствующем
журнале и устранены в кратчайшие сроки силами оперативного и (или)
оперативно-ремонтного персонала.
Регламентированное ТО проводится с установленной в эксплуатационной
документации периодичностью, меньшей (или равной) периодичности
текущего ремонта наименьшего ранга (объема).
Продолжительность и трудоемкость регламентированного ТО не могут
превышать аналогичные показатели для текущего ремонта наименьшей
сложности.
Регламентированное ТО проводится по графикам, разработанным
энергослужбой предприятия, и реализуется в форме плановых ТО
(возможно, различных видов), а также плановых технических осмотров,
проверок, испытаний.
Плановые ТО назначаются как самостоятельные операции лишь для
отдельных видов энергетического оборудования и сетей с относительно
большой трудоемкостью работ. В ходе плайового ТО проводят контроль
(диагностирование) оборудования, регулировки механизмов, чистку, смазку,
продувку, добавку или смену изоляционных материалов и смазочных масел,
выявляют дефекты эксплуатации и нарушения правил безопасности,
уточняют составы и объемы работ, подлежащих выполнению при очередном
капитальном или текущем ремонте.
Обнаруженные при плановом ТО отклонения от нормального состояния
оборудования, не требующие немедленной остановки для их устранения,
должны быть занесены в соответствующий журнал.
Дефекты, которые при дальнейшей эксплуатации оборудования могут
нарушить его работоспособность или безопасность условий труда, должны
немедленно устраняться.
Частным случаем регламентированного ТО являются плановые
технические осмотры энергетического оборудования, проводимые
Инженерно-техническим персоналом энергетических служб с целью:
2-3890
-17-

- проверки полноты и качества выполнения оперативным и оперативно-
ремонтным персоналом операций по ТО энергетического оборудования;
- выявления неисправностей, которые могут привести к поломке или
аварийному выходу оборудования из строя;
- установления технического состояния наиболее ответственных деталей
и узлов машин и уточнения объема и вида предстоящего ремонта.
Проверки (испытания) как самостоятельные операции планируются лишь
для особо ответственного энергетического оборудования. Их цель -
контроль эксплуатационной надежности и безопасности оборудования и
сетей в период между двумя очередными плановыми ремонтами,
своевременное обнаружение и предупреждение возникновения аварийной
ситуации, например, испытания электрической прочности и измерения
сопротивлений электрической изоляции, испытания на плотность и
прочность сосудов и трубопроводов.
Периодичность и состав проверок диктуются соответствующими
правилами и инструкциями.
В состав проверок могут включаться небольшие объемы регулировочных
и наладочных работ. Для большей части оборудования и сетей проверки не
планируются в качестве самостоятельных операций, а входят в состав
плановых ремонтов. Объем проверок, как правило, должен включать в себя
производство всех операций осмотра.
Организация работ по техническому обслуживанию
Методическое руководство ТО, контроль технического состояния
оборудования и сетей, а также перечни операций ТО, графики плановых
технических осмотров, проверок, испытаний (измерений) разрабатываются
и осуществляются энергослужбой предприятия.
Рекомендуется следующая форма организации ТО энергетического
оборудования и сетей:
- все виды работ по ТО основного и вспомогательного оборудования
общезаводского энергетического хозяйства и общезаводских сетей, кроме
технических испытаний, выполняются оперативным и оперативно-ремонтным
персоналом энергетических цехов;
- все виды ТО (кроме испытаний) энергооборудования технологических
цехов выполняются оперативно-ремонтным персоналом этих цехов;
- измерения (испытания) энергооборудования выполняются электро-
технической лабораторией предприятия или специализированной подрядной
организацией.
Оперативный персонал выполняет операции нерегламентированного ТО.
Когда это не отвлекает оперативный персонал от выполнения основных
функций и не запрещается правилами безопасности обслуживания
соответствующих установок, он может выполнять полный или частичный
объем работ по регламентированному ТО.
Оперативно-ремонтный персонал энергохозяйства предприятия
обеспечивает выполнение работ регламентированного ТО энергетического
оборудования и сетей, закрепленных за ним, и участвует в их ремонте.
- 18-
Техническая диагностика оборудования
Техническое диагностирование (далее - ТД) - элемент ППР, позволяющий
изучать и устанавливать признаки неисправности (работоспособности)
оборудования, устанавливать методы и средства, при помощи которых
дается заключение (ставится диагноз) о наличии (отсутствии)
неисправностей (дефектов). Действуя на основе изучения динамики
изменения показателей технического состояния оборудования, ТД решает
вопросы прогнозирования (предвидения) остаточного ресурса и
безотказной работы оборудования в течение определенного промежутка
времени.
ТД исходит из положения, что любое оборудование или его составная часть
может быть в двух состояниях - исправном и неисправном. Исправное
оборудование всегда работоспособно, оно отвечает всем требованиям
технических условий (далее - ТУ), установленных заводом-изготовителем.
Неисправное (дефектное) оборудование может быть как работоспособно, так
и неработоспособно, т. е. в состоянии отказа.
Техническая диагностика направлена, в основном, на поиск и анализ
внутренних причин отказа. Наружные причины определяются визуально, при
помощи измерительного инструмента, несложных приспособлений.
Особенность ТД состоит в том, что она измеряет и определяет
техническое состояние оборудования и его составных частей в процессе
эксплуатации, направляет свои усилия на поиск дефектов.
По величине дефектов составных частей (агрегатов, узлов и деталей)
можно определить работоспособность оборудования. Зная техническое
состояние отдельных частей оборудования на момент диагностирования и
величину дефекта, при котором нарушается его работоспособность, можно
предсказать срок безотказной работы оборудования до очередного
планового ремонта, предусмотренного нормативами периодичности
системы ППР, а также необходимость их корректировки.
Объективным методом оценки потребности оборудования в ремонте
является постоянный или периодический контроль за техническим
состоянием объекта с проведением ремонтов лишь в случае, когда износ
деталей и узлов достиг предельной величины, не гарантирующей
безопасности, безотказной и экономичной эксплуатации оборудования.
Другой задачей ТД является прогнозирование остаточного ресурса
оборудования и установления срока его безотказной работы без ремонта
(особенно капитального), то есть корректировка структуры ремонтного цикла.
Основным принципом диагностирования является сравнение
регламентированного значения параметра* функционирования или
параметра технического состояния оборудования с фактическим при
помощи средств диагностики.
* Параметр - характеристика оборудования, отображающая физическую величину
его функционирования или технического состояния (ГОСТ 19919-74).
-19^

Целями ТД являются:
- контроль параметров функционирования, т. е. хода технологического
процесса, с целью его оптимизации;
- контроль изменяющихся в процессе эксплуатации параметров
технического состояния оборудования, сравнение их фактических значений
с предельными значениями и определение необходимости проведения ТО
и ремонта;
- прогнозирование ресурса (срока службы) оборудования, агрегатов и
узлов с целью их замены или вывода в ремонт.
Ремонт оборудования
Положением о ППР электрооборудования промышленных предприятий
ряда отраслей промышленности предусмотрено выполнение нескольких
видов ремонтов.
Плановые ремонты являются основным видом управления техническим
состоянием и восстановлением ресурса оборудования. Плановые ремонты
реализуются в виде текущих и капитальных ремонтов оборудования.
Текущий ремонт (далее - Т) - это ремонт, осуществляемый для
восстановления работоспособности оборудования и состоящий в замене и
(или) восстановлении его отдельных составных частей.
Перечень обязательных работ, подлежащих выполнению при текущем
ремонте, должен быть определен в ремонтной документации
энергетического цеха (подразделения).
При текущем ремонте, как правило, выполняются:
- работы регламентированного ТО;
- замена (восстановление) отдельных узлов и деталей;
- ревизия оборудования;
- проверка на точность (при необходимости);
- другие работы примерно такой же степени сложности.
Текущие ремонты осуществляют обычно без разборки электрооборудова-
ния, используя кратковременные остановки производственного оборудования.
Капитальный ремонт (далее - К) - ремонт, выполняемый для обеспечения
исправности и полного или близкого к полному восстановления ресурса
оборудования с заменой или восстановлением любых его частей, включая
базовые (под базовой понимают основную часть оборудования,
предназначенную для компоновки и установки на нее других составных
частей). Послеремонтный ресурс оборудования должен составлять не менее
80% ресурса нового оборудования.
В объем капитального ремонта входят следующие работы:
- объем работ текущего ремонта;
- замена или восстановление всех изношенных агрегатов, узлов и
деталей;
- выверка и центровка оборудования;
- послеремонтные испытания.
Для выполнения капитального ремонта на предприятии должны иметься
ТУ на каждое наименование ремонтируемого оборудования.
-20-
На капитальный и на текущий ремонты оборудования составляются
ведомости дефектов и сметы затрат. Ведомости дефектов составляются на
основе ТУ и типовой номенклатуры ремонтных работ.
К капитальному ремонту относят, например, перемотку роторной или
статорной обмоток электродвигателей, намотку и установку новых полюсных
катушек машин постоянного тока, перезаливку подшипников скольжения
электродвигателя, намотку и установку новой обмотки силового
трансформатора и др.
Выполнение капитальных ремонтов электрооборудования связано, как
правило, с необходимостью частичной или полной его разборки.
Специфической разновидностью планового капитального ремонта
является остановочный ремонт. Остановочный ремонт - это капитальный
ремонт энергетического оборудования, инженерных сооружений, сетей и
коммуникаций, осуществление которого возможно только при полной
остановке и прекращении выпуска продукции (энергии) предприятием,
производством, цехом и (или) особо важным объектом.
Во время остановочного ремонта выполняются также работы по
подключению к действующим коммуникациям вновь смонтированного
оборудования, по подготовке действующих коммуникаций для
последующего подключения нового оборудования в период между
остановочными ремонтами.
При проведении остановочного ремонта должны быть выполнены работы
по техническому освидетельствованию и испытанию оборудования,
подконтрольного органам контроля и надзора в соответствии с
требованиями действующих правил и инструкций.
Устранение непредвиденных инцидентов и аварий оборудования
осуществляется в ходе внеплановых ремонтов. Постановка оборудования на
внеплановый ремонт производится без предварительного назначения.
При проведении внепланового ремонта заменяются (или
восстанавливаются) только те элементы, которые явились причиной отказа
или в которых выявлено прогрессирующее развитие дефекта. Основной
задачей внепланового ремонта является восстановление
работоспособности оборудования и скорейшее возобновление
энергетического процесса (если он был прерван).
С капитальным ремонтом может быть совмещена модернизация
оборудования. При модернизации оборудования решаются следующие
задачи:
- увеличение мощности энергетического оборудования;
- автоматизация энергетических процессов и энергетических объектов;
- удешевление и упрощение эксплуатации;
- повышение эксплуатационной надежности, удешевление ремонта;
- улучшение условий труда и повышение безопасности работы.
Основная цель модернизации - приближение технических параметров
старого и конструктивно несовершенного электрооборудования к
техническим параметрам современных, более совершенных электрических
машин и аппаратов. Модернизацию при капитальном ремонте осуществляют,
-21 -

когда конструкция ремонтируемого электрооборудования допускает
внесение в него требуемых изменений.
Затраты времени, средств, труда и материалов на модернизацию
электрооборудования должны быть оправданы теми техническими или
экономическими результатами, которые достигаются после его
модернизации. Если модернизация электрооборудования, выполняемая при
капитальном ремонте, связана с необходимостью коренных изменений его
конструкции и основных технических параметров, такой ремонт называют
капитально-реконструктивным.
Планирование ремонтных работ. Ремонты планируют исходя из
ремонтных циклов и их структуры.
Ремонтный цикл - отрезок времени, в течение которого электрооборудо-
вание работает между двумя капитальными ремонтами или с момента ввода в
эксплуатацию электрооборудования до первого капитального ремонта.
Структурой ремонтного цикла называют совокупность текущих ремонтов,
выполняемых между капитальными, т. е в течение одного ремонтного цикла.
Основой для определения продолжительности межремонтного периода
и ремонтного цикла служит расчетное или действительное время, в течение
которого электрооборудование способно нормально работать в заданных
режимах. Одним из факторов, определяющих это время, является
продолжительность работы наиболее быстро изнашивающихся деталей и
сборочных единиц электрооборудования.
Ремонты электрооборудования предприятия планируют обычно на один
год с разбивкой по кварталам и месяцам. Такое планирование ремонта
называют текущим. Наряду с текущим планированием осуществляют также
оперативное планирование ремонта электрооборудования с помощью
сетевых графиков.
Структура электроремонтного цеха и состав его оборудования
Структура электроремонтного цеха и состав его оборудования
определяются различными факторами, основными из которых являются
количество, номенклатура, масса, габаритные размеры и степень сложности
ремонтируемого электрооборудования.
Обычно электроремонтный цех предприятия состоит из ряда
производственных подразделений: разборочно-дефектовочного,
ремонтно-механического, обмоточного, сушил ьно-пропиточного,
комплектовочного, сборочного отделений и испытательной станции, а также
отдельных участков, где производятся электро- и газосварочные работы,
окраска отремонтированного электрооборудования и другие работы,
связанные с ремонтом трансформаторов, электрических машин и
коммутационных аппаратов.
В разборочно-дефектовочном отделении очищают поступившее в ремонт
электрооборудование от грязи, сливают масло из трансформаторов и
маслонаполненных аппаратов, выполняют необходимые предремонтные
испытания, разбирают электрооборудование и его отдельные части, производят
дефектовку (определяют состояние и степень износа деталей, а также объем
-22-
предстоящего ремонта, оформляют дефектоционную и маршрутную карты
ремонта, навешивают маркировочные бирки на детали, подлежащие ремонту,
принимают меры к сохранению неповрежденных деталей
электрооборудования), передают неисправнее детали в соответствующие
ремонтные отделения, а исправные - в отделение комплектации или сборки.
Разборочно-дефектовочное отделение должно располагать подъемно-
транспортными средствами требуемой грузоподъемности, испытательной
станцией или стендом, позволяющим проведение всего комплекса
предремонтных испытаний поврежденного электрооборудования, моечными
ваннами, гидравлическими и винтовыми съемниками, приспособлениями для
вывода роторов (якорей) из станин электрических машин, автогенным
аппаратом, электрифицированными инструментами, наборами инструментов
для разборки электрооборудования, а также специальным оборудованием и
приспособлениями для разборки электрооборудования нестандартного или
конструктивно сложного исполнения.
В разборочно-дефектовочном отделении определяют, в каких
подразделениях электроремонтного цеха должны ремонтироваться
поврежденные части электрооборудования, а затем направляют их в эти
подразделения вместе с сопроводительной (маршрутной) картой ремонта
и другими документами.
В ремонтно-механическом отделении ремонтируют, а при необходимости
изготовляют новые детали электрооборудования (валы, коллекторы, щеточные
механизмы, подшипники скольжения), производят перешихтовку сердечников
роторов и статоров электрических машин, расшихтовывают ярма
магнитопроводов трансформаторов, а также выполняют слесарную и
механическую обработку деталей ремонтируемого электрооборудования.
Ремонтно-механическое отделение должно быть оснащено подъемно-транс-
портными средствами, металлообрабатывающими станками (строгальными,
сверлильными, токарными, шлифовальными, фрезерными), прессами,
гильотинными ножницами, электро- и газосварочными аппаратами,
электрифицированными и ручными инструментами, инвентарными и
специальными приспособлениями, наборами индивидуального и бригадного
инструмента, комплектами мерительного инструмента и др.
При необходимости выполнения работ по хромированию и никелированию
деталей в ремонтно-механическом отделении должна быть гальваническая
ванна, установленная в отдельном помещении. Кроме перечисленного
оборудования, в ремонтно-механическом отделении должны быть установлены
стеллажи и шкафы для хранения ремонтируемых и вновь изготовленных
деталей, атакже слесарные верстаки и инструментальные шкафы для хранения
личного инструмента и выполнения различных слесарных работ, например,
шабровки вкладышей подшипников скольжения, сборки коллектора и
щеточного механизма машины постоянного тока, нарезания резьбы крепежных
деталей и др.
В обмоточном и сушильно-пропиточном отделениях ремонтируют
поврежденные и изготовляют новые обмотки электродвигателей, силовых
-23-

трансформаторов и катушек электромагнитов, а также пропитывают и сушат их
до и после пропитки. В обмоточном отделении восстанавливают изоляцию
обмоточных проводов, поврежденных обмоток для повторного их использования.
Обмоточное отделение должно быть оснащено намоточными станками
для ручной и механизированной намотки и изолировки обмоток и катушек,
станком для изготовления клиньев, гильотинными ножницами для резки
изоляционных материалов, поворотными столами и различными
приспособлениями для производства обмоточных работ, а также
изготовления и формовки изоляционных деталей, станками для
бандажирования роторов и якорей, сварочным и паяльным инструментом
для соединения проводов обмоток.
Обмоточное отделение должно располагать испытательной установкой
для пооперационного контроля изоляции изготовляемых обмоток, а также
аппаратами контроля правильности сборки и соединений схем обмоток. В
необходимых случаях обмоточное отделение оборудуют печью для отжига
проводов, ванной для их травления и нейтрализации кислот после травления,
станком для волочения и калибровки проводов старой обмотки. Для
размещения этого оборудования в обмоточном отделении выделяется
особое помещение, снабженное соответствующими вентиляционными
устройствами и средствами пожаротушения.
В обмоточном отделении может быть дополнительно использовано
различное оборудование, определяемое составом ремонтируемого
электрооборудования и требованиями принятой технологии ремонта.
Сушильно-пропиточное отделение служит для пропитки и сушки вновь
изготовленных обмоток. В состав оборудования этого отделения входят
пропиточные ванны для пропитки обмоток, шкафы и печи для их сушки и
запечки, емкости для хранения пропиточных лаков и растворителей в
количествах, обеспечивающих не более чем суточную потребность в них. Для
транспортировки обмоток большой массы в отделении должны быть
соответствующие подъемно-транспортные средства. Учитывая особую
вредность паров и летучих частиц лаков и растворителей, а также их большую
пожаро- и взрывоопасность, помещения сушильно-пропиточного отделения
должны быть оборудованы соответствующими приточно-вытяжными
вентиляционными устройствами и снабжены необходимыми средствами
пожаротушения.
Комплектовочное отделение (или участок) является местом, куда
доставляют все отремонтированные, а также оставшиеся после разборки
сборочные единицы и детали ремонтируемого электрооборудования,
пригодные для повторного использования. Это отделение предназначено
для проверки сборочных единиц и деталей, а также комплектации
ремонтируемого электрооборудования недостающими новыми сборочными
единицами и деталями. Полностью укомплектованное электрооборудование
передают в сборочное отделение или на участок сборки.
Комплектовочное отделение должно быть оснащено верстаками,
стеллажами, необходимыми инструментами, приспособлениями и
подъемно-транспортными средствами.
-24-
В сборочном отделении производят подетальную и общую сборку
ремонтируемого электрооборудования. Это отделение должно быть
оснащено сборочными инструментами и инвентарными приспособлениями
для статической и динамической балансировки роторов и якорей
электрических машин, испытательным стендом для выполнения всего
комплекса послеремонтных испытаний электрических машин и
трансформаторов.
Испытательная станция должна быть размещена в отдельном или
отгороженном помещении и иметь высоковольтные испытательные
электроустановки, стенды, различные приборы и соответствующие средства
защиты.
Электроремонтный цех должен располагать производственными
помещениями с площадями, рассчитанными на массу и габаритные размеры
ремонтируемого электрооборудования, складами для хранения ремонтного
фонда и отремонтированного электрооборудования, инструментальными и
материальными кладовыми, подсобными и бытовыми помещениями, а также
другими помещениями, число, размеры и назначение которых определяются
в каждом конкретном случае принятой технологией и особыми условиями
ремонта электрооборудования.
ПОДГОТОВКА ПРОИЗВОДСТВА ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ
И РЕМОНТА
Ремонтные нормативы
К числу основных ремонтных нормативов, необходимых для
планирования и проведения ремонтов энергетического оборудования,
относятся периодичность, продолжительность и трудоемкость текущего и
капитального ремонта.
а) Периодичность ремонта
Периодичность ремонта - интервал наработки энергооборудования в
часах между окончанием данного вида ремонта и началом последующего
такого же ремонта или другого ремонта большей (меньшей) сложности.
Наработка энергетического оборудования измеряется количеством
отработанного времени (машино-часов).
Периодичность остановок оборудования на текущий и капитальный
ремонты принимается на основе показателей надежности оборудования и
определяется сроками службы и техническим состоянием агрегатов и узлов
оборудования.
Периодичность капитального ремонта определяет длительность
ремонтного цикла энергетического оборудования, в течение которого
выполняются в определенной последовательности в соответствии с
требованиями НТД все установленные виды ремонта. В частном случае
началом отсчета ремонтного цикла может быть начало эксплуатации
оборудования.
-25-

Периодичность остановок оборудования на текущий и капитальный ремонт
принята в машино-часах работы и увязана с календарным планированием
(месяц, год). При непрерывной трехсменной работе максимальная наработка
энергооборудования в месяц составляет 720 ч, в год - 8640 ч.
В зависимости от условий работы и с учетом технического состояния
оборудования допускаются отклонения от нормативной периодичности
ремонта:
+ 20% - для текущего ремонта;
+ 15% - для капитального ремонта.
Отклонения более указанных или замена одного вида ремонта другим
допускаются только по решению руководителя энергослужбы предприятия.
б) Продолжительность ремонта
Продолжительность ремонта - регламентированный интервал времени
(в часах) от момента вывода энергетического оборудования из эксплуатации
для проведения планового ремонта до момента его ввода в эксплуатацию в
нормальном режиме.
Продолжительность простоя оборудования в ремонте включает в себя
время на подготовку оборудования к ремонту, собственно на ремонт, на пуск
и опробование отремонтированного оборудования.
Продолжительность ремонта для энергетического оборудования
рассчитывается исходя из максимально возможного количества ремонтников,
одновременно задействованных на ремонте единицы энергооборудования.
Началом ремонта энергооборудования считается время отключения его
от энергетических сетей или вывода его в ремонт из резерва после
разрешения руководства энергетической службы предприятия.
Окончанием ремонта считается включение оборудования под нагрузку
для нормальной эксплуатации (или вывода его в-резерв) после испытания
под нагрузкой в течение 24 ч.
в) Трудоемкость ремонта
Трудоемкость ремонта - трудозатраты на проведение одного ремонта
данного вида, выраженные в человеко-часах.
Нормативы трудоемкости даны на полный перечень ремонтных работ,
включая подготовительно-заключительные работы, непосредственно
связанные с проведением ремонта, приведенное к четвертому разряду работ
по шестиразрядной сетке. Они установлены как средние величины и
предназначены для ориентировочного расчета объема ремонтных работ и
необходимого количества ремонтников на предстоящий ремонт, но не могут
служить основанием для оплаты труда ремонтного персонала.
Нормативные значения трудоемкости приняты исходя из следующих
организационно-технических условий проведения ремонта:
- в период, предшествующий.остановке оборудования на ремонт,
производится максимально возможный объем подготовительных работ;
- как при текущем, так и при капитальном ремонтах широко практикуется
замена неисправных агрегатов, узлов и изношенных деталей на исправные,
вместо их восстановления непосредственно на оборудовании;
-26-
- максимально используются грузоподъемные и транспортирующие
средства, специализированный инструмент и другие средства механизации
тяжелых и трудоемких работ.
Нормативная трудоемкость учитывает труд слесарей, станочников,
монтажников, электрогазосварщиков, газорезчиков и ремонтников других
специальностей, а также оперативного и оперативно-ремонтного персонала,
привлекаемого для проведения подготовительно-заключительных и
ремонтных работ.
Нормативная трудоемкость охватывает следующие работы и операции:
- подготовительные операции, непосредственно связанные с
проведением ремонта энергооборудования, в том числе выполнение
мероприятий, предусмотренных правилами промышленной и пожарной
безопасности;
- все виды ремонтных работ со строповкой, перемещением агрегатов,
узлов и деталей в пределах помещения, где выполняется ремонт;
- разборку (и сборку) энергооборудования на агрегаты, приборы, узлы и
детали с последующей дефектовкой;
- замену неисправных агрегатов, узлов, приборов и изношенных деталей;
- разборку (и сборку) отдельных агрегатов и узлов с заменой деталей и
выполнением необходимых ремонтных операций;
- станочные работы;
- разборочно-сборочные, пропиточные, сварочные, слесарно-пригоночные,
регулировочные и другие работы;
- заключительные операции.
Нормативами трудоемкости учтено также время на регламентированный
отдых и личные надобности ремонтного персонала в период выполнения
ремонта.
Ориентировочная трудоемкость станочных работ по изготовлению и
восстановлению деталей определяется на основании численных значений
станочных работ в структуре трудозатрат на ремонт оборудования.
Практика восстановления и изготовления деталей в ремонтно-
механических цехах производственных предприятий показывает, что их
качество в 1,5-2,0 раза ниже, чем на машиностроительных заводах. Во всех
случаях целесообразно ориентироваться на приобретение деталей у
заводов-изготовителей основного оборудования.
Нормативы трудоемкости установлены применительно к ремонту
оборудования, не исчерпавшего нормативный срок службы, при выполнении
ремонтных работ в оборудованных помещениях и в нормальных
температурных условиях.
При выполнении ремонтных работ в условиях, отличных от указанных,
нормативы трудоемкости уточняются в соответствии с приведенными ниже
коэффициентами (к).
Условия проведения ремонта к
В полевых условиях (в карьерах, разрезах),
на открытых и неприспособленных площадках 1,2
-27-

При температуре окружающей среды, °С:
от +5 до -10 и выше +30 1,1
от -11 до -20 и выше +40 1,25
ниже -20 1,4
Для оборудования, срок службы которого
превысил нормативный:
на 10-30% 1,1
31-60% 1,2
61-100% 1,3
> 100% 1,45
Приведенные нормативы трудоемкости являются максимально
допустимыми (с учетом поправочных коэффициентов).
Планирование ремонтных работ
Основными документами по планированию ремонта оборудования
являются:
- ведомость годовых затрат на ремонты;
- годовой план-график ППР оборудования;
- месячный план-график-отчет ППР или месячный отчет о ремонтах.
Ведомость годовых затрат на ремонт оборудования разрабатывается
отделом главного энергетика предприятия или энергослужбой на основе
проектов годовых план-графиков ремонта оборудования энергетических
цехов, нормативов затрат на ремонт и сметной документации на текущий и
капитальный ремонты. При этом учитывается реальное техническое
состояние оборудования, и величина ремонтного фонда.
Общая сумма годовых затрат на ремонты не должна превышать величину
ремонтного фонда.
Годовые планы-графики ППР энергооборудования составляются службой
отдела главного энергетика (далее - ОГЭ), согласовываются с другими
службами предприятия до конца года, предшествующего планируемому.
Представленные годовые планы-графики подписываются главным
энергетиком, согласовываются с главным механиком и производственным
отделом и утверждаются техническим руководителем предприятия.
Один экземпляр утвержденных графиков отдел главного энергетика
направляет в отдел главного механика, другие - в энергетические цеха. Один
экземпляр остается в отделе главного энергетика для контроля.
В годовые планы-графики ППР включается все оборудование,
подлежащее ремонту в планируемом году.
Месячные планы-графики-отчеты ремонта составляют мастера
(энергетики) энергетических цехов на основе годовых планов-графиков
ремонта оборудования, согласовывают их со службами производства и
представляют на утверждение главнЪму энергетику.
Планирование капитального ремонта оборудования в цехах
предусматривает оформление (разработку) следующих документов:
- заявка на капитальный ремонт. Заявка подается в третьем квартале года,
предшествующего планируемому;
-28-
- ведомость дефектов. При проведении модернизации в ведомость
дефектов включаются проводимые при этом работы;
- смета затрат*;
- заявка на запасные части и материалы;
- акт на сдачу оборудования в капитальный ремонт;
- акт на выдачу оборудования из капитального ремонта;
- акт на изменение календарного срока ремонта (при необходимости);
- документы, подтверждающие качество установленных запасных частей
и материалов.
На проведение остановочного (наиболее сложного) ремонта
оборудования составляются сетевые графики.
Планирование текущего ремонта включает составление ведомости
дефектов, сметы затрат и запасные части и материалы.
Мероприятия по обеспечению безопасного ведения ремонтных работ
определяются и оформляются непосредственно перед началом ремонта в
виде выдачи разрешения на проведение огневых, газоопасных и др. работ,
согласно действующим инструкциям.
Подготовка производства ремонтных работ
Для производства ремонтных работ необходима следующая подготовка:
- подбор исполнителей ремонта;
- технической документации;
- ремонтных мощностей;
- материалов.
а) Подготовка исполнителей ремонта
Общее количество ремонтных рабочих, необходимое для выполнения
предстоящего ремонта, определяется:
- количеством подлежащего ремонту оборудования;
- трудоемкостью ремонта каждой единицы оборудования;
- продолжительностью ремонта;
- принятым режимом проведения ремонтных работ на предприятии
(количество смен, их продолжительность).
Среднесменное количество ремонтных рабочих г см., необходимых для
выполнения предстоящего ремонта суммарной трудоемкостью Ар при
планируемой продолжности простоя Гпр, определяется по выражению:
Арх24
'рем у . ,
1 пр х псм х 1см
где Гсм и псм - соответственно длительность одной ремонтной смены и их
количество в течение одних суток.
24
Величина п у* является показателем использования календарного
"см*'см
времени суток непосредственнодля ремонтных работ на данном оборудовании.
* Практикой установлено, что стоимость капитального ремонта не может быть
выше 30-35% цены нового оборудования без НДС.
-29-

Потребность в исполнителях определенных специальностей и уровня
квалификации (разрядов) определяется составом и характером ремонтно-тех-
нических операций предстоящего ремонта.
б) Подготовка технической документации
Для производства ремонтных работ по каждому наименованию основного
оборудования должна быть подготовлена следующая техническая
документация:
- паспорт оборудования;
- чертежи, схемы;
- протоколы экспресс-испытаний;
- сметы затрат;
- чертежи изготавливаемых деталей.
в) Подготовка производственных мощностей
Производственная структура ремонтных цехов и участков по ремонту
оборудования должна полностью обеспечивать выполнение работ по
плановым ремонтам и изготовлению быстроизнашиваемых деталей.
На производственных участках организуются рабочие места. Рабочие места
ремонтных работников подразделяются на индивидуальные (обслуживаемые
одним работником) и групповые, на которых работают несколько работников.
Под рабочим местом понимается зона трудовой деятельности одного или
нескольких исполнителей, оснащенная необходимыми средствами и
предметами труда, размещенными в определенном порядке.
Рабочие места ремонтных работников должны планироваться с таким
расчетом, чтобы обеспечить работающему наиболее благоприятные условия
для выполнения функциональных обязанностей, а именно:
- удобство рабочей позы и смену поз во время работы;
- организацию наиболее коротких и рациональных движений;
- равномерную и одновременную зафузку обеих рук;
- наличие сидений при положении «сидя» или «сидя» - «стоя»;
- оптимальную индивидуальную освещенность рабочей зоны,
исключающую блесткость и попадание на зрачок исполнителя прямых
световых лучей;
- наличие поддерживающих или подъемно-транспортных устройств для
перемещения тяжелых предметов;
- рациональное размещение предметов, ожидающих обработки и
обработанных, а также инструментов и приспособлений.
Условия труда на рабочих местах в закрытых помещениях должны
соответствовать следующим нормативам:
- температура воздуха 18-20 °С;
- влажность воздуха 40-60%;
- кратность обмена воздуха 1:1.
Рабочие места должны быть укомплектованы высокопроизводительным
инструментом, технологической оснасткой, механизмами.
-30-
В обязанности всех категорий работников входит поддержание чистоты
и порядка на своем рабочем месте. В конце каждой смены работники должны
убирать свое рабочее место, оборудование (станок, верстак), оснастку,
инструмент и приспособления.
На крупных предприятиях для ремонта электродвигателей и
электротехнического оборудования создается электроремонтный цех.
г) Обеспечение запасными частями и материалами.
Потребность предприятий в запасных частях (агрегатах, узлах и деталях)
и оборудовании обеспечивается за счет:
- приобретения их у заводов-изготовителей, специализированных
машиностроительных предприятий, а также через торговые организации
(основной источник);
- изготовления новых и восстановления бывших в употреблении деталей,
узлов, агрегатов на специализированных ремонтно-механических заводах или
в ремонтно-механических (энергоремонтных) цехах предприятия
(дополнительный источник).
Приобретение материалов и покупных изделий для ремонтно-эксплуата-
ционных нужд должно производиться отделами материально-технического
снабжения. Обеспечение запасными частями возлагается, как правило, на
отдел главного энергетика, который размещает их изготовление на
соответствующих заводах или в цехах предприятия. Запасные части хранятся
на специальном складр.
В целях снижения трудоемкости ремонта и времени простоя оборудования
и сетей необходимо в максимальной степени обеспечить сведение ремонта к
замене изношенных частей и узлов заранее приобретенными или, в крайнем
случае, заранее изготовленными запасными частями и комплектующими
изделиями. Поэтому неснижаемый складской запас должен гарантировать
укомплектование деталями и покупными изделиями производство как плановых,
так и внеплановых ремонтов и технического обслуживания.
Номенклатура и количество необходимых материалов определяются из
типового объема работ с учетом ведомости дефектов, записей в эксплуата-
ционных журналах и с учетом мнений ремонтно-эксплуатационного персонала.
Материалы, запасные части и комплектующие изделия для ремонта
основного оборудования энергохозяйства должны быть заранее отобраны и
скомплектованы в полном объеме, необходимом для ремонта, и на комплекте
должна быть бирка с указанием шифра, инвентарного номера этого
оборудования и номера цеха, где оно установлено. Ремонтно-
эксплуатационные участки должны иметь запас материалов, запасных частей
и покупных комплектующих изделий в размере недельной потребности на
производство технического обслуживания и ремонта.
К вопросам материального обеспечения следует отнести также
обеспечение спецодеждой, которое производится исходя из установленных
норм и порядка, действующих на данном предприятии.
Особо следует сказать об обеспечении средствами защиты.
Ответственность за своевременное обеспечение персонала средствами
-31 -

защиты и комплектование этими средствами, организацию правильного
хранения, своевременный осмотр и испытания, изъятие непригодных к
применению, организацию учета несут (по подчиненности) главный энергетик,
руководитель энергоремонтной службы, начальник цеха и т. д.
Порядок и правила пользования, требования, нормы и порядок испытания
средств защиты и другие вопросы представлены в действующих правилах и
инструкциях.
Процессы изготовления деталей и многие другие операции технического
обслуживания и ремонта оборудования энергохозяйства невозможны без
проведения контроля и измерений (испытаний).
Контрольно-испытательные работы делятся на группы ремонтного и
эксплуатационного характера.
Контрольно-испытательные работы ремонтного характера включают
проверку геометрических и габаритных размеров и других параметров в
соответствии с технологическими требованиями на ремонт, паспортными
данными, техническими условиями и руководствами по ремонту на
соответствующий вид оборудования энергохозяйства. Они организуются и
проводятся силами ремонтного персонала энергоремонтной службы.
Контрольно-испытательные работы эксплуатационного характера
включают работы, регламентированные соответствующими правилами
технической эксплуатации энергоустановок. Контрольно-испытательные
работы эксплуатационного характера проводятся силами эксплуатационного
персонала и отдела главного энергетика.
Полный перечень этих работ, проводимых во время технического
обслуживания и ремонта, уточняет и устанавливает ответственный за
энергохозяйство предприятия.
К контрольно-испытательным работам эксплуатационного характера
можно отнести также работы по испытанию различных средств защиты,,
которые применяются при техническом обслуживании и ремонте
оборудования и сетей. Это средства индивидуальной и коллективной защиты
(оперативные изолирующие штанги для наложения заземления,
изолирующие устройства и приспособления для ремонтных работ под
напряжением выше 1000 В и слесарно-монтажный инструмент с
изолирующими рукоятками для работы в электроустановках напряжением
до 1000 Вит. д.). Однако необходимо сказать, что эти работы и другие
вопросы, связанные с применяемыми средствами защиты, относятся скорее
к задачам сферы системы эксплуатации, а не системы ремонта.
Контрольно-испытательные работы ремонтного характера по времени их
проведения подразделяются на:
- предремонтные, проводимые до разборки, в процессе разборки и после
разборки (до узлов и сборочных единиц) оборудования;
- ремонтные, проводимые в процессе ремонта оборудования;
- послеремонтные, проводимые после окончания всех операций ремонта.
Стадии начала ремонта (предремонтные измерения, контроль и
испытания) проводятся в целях установления технического состояния и
дефектовки оборудования и сетей как в целом, так и по техническому
состоянию отдельных узлов и деталей, и могут состоять из комплекса
-32-
различных видов измерительных работ. Это измерения выходных
Параметров и характеристик оборудования и сетей, переданных в ремонт,
измерение и контроль размеров и посадок узлов и деталей при дефектовке,
измерения электрических параметров обмоток, катушек и других элементов
оборудования и сетей и т. д.
.Проведение контрольно-испытательных работ в процессе ремонта
необходимо для контроля хода и результатов выполнения работ на отдельных
Операциях по ремонту и восстановлению узлов и деталей оборудования и сетей.
Это измерения геометрических размеров, измерения электрических и других
параметров и характеристик оборудования и сетей (например, испытание бака
- 0 радиаторами статическим давлением столба масла перед установкой в
процессе ремонта силового масляного трансформатора, измерение
сопротивления изоляции отдельной секции обмоток перед закладкой в пазы
статора в процессе ремонта электрической машины и т. д. и т. п.).
Проведение контрольно-испытательных работ после ремонта необходимо
для контроля общего качества выполнения ремонтных работ. Применительно
к отдельным видам оборудования это, прежде всего, измерение выходных
параметров и характеристик, установленных техническими требованиями и
условиями при передаче оборудования в ремонт.
Помимо указанного, организацибнно-техническая подготовка
производства ремонтных работ включает: техническую, конструкторскую и
технологическую подготовки, а также диспетчеризацию проводимых работ
и контроль за ходом их выполнения.
Техническая подготовка
Техническая подготовка ремонта включает:
- составление и передачу ремонтным цехам и отдельным участкам планов
работ на планируемый год и отдельно по месяцам;
- ознакомление с переданными планами ремонта, ремонтной
документацией, а также порядком выполнения ремонта каждого вида
оборудования в отдельности;
- согласование с производственными цехами и подразделениями
конкретной даты и времени остановки каждой единицы ремонтируемого
бсновного оборудования. В связи с тем, что комплектующее оборудование
ремонтируется одновременно с основным, необходимо согласовывать сроки
его готовности к общей комплектовке;
- разработку последовательности этапов и графика ремонта каждой
единицы оборудования;
- участие в разработке сетевых графиков капитального ремонта сложного
оборудования;
- разработку и согласование календарных планов привлечения
специалистов отдела главного механика и сторонних организаций;
- согласование обеспечения сложных ремонтных работ необходимыми
подъемно-транспортными средствами;
- согласование времени поставки и комплектности сменных элементов для
обеспечения ремонта оборудования агрегатно-узловым методом.
-33-
3-3890

Конструкторская подготовка
Конструкторская подготовка ремонтных работ заключается в
обеспечении ремонтной службы предприятия необходимыми чертежами и
техдокументацией и производится по следующим направлениям:
- разработка собственными силами чертежей на нестандартизованные
средства механизации ремонтных работ и изготовления (восстановления)
деталей;
- приобретение у организаций-калькодержателей технической
документации на изготовление технологической оснастки и средств
механизации ремонтных работ;
- получение от заводов-изготовителей рабочих чертежей на отдельные
агрегаты, узлы и детали;
- передача выполнения наиболее сложных и крупных чертежей по
разработке средств механизации проектно-конструкторским организациям.
Технологическая подготовка
Технологическая подготовка ремонтных работ заключается в
заблаговременном обеспечении ремонтной службы следующей
документацией:
- технические условия на капитальный ремонт оборудования;
- перечнями типовых ремонтных работ, выполняемых при текущем и
капитальном ремонтах оборудования;
- картами технологических процессов восстановления деталей;
- альбомами чертежей деталей, подлежащих изготовлению в
планируемом периоде.
Технические условия на капитальный ремонт являются основной
категорией ремонтной документации, без которых невозможен
качественный ремонт оборудования. Этот документ регламентирует
технические требования, параметры и показатели, которым должно
соответствовать оборудование после ремонта, а также определяет
номенклатуру ремонтных работ, порядок и методы их выполнения.
В технических условиях излагаются общие сведения об устройстве и
назначении оборудования, его техническая характеристика, основные
положения организации ремонта, технология ремонта отдельных агрегатов,
узлов и деталей, допуски и посадки при восстановлении деталей, методы
контроля и испытания.
Карты технологических процессов составляются на те способы
восстановления деталей, которые реально используются на предприятии.
Технологическая подготовка ремонта предусматривает оснащение
рабочих мест нестандартизованным оборудованием, технологической
оснасткой, приспособлениями, инструментом и т. д.
Каждый ремонтный участок должен заблаговременно оснащаться
необходимыми подъемно-транспортными средствами, специальной
оснасткой, Ьредствами механизации выполнения отдельных ремонтно-техно-
логических работ
-34-
НАЛАДКА ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ
Общие методы выявления дефектов
Электрооборудование, несмотря на его многообразие, объединяют общие
по своему назначению конструктивные узлы: корпус, обмотки, выводы обмоток,
токоведущие части, магнитопровод, изоляция, электрические соединения
(кабели, шины, провод), заземления, средства управления и сигнализации,
релейная защита, система смазки, охлаждения, уплотнения и возбуждения
(Машины синхронные и постоянного тока), статор, ротор, подшипники,
коллектор (машины постоянного тока), устройства для измерения температур,
устройства переключения обмоток, кинематическая система связи подвижных
контактов с приводом, привод, контактные соединения.
Общие конструктивные узлы определяют общность дефектов
оборудования, выявляемых в большинстве случаев в процессе проверок и
испытаний.
В качестве примеров таких общих дефектов оборудования, наиболее
часто встречающихся в практике наладочных работ, можно привести
следующие:
- у корпусов - повреждения их в процессе транспортировки и монтажа,
дефекты сварных или болтовых соединений, неплотности в стыках, дефекты
уплотнений и т. д.;
- у обмоток - увлажнение изоляции (имеющее место чаще всего в
результате длительного и неправильного хранения оборудования),
механические повреждения; нарушения междувитковой изоляции;
Соединений в обмотках; токоподводах и выводах; несоответствие
маркировки выводов ГОСТ и заводским схемам паспортов и
сопроводительной документации;
- у устройств переключения обмоток силовых трансформаторов -
неправильное соединение отпаек или неправильная работа переключателя,
- у магнитопроводов, чаще всего, измерительных трансформаторов тока -
замыкания отдельных листов стали между собой, нарушения изоляции
стяжных болтов, механические повреждения листов стали и коррозия их,
Засорение вентиляционных каналов (статоров и роторов электрических
шшин), слабая затяжка болтов (чаще силовых трансформаторов);
- у коллекторов машин постоянного тока - дефекты паек "петушков",
засорение промежутков между пластинами;
- у подшипников синхронных генераторов - нарушения изоляции их от
фундаментной плиты;
- у коммутационных аппаратов - неудовлетворительная регулировка тяг,
(|ривода и контактной системы, увлажнение бакелитовых частей тяг и
щнутрибаковой изоляции (масляных выключателей), нарушения
герметичности, неправильная работа в различных циклах,
неудовлетворительное состояние контактных поверхностей;
- у вводов высокого напряжения, конденсаторов связи - увлажнение
бакелитовых деталей;
-35-

- у фарфоровой изоляции - повреждения наружной поверхности,
внутренние дефекты;
- у контактных соединений ошиновки или зажимов аппаратов -
неудовлетворительное качество опрессовки, пайки или болтовых
соединений; I
- у силовых кабелей - дефекты концевых заделок или соединительных
муфт, обрывы жил, повреждения оболочек;
- у бетонных реакторов - увлажнение бетонных стоек;
- у устройств заземлений - дефекты соединений заземляющих проводок
с корпусом оборудования и между отдельными участками заземляющих
устройств, несоответствие сопротивления растеканию контура требованиям
техники безопасности.
Для обеспечения надежной работы все дефекты оборудования и его
монтажа должны быть своевременно устранены. Обнаружение их является
одной из основных задач наладочного персонала. Второй задачей является
установление соответствия оборудования техническим требованиям и
проекту, оценка возможности включения электрооборудования в работу и
наладка всех его устройств управления, релейных защит и автоматики.
Общие дефекты оборудования и требования к нему определяют общие
методы проверок и испытаний, которые могут быть объединены в следующие
основные группы:
1) методы определения состояния механической части
электрооборудования;
2) методы определения состояния изоляции токоведущих частей
электрооборудования;
3) методы испытания электрооборудования в искусственно утяжеленных
условиях;
А) методы определения состояния токоведущих частей и контактных
соединений электрооборудования;
5) методы определения состояния магнитной системы
электрооборудования;
6) методы проверки схем электрических соединений;
7) методы проверки, настройки и испытаний устройств релейной защиты,
автоматики, управления, сигнализации и других вторичных устройств;
8) методы опробования оборудования.
Во всех перечисленных группах проверок и испытаний применяются и
общие для различных видов оборудования методы измерений, а также
приборы.
Задачи быстрейшего ввода энергетических объектов, технологическая
последовательность монтажных работ и необходимость заблаговременного
устранения дефектов требуют выполнения максимального количества
проверок и испытаний в процессе монтажа оборудования до его полного
окончания и должно учитываться при производстве наладочных работ.
К таким работам относятся: ремонт электрооборудования; измерение
сопротивления изоляции постоянному току обмоток и других токоведущих
-36-
частей электрических машин и аппаратов; испытание изоляции повышенным
напряжением; измерение сопротивления постоянному току обмоток,
контактов и других токоведущих частей; измерение тока холостого хода
трансформаторов и снятие характеристик намагничивания; измерение
коэффициента трансформации; проверка и наладка схем электрического
соединения оборудования и различных устройств управления, релейных
защит и автоматики.
К измерениям и испытаниям электрооборудования, которые могут быть
,выполнены только на работающем оборудовании, относятся: снятие
характеристик электрических машин; опробование электрооборудования в
работе с одновременным измерением основных технических параметров,
характеризующих состояние и соответствие проектным требованиям;
испытания в утяжеленных рабочих условиях.
Методические указания по испытаниям электрооборудования
Данные методические указания и нормы измерений (испытаний)
электрооборудования основываются на требованиях соответствующих
пунктов "Правил технической эксплуатации электроустановок потребителей"
(далее - ПТЭЭП) и распространяются на Потребителей, эксплуатирующих
электроустановки напряжением до 220 кВ. При испытаниях и измерениях
параметров электрооборудования электроустановок напряжением выше
220 кВ, а также генераторов и синхронных компенсаторов следует
руководствоваться соответствующими требованиями.
Конкретные сроки испытаний и измерений параметров
электрооборудования электроустановок при капитальном и текущем
ремонтах, а также при межремонтных испытаниях и измерениях, т. е. при
профилактических испытаниях, выполняемых для оценки состояния
электрооборудования и не связанных с выводом электрооборудования в
ремонт (далее - М), определяет технический руководитель Потребителя на
основе требований действующей НТД с учетом рекомендаций заводских
инструкций, состояния электроустановок и местных условий.
Указанная для отдельных видов электрооборудования периодичность
испытаний является рекомендуемой и может быть изменена решением
технического руководителя Потребителя.
Для видов электрооборудования, не включенных в нормы, конкретные
нормы и сроки испытаний и измерений параметров должен устанавливать
технический руководитель Потребителя с учетом инструкций
(рекомендаций) заводов-изготовителей.
Нормы испытаний электрооборудования иностранных фирм должны
устанавливаться с учетом указаний фирмы-изготовителя.
Электрооборудование после ремонта испытывается в объеме,
определяемом нормами. До начала ремонта испытания и измерения
производятся для установления объема и характера ремонта, а также для
получения исходных данных, с которыми сравниваются результаты
послерёмонтных испытаний и измерений.
-37-

Оценка состояния изоляции электрооборудования, находящегося в
стадии длительного хранения (в том числе аварийного резерва),
производится в соответствии с указаниями данных норм, как и находящегося
в эксплуатации. Отдельные части и детали проверяются по нормам,
указанным заводом-изготовителем в сопроводительной документации на
изделия.
Объем и периодичность испытаний и измерений электрооборудования
электроустановок в гарантийный период работы должны приниматься в
соответствии с указаниями инструкций заводов-изготовителей.
Заключение о пригодности электрооборудования к эксплуатации
выдается не только на основании сравнения результатов испытаний и
измерений с нормами, но и по совокупности результатов всех проведенных
испытаний, измерений и осмотров.
Значения параметров, полученных при испытаниях и измерениях, должны
быть сопоставлены с результатами измерений однотипного
электрооборудования или электрооборудованиях других фаз, а также с
результатами предыдущих измерений и испытаний, в том числе с исходными
их значениями.
Под исходными значениями измеряемых параметров следует понимать
их значения, указанные в паспортах и протоколах заводских испытаний и
измерений. В случае проведения капитального или восстановительного
ремонта под исходными значениями понимаются результаты измерений,
полученные при этих ремонтах.
При отсутствии таких значений, в качестве исходных могут быть приняты
значения, полученные при испытаниях вновь вводимого однотипного
оборудования.
Электрооборудование и изоляторы на номинальное напряжение,
превышающее номинальное напряжение электроустановки, в которой они
эксплуатируются, могут испытываться повышенным напряжением по
нормам, установленным для класса изоляции данной установки.
Если испытание повышенным выпрямленным напряжением или
напряжением промышленной частоты производится без отсоединения
ошиновки от электрооборудования, то значение испытательного напряжения
принимается по нормам для электрооборудования с самым низким
испытательным напряжением.
Испытание повышенным напряжением изоляторов и трансформаторов
тока, соединенных с силовыми кабелями 6-10 кВ, может производиться вместе
с кабелями по нормам, принятым для силовых кабелей.
При отсутствии необходимой испытательной аппаратуры переменного
тока допускается испытывать электрооборудование распределительных
устройств (напряжением до 20 кВ) повышенным выпрямленным
напряжением, равным полуторакратному значению испытательного
напряжения промышленной частоты.
Испытания чи измерения должны проводиться по программам
(методикам), утвержденным руководителем Потребителя и
-38-
соответствующим требованиям утвержденных в установленном порядке
(рекомендованных) документов, типовых методических указаний по
Испытаниям и измерениям. Программы должны предусматривать меры по
обеспечению безопасного проведения работ.
Результаты испытаний, измерений и опробований должны быть
оформлены протоколами или актами, которые хранятся вместе с паспортами
на электрооборудование.
Электрические испытания электрооборудования и отбор пробы
трансформаторного масла из баков аппаратов на химический анализ
необходимо проводить при температуре изоляции не ниже 5°С.
Характеристики изоляции электрооборудования рекомендуется
измерять по однотипным схемам и при одинаковой температуре.
Сравнение характеристик изоляции должно производиться при одной и
той же температуре изоляции или близких ее значениях (разница температур
не более 5°С). Если это невозможно, то должен производиться температурный
пересчет в соответствии с инструкциями по эксплуатации конкретных видов
электрооборудования.
Перед проведением испытаний и измерений электрооборудования (за
исключением вращающихся машин, находящихся в эксплуатации) наружная
поверхность его изоляции должна быть очищена от пыли и грязи, кроме тех
случаев, когда измерения проводятся методом, не требующим отключения
оборудования.
При испытании изоляции обмоток вращающихся машин, трансформаторов
и реакторов повышенным напряжением промышленной частоты должны быть
испытаны поочередно каждая электрически независимая цепь или
параллельная ветвь (в последнем случае - при наличии полной изоляции между
ветвями). При этом один полюс испытательного устройства соединяется с
выводом испытываемой обмотки, другой - с заземленным корпусом
испытываемого электрооборудования, с которым на все время испытаний
данной обмотки электрически соединяются все другие обмотки. Обмотки,
соединенные между собой наглухо и не имеющие вывода концов каждой фазы
или ветви, должны испытываться относительно корпуса без разъединения.
При испытаниях электрооборудования повышенным напряжением
промышленной частоты, а также при измерениях тока и потерь холостого
Хода силовых и измерительных трансформаторов рекомендуется
использовать линейное напряжение питающей сети.
Скорость подъема напряжения до 1/3 испытательного значения может
быть произвольной. Далее испытательное напряжение должно подниматься
плавно, со скоростью, допускающей производить визуальный отсчет по
измерительным приборам, и по достижении установленного значения
поддерживаться неизменным в течение времени испытания. После требуемой
выдержки напряжение плавно снижается до значения, не менее 1/3
испытательного, и отключается. Под продолжительностью испытания
подразумевается время приложения полного испытательного напряжения,
установленного нормами.
-39-

До и после испытания изоляции повышенным напряжением промышленной
частоты или выпрямленным напряжением рекомендуется измерять
сопротивление изоляции с помощью мегаомметра. За сопротивление изоляции
принимается одноминутное значение измеренного сопротивления Р60
Если в соответствии с нормами требуется определение коэффициента
абсорбции (Р60/В15), отсчет производится дважды: через 15 и 60 с после
начала измерений.
При измерении параметров изоляции электрооборудования должны
учитываться случайные и систематические погрешности, обусловленные
погрешностями измерительных приборов и аппаратов, дополнительными
емкостями и индуктивными связями между элементами измерительной
схемы, воздействием температуры, влиянием внешних электромагнитных
и электростатических полей на измерительное устройство, погрешностями
метода и т. п. При измерении тока утечки (тока проводимости), в случае
необходимости, учитываются пульсации выпрямленного напряжения.
Значения тангенса угла диэлектрических потерь изоляции
электрооборудования и тока проводимости разрядников в данных нормах
приведены при температуре оборудования 20°С. *
При измерении тангенса угла диэлектрических потерь изоляции
электрооборудования следует одновременно определять и ее емкость.
Испытание напряжением 1000 В промышленной частоты может быть
заменено измерением одноминутного значения сопротивления изоляции
мегаомметром на напряжение 2500 В. Эта замена не допускается при
испытании ответственных вращающихся машин и цепей релейной защиты
и автоматики, а также в случаях, оговоренных в нормах.
При испытании внешней изоляции электрооборудования повышенным
напряжением промышленной частоты, производимом при факторах внешней
среды, отличающихся от нормальных (температура воздуха 20°С, абсолютная
влажность 11 г/м3, атмосферное давление 101,3 кПа, если в стандартах на
электрооборудование не приняты другие пределы), значение
испытательного напряжения должно определяться с учетом поправочного
коэффициента на условия испытания, регламентируемого
соответствующими государственными стандартами.
Проведению нескольких видов испытаний изоляции
электрооборудования, испытанию повышенным напряжением должны
предшествовать тщательный осмотр и оценка состояния изоляции другими
методами. Электрооборудование, забракованное при внешнем осмотре,
независимо от результатов испытаний и измерений должно быть заменено
или отремонтировано.
Результаты испытания повышенным напряжением считаются
удовлетворительными, если при приложении полного испытательного
напряжения не наблюдалось скользящих разрядов, толчков тока утечки или
плавного нарастания тока утечки, пробоев или перекрытий изоляции и если
сопротивление изоляции, измеренное мегаомметром, после испытания
осталось прежним.
Если характеристики изоляции резко ухудшились или близки к
браковочной норме, то должна быть выяснена причина ухудшения изоляции
и приняты меры к ее устранению. Если дефект изоляции не выявлен или не
устранен, то сроки последующих измерений и испытаний устанавливаются
ответственным за электрохозяйство Потребителя с учетом состояния и
режима работы изоляции.
После полной замены масла в маслонаполненном электрооборудовании
(кроме масляных выключателей) его изоляция должна быть подвергнута
повторным испытаниям в соответствии с настоящими нормами.
Опыт холостого хода силовых трансформаторов производится в начале
всех испытаний и измерений до подачи на обмотки трансформатора
постоянного тока, т. е. до измерения сопротивления изоляции и
сопротивления обмоток постоянному току, прогрева трансформатора
постоянным током и т. п.
Температура изоляции электрооборудования определяется следующим
образом:
- за температуру изоляции трансформатора, не подвергавшегося
нагреву, принимается температура верхних слоев масла, измеренная
термометром;
- за температуру изоляции трансформатора, подвергавшегося нагреву
или воздействию солнечной радиации, принимается средняя температура
фазы В обмотки высшего напряжения, определяемая по ее сопротивлению
постоянному току;
- за температуру изоляции электрических машин, подвергавшихся
нагреву, принимается средняя температура обмоток, определяемая по
сопротивлению постоянному току;
- за температуру изоляции трансформаторов тока серии ТФЗМ (ТФН) с
масляным заполнением принимается температура окружающей среды;
- за температуру изоляции вврда, установленного на масляном
выключателе или на трансформаторе, не подвергавшегося нагреву,
принимается температура окружающей среды или температура масла в баке
выключателя или трансформатора.
Указанные в нормах значения с указанием «не менее» являются
наименьшими. Все числовые значения «от» и «до», приведенные в нормах,
следует понимать включительно.
Тепловизионный контроль состояния электрооборудования следует по
возможности производить для электроустановки в целом.
Определение состояния механической части электрооборудования
Методика определения состояния механической части
электрооборудования включает:
- внешний осмотр;
- измерения (испытания).
Прежде всего визуальным осмотром оценивается общее состояние
оборудования, выявляются все наружные дефекты, проверяется
-40-
-41 -

соответстбие оборудования проекту и техническим требованиям по
паспортным данным и заводской документации.
Далее в некотором объеме проводятся измерения (испытания).
В объем измерений и испытаний масляных выключателей, определяющих
состояние механической части, входит: измерение скорости и времени
включения и отклонения, измерение хода подвижной части выключателя,
вжима контактов при включении, определение одновременности замыкания
и размыкания контактов в пределах одной и всех трех фаз, определение
минимального напряжения срабатывания, проверка отсутствия течи масла
из баков, опробование работы выключателей при повышенном, пониженном
и нормальном напряжениях оперативного тока.
В объем измерений и испытаний, определяющих состояние
механической части воздушных выключателей, входит: измерение «вжатия»
контактов; измерение собственного времени включения и отключения
выключателя, времени между размыканием главных контактов и началом
размыкания контактов отделителя; определение одновременности
размыкания контактов в пределах фазы; измерение «сброса» давления при
включении и отключении; измерение давления трогания главных контактов
выключателя и давления для завершения операции выключателя; измерение
напряжения срабатывания электромагнитов включения и отключения;
проверка расхода воздуха на утечку; опробование выключателей в условиях
повышенного, пониженного и нормального напряжения оперативного тока
с осциллографированием различных циклов при опробовании и др.
Механическое состояние электродвигателей определяется по
опробованию их на холостом ходу и под нагрузкой по результатам изме-
рения тока холостого хода, тока нагрузки, проверки нагрева и вибрации.
Состояние механической части синхронных турбогенераторов
определяется по опробованию на холостом ходу и под нагрузкой с контролем
нагрева подшипников; вибрации; работы масляной системы и системы
охлаждения.
Состояние силовых трансформаторов - по измерению сопротивления
постоянному току обмоток; коэффициента трансформации (для оценки
состояния простых переключателей), а также по результатам снятия круговых
диаграмм (для оценки состояния переключателей под нагрузкой); по
отсутствию течи масла из бака и радиаторов; по работе системы
принудительной циркуляции масла и обдува (если последние имеются).
Состояние устройств заземления определяется по результатам
измерения переходных сопротивлений постоянному току и простукиванием
сварных контактных соединений молотком.
Механическое состояние измерительных трансформаторов, различных
сборок, щитов, неподвижных узлов комплектных распределительных
устройств, реакторов и т. п. определяется, в основном, только по результатам
внешнего осмотра.
-42-
Определение состояния магнитных систем
Общепринятым способом определения состояния магнитопроводов
Электромагнитов и их обмоток является измерение тока холостого хода или
снятие характеристик намагничивания. У силовых трансформаторов и
трансформаторов напряжения измеряется ток холостого хода подачей
номинального напряжения (у трансформаторов напряжения - на вторичную
обмотку) и измерением тока (во всех фазах - у трехфазных
трансформаторов) при отключенной нагрузке. Измеренный ток
сравнивается с паспортными или опытными данными для проверяемого типа
оборудования. Превышение его, тем более значительное, является
признаком повреждения магнитопровода (нарушение изоляции между
листами стали, замыкание пакетов) или замыкания части витков обмоток.
У измерительных трансформаторов тока (далее - ТТ) снимается
характеристика зависимости тока намагничивания в обмотке от подаваемого
на нее напряжения II. Характер изменения тока намагничивания позволяет
судить о наличии у ТТ междувиткового замыкания.
Снятые характеристики намагничивания ТТ сравниваются с типовыми или
опытными. Значительные отклонения характеристик от типовых или опытных
являются признаком повреждения. Для большинства ТТ характеристики
снимаются в пределах напряжений 0-250-280 В, а для ТТ небольшой
мощности - в пределах изменений токов от 0 до 5 А. Характеристики
дросселей снимаются в пределах возможных рабочих напряжений.
У каскадных ТТ с вторичным током 1 А насыщение наступает при
напряжениях, значительно превышающих 280 В. В этих случаях для снятия
характеристик подается напряжение через повышающий трансформатор
или измеряется зависимость напряжения на разомкнутой вторичной
обмотке от тока, подаваемого в первичную.
При наличии у ТТ ответвлений, характеристика намагничивания
снимается на одном из ответвлений.
Состояние магнитопроводов электрических машин проверяется снятием
характеристик холостого хода и короткого замыкания (у синхронных
генераторов), а также нагрузочных (у машин постоянного токи) и сравнением
полученных характеристик с заводскими, имеющимися в сопроводительной
документации. По характеристикам определяются дополнительно
параметры, необходимые для наладки устройств регулирования
возбуждения и дальнейших расчетов, производимых в условиях
эксплуатации.
Определение состояния токоведущих частей
и контактных соединений
Методика определения состояния токоведущих частей и контактных
соединений основана на непосредственном влиянии на сопротивление
постоянному току качества выполнения контактных соединений, целостности
обмоток и других токоведущих частей.
-43-

При наличии значительного количества короткозамкнутых витков
измеренное сопротивление постоянному току обмоток, как правило, меньше,
а при обрыве или нарушении контактных соединений превышает приведенное
в паспорте или протоколах предыдущих измерений.
Измеренные сопротивления постоянному току обмоток фаз генераторов и
электродвигателей, не имеющих повреждений, должны быть практически
одинаковыми (допускаемая разница не больше 2%). Различие в результатах
измерений по фазам (больше допустимого) является признаком наличия
дефекта в пайке выводов или лобовых частей.
Нарушение последовательности изменения сопротивления постоянному
току обмоток силовых трансформаторов по отпайкам является признаком
того, что отпайки на переключателе подключены неверно. При этом
отклонение одного из измерений от предыдущих и заводских данных
является признаком дефекта соединения обмотки с переключателем или
нарушения пайки внутри обмотки.
При наличии нарушений пайки "петушков" у якоря машин постоянного
тока имеет место значительное отклонение сопротивления постоянному
току, измеренного между парой коллекторных пластин, от сопротивления
остальных исправных пар.
При плохой регулировке контактов выключателя имеется часто
значительное превышение переходного сопротивления постоянному току
силовых контактов против нормативных данных. Признаком
неудовлетворительной регулировки контактов является также значительное
расхождение сопротивлений постоянному току по отдельным фазам.
Встречающиеся в практике значения измеряемых сопротивлений
постоянному току определяют методику измерений. Сопротивления
постоянному току обмоток силовых трансформаторов, генераторов,
компенсаторов, мощных электродвигателей, переходных сопротивлений
контактов выключателей, разъединителей, якорных и последовательных
обмоток машин постоянного тока обычно составляют очень небольшие
величины (меньше 1 Ом). Сопротивления же постоянному току обмоток
электродвигателей небольшой мощности, обмоток реле обычно значительно
более 1 Ом.
Наиболее точным, простым и удобным в работе методом является
мостовой метод измерения. Малые величины (менее 10 Ом) измеряют
двойным мостом, большие (более 10 Ом) - одинарным мостом. В настоящее
время находят широкое применение универсальные мосты, измеряющие
как малые, так и большие величины. Точность мостовых способов измерения
сопротивления постоянному току достигает0,01%, что вполне удовлетворяет
требованиям.
Достаточно широкое применение также имеет метод амперметра-
вольтметра. Метод этот менее точен, чем мостовой, так как требует
одновременного измерения тока и напряжения; класс измерения определяется
суммарным классом точности измерения амперметра и вольтметра, т. е. при
классе точности каждого прибора 0,5% точность измерения составляет 1%.
-44-
Состояние заземляющих проводок и качество их монтажа оцениваются
по результатам специальных измерений, производимых измерителем
заземления.
Измерения очень малых сопротивлений (меньше 0,01 Ом) производятся
микроомметрами.
Малые значения сопротивления постоянному току переходных
сопротивлений различных контактов удобно оценивать не измерением их
сопротивления, а измерением падения напряжения на участках одинаковой
длины ошиновки, не имеющей контактного соединения и с контактным
соединением. И если значения падения напряжений при этих измерениях
отличаются незначительно, то это является признаком удовлетворительного
состояния контакта.
Результаты, полученные при измерении сопротивления постоянному току,
не являются единственным критерием состояния токоведущих частей.
Дополнительно качество контактов может определяться специальным
испытанием - прогревом их током от постороннего источника или рабочим
Током нагрузки и определением степени нагрева.
Определение состояния изоляции электрооборудования
Существующие способы оценки состояния изоляции электроустановок
можно разделить на следующие:
- контроль с использованием напряжения, повышенного по сравнению с
рабочим и вызывающего пробой дефектной изоляции, так называемые,
разрушающие методы контроля;
- контроль при рабочем или несколько повышенном напряжении с малой
вероятностью пробоя изоляции (измерение диэлектрических потерь и
характеристик частичных разрядов);
- неразрушающие методы контроля изоляции (измерение сопротивления
изоляции, коэффициента абсорбции, тока утечки, емкостных характеристик
и т. д.);
- неэлектрические методы контроля изоляции (химический анализ масла
и других диэлектрических жидкостей, хроматографический анализ газов).
Контроль изоляции повышенным напряжением*. Испытание изоляции
повышенным напряжением позволяет выявить многие дефекты, особенно
сосредоточенные, не обнаруживаемые иными методами. При этом
дефектная изоляция пробивается. Вместе с тем приложение чрезмерно
высокого напряжения или излишне большая его выдержка может вызвать
появление повреждений даже в исправной изоляции. Поэтому
профилактические и послеремонтные испытания изоляции повышенным
напряжением производятся после контроля ее состояния неразрушающими
методами.
* См раздел "Методы испытаний изоляции электрооборудования повышенным
напряжением"
-45-

Изоляция считается выдержавшей испытание, если не наблюдалось
пробоя или частичных повреждений изоляции, обнаруживаемых по
выделению газа, дыма, по звуку и другим признакам.
Испытания проводятся в течение времени, за которое в дефектной
изоляции успевают развиться частичные разряды или полный завершенный
пробой. Практикой установлено, что для этого достаточно 1 мин, и именно
такое время определено нормами на профилактические испытания.
Испытания проводятся повышенным переменным, постоянным
выпрямленным и импульсным напряжением.
Испытания повышенным постоянным напряжением применяются в
основном для испытания объектов большой емкости (кабелей,
конденсаторов). При этом через изоляцию проходит только ток утечки,
который можно измерить, что дает дополнительную информацию о
состоянии изоляции, а поскольку ток утечки имеет малое значение,
затруднено развитие теплового пробоя, меньше габариты испытательных
установок. Кроме того, при постоянном напряжении гораздо ниже
интенсивность частичных разрядов.
Импульсные повышенные напряжения применяются для испытаний
электроустановок высокого напряжения (110 кВ и выше).
Измерение диэлектрических потерь, сопротивления изоляции,
коэффициента абсорбции, емкостных характеристик*. В основе измерения всех
этих характеристик лежат поляризационные процессы. Процесс поляризации
возникает в диэлектрике при помещении его в электрическое поле и вызывается
взаимодействием между этим полем и электрически заряженными частицами
вещества. При этом на поверхности диэлектрика и в его объеме образуются
связанные заряды, изменяющие поле внутри материала диэлектрика.
Диэлектрическая проницаемость определяется степенью поляризации
диэлектрика и является одной из важнейших характеристик изоляции, которая
наиболее полно характеризует состояние изоляции. Однако на практике, в
реальных условиях, измерение диэлектрической проницаемости представляется
достаточно непростой задачей, поэтому производится измерение параметров,
которые в той или иной степени зависят от диэлектрической проницаемости.
Поскольку при поляризации происходит перемещение электрических
зарядов, на это затрачивается энергия поля. Рассеивание энергии в объеме
диэлектрика - диэлектрические потери сами по себе и особенно их
изменение характеризует состояние диэлектрика.
Различают электронную (ионную), дипольную и междуслоевую (мигра-
ционную) поляризацию. Эти виды поляризации характеризуются временем
установления процесса. Электронной соответствует время 1012-1015с,
дипольной -10'10 с, а междуслоевая относится к медленным видам
поляризации и имеет время от нескольких секунд до нескольких минут.
Междуслоевая поляризация имеет место только в неоднородных
диэлектриках и связана с накоплением заряда абсорбции на границах
* См. раздел "Методы определения состояния изоляции токоведущих частей"
-46-
раздела слоев с различной диэлектрической проницаемостью и
проводимостью. Заряд абсорбции определяет ток утечки, сопротивление
изоляции, емкость изоляции и т. д. и, в конечном итоге, состояние изоляции.
Сопротивление изоляции постоянному току. Эта характеристика является
основным показателем состояния изоляции и позволяет определить наличие
грубых внутренних и внешних дефектов (механические повреждения,
увлажнение, загрязнение и т. д.).
Определение сопротивления изоляции производится измерением тока
утечки, проходящего через изоляцию, при приложении к ней постоянного
напряжения с помощью мегаомметров, отградуированных непосредственно
в значениях сопротивления.
Коэффициент абсорбции. В связи с явлением поляризации,
определяемое сопротивление зависит от времени приложения напряжения.
Отношение сопротивлений, измеренных при временах 60 с и 15 с,
называется коэффициентом абсорбции.
Состояние изоляции характеризует как абсолютное значение
сопротивления, измеренное при 60 с, так и коэффициент абсорбции.
Опытным путем установлено, что для нормальной (неувлажненной) изоляции
коэффициент абсорбции должен быть больше 1,3; если значение
коэффициента будет меньше 1,3, то изоляция недопустимо увлажнена.
Метод измерения диэлектрических потерь. Наиболее распространенным
методом определения состояния изоляции оборудования является
измерение тангенса угла диэлектрических потерь - 1д5. Как известно, 1д5 есть
отношение активной составляющей тока, проходящего через изоляцию при
приложении к ней переменного напряжения, к реактивной. Активная
составляющая обусловлена активными потерями на нагрев и ионизацию
(если последняя имеет место), реактивная составляющая связана с зарядкой
и разрядкой конденсатора в каждый период приложенного переменного
напряжения. Активный ток мог бы являться показателем состояния изоляции,
так как все внутренние дефекты изоляции увеличивают этот ток. Однако
'значение его зависит от объема изоляции. Поэтому для оценки состояния
•изоляции используется отношение 1д5 = \^\с
Значение *д6 пропорционально потерям в изоляции, которые
Характеризуют ее состояние. Измерение 1д5 используется для оценки
'состояния изоляции трансформаторов, вводов.
Проверка схем электрических соединений оборудования
Основной частью электрических машин, силовых и измерительных
^трансформаторов являются обмотки, имеющие между собой
«непосредственное электрическое соединение или соединение с помощью
^дополнительных элементов (например, переключателя в силовых
трансформаторах).
Важной частью приводов выключателей, автоматов или другой
коммутационной аппаратуры также являются элементы (обмотки, блок-
контакты и пр.), имеющие между собой электрическое соединение.
-47-

Перечисленные электрические соединения внутри аппаратов
(внутренние схемы электрических соединений), как и любые другие, требуют
проверки правильности их выполнения.
Все оборудование электростанций или подстанций соединяется
электрически с помощью шин, кабелей и проводов в единую схему
соединений (внешние схемы электрических соединений). Наряду с
проверкой схем внутренних соединений, производится также проверка схем
внешних электрических соединений всего основного электрооборудования
в соответствии с проектом. При этой проверке особое внимание обращается
на соблюдение необходимого чередования фаз (последовательности) и
таких соединений одноименных фаз различного оборудования, при которых
возможны и допустимы параллельная работа силовых трансформаторов,
работа генераторов, кабелей, электродвигателей отдельных механизмов в
общей электрической схеме станции или подстанции и связь их с
энергосистемой.
К проверке внешних схем электрических соединений относится также
проверка соответствия размещения оборудования (электродвигателей,
выключателей, щитов или панелей, шкафов управления ими и т. п.) схеме
заполнения, являющейся неотъемлемой частью проекта. Такая схема
предусматривает определенное расположение всего электрооборудования
в отдельных помещениях электростанции или подстанции и аппаратуры их
вторичных устройств.
Проверка схем внутренних и внешних соединений, соответствия монтажа
схемам заполнения так же, как и проверка состояния изоляции, обмоток,
магнитопроводов, относится к работам, производимым на неподвижном
оборудовании, т. е. заблаговременно до пуска его, в том числе и после
ремонта.
Опробование электрооборудования
Опробование оборудования в действии производится после полного
окончания монтажа и предпусковых наладочных работ. При опробовании
производятся проверки, испытания и измерения, которые не могут быть
сделаны в неподвижном состоянии оборудования и характеризуют полную
его подготовленность к нормальной работе в условиях эксплуатации. Методы
опробования зависят от вида оборудования. Выключатели, разъединители,
короткозамыкатели, отделители, крнтакторы и другие виды коммутационных
аппаратов опробуются при полной готовности монтажа оборудования и его
вторичных устройств подачей оперативного напряжения или воздуха (в
случае выключателей или разъединителей с воздушным приводом).
При опробовании производятся измерение времени и скорости
включения и отключения, минимального напряжения "срабатывания"
электромагнитов привода, одновременности замыкания и размыкания
контактов, проверка работы приводов при различных уровнях напряжения
оперативного тока или давления воздуха (в случае аппаратов с воздушным
приводом) и др.
-48-
При опробовании воздушных выключателей производится
осциллографирование различных циклов включения и отключения, по
которым судят о нормальной регулировке и работе отдельных узлов.
По результатам опробования коммутационных аппаратов делаются
выводы о соблюдении всех требований монтажа оборудования, регулировки,
всех допусков.
Силовые трансформаторы опробуются подачей напряжения на них. При
этом проверяется работа трансформатора на слух, проверяются устройства
релейных защит, работа переключателя ответвлений. Опробование крупных
трансформаторов производится по специальной программе,
подготавливаемой наладочным или эксплуатационным персоналом и
утверждаемой руководством предприятия.
Опробование синхронных генераторов и систем их возбуждения
производится обычно непосредственно перед включением генераторов в
работу по специальной программе комплексных испытаний, утверждаемой
руководством станции. При этом производятся проверки защитных
устройств, устройств синхронизации, системы возбуждения, снятие
характеристик генератора и возбудителя.
Электродвигатель опробуется подачей напряжения сначала при
расцепленной муфте, соединяющей его с приводимым механизмом, затем
вместе с приводимым механизмом. Измеряемые при этом токи и
наблюдение за работой электродвигателей позволяют судить о качестве
монтажа и подготовленности электродвигателей к нормальной работе.
Общие методы оценки состояния электрооборудования
по результатам измерений и испытаний
Основным методом оценки состояния электрооборудования,
заканчиваемого монтажом и включаемого в эксплуатацию, является
сравнение результатов измерений и испытаний с допустимыми или
предусматриваемыми специальными нормами.
Согласно требованиям нормативно-технических документов заключение
о возможности ввода оборудования в эксплуатацию производится на
основании совокупности результатов приемо-сдаточных испытаний, так как
часто, особенно в вопросах оценки состояния изоляции электрических
машин, силовых трансформаторов и необходимости сушки, трудно найти
решение по одному или даже двум критериям.
Широко используется в производстве пусконаладочных работ при оценке
состояния оборудования метод сравнения результатов измерений группы одного
и того же типа оборудования исходя из предположения, что все проверяемое
однотипное оборудование не может иметь одинаковых повреждений.
Часто результаты испытаний и измерений (характеристики генераторов
переменного и постоянного тока, измерения изоляции и т. п.) сравниваются
для оценки с результатами предыдущих измерений и испытаний. Для вновь
вводимого в эксплуатацию оборудования такими являются результаты
заводских измерений и испытаний.
4-3890
-49-

В некоторых случаях (несерийное оборудование, экспериментальные и
головные образцы) оценка состояния электрооборудования производится
в соответствии со специальной программой, составляемой разрабатываю-
щими или проектирующими организациями или заводом-изготовителем. В
составлении программ, как правило, участвуют представители наладочных
организаций.
Окончательным способом оценки возможности включения
электрооборудования в работу является комплексное опробование его в
работе.
Оформление протоколов проверки и испытаний
Все результаты проверки, испытаний и опробования
электрооборудования в процессе наладочных работ оформляются
протоколами или в виде отчета. Протокол является основным официальным
документом, по которому делается заключение о пригодности оборудования
и возможности включения его в работу.
Отличительной особенностью этих протоколов или отчетов являются
строгое соблюдение технологической последовательности работ и наличие
кратких методических указаний, облегчающих производство работ.
Протоколы оформляются в одном или двух экземплярах: один экземпляр
сдается эксплуатационному персоналу, а второй или черновые записи
остаются в наладочной организации, производящей работу. Протоколы или
отчеты содержат заключение, в котором даются общая оценка оборудования,
все результаты измерений, проверок, испытаний и опробований, таблицы,
кривые и диаграммы. Протоколы и отчеты подписываются ответственным
исполнителем и руководителем наладочных работ на данном объекте.
-50-
РЕМОНТ, ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ
И НАЛАДКА ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ И СЕТЕЙ
ПОТРЕБИТЕЛЕЙ
1. СИЛОВЫЕ ТРАНСФОРМАТОРЫ И РЕАКТОРЫ
Виды ремонтов силовых трансформаторов, а также объем и нормы
испытаний и наладки зависят от типа трансформатора, конструктивного
исполнения, мощности и уровня напряжения. Каждый трансформатор имеет
паспорт, в котором указывается: тип трансформатора; номинальная мощность;
напряжение и токи обмоток высокого (ВН) и низкого напряжения (НН); токи
короткого замыкания; число фаз; схема и группа соединения обмоток; частота
тока, режим работы (длительный или кратковременный); способ охлаждения;
масса трансформатора и активной части. Кроме номинальных данных, на
щитке и в паспорте указывается наименование завода-изготовителя, год
выпуска и заводской номер трансформатора.
Условное обозначение трансформаторов состоит из двух частей -
буквенной и цифровой. Буквы в обозначении трансформатора означают: на
первом месте - число фаз (0 - однофазный; Т - трехфазный); на втором - вид
охлаждения (М - естественное масляное; Д - масляное с дутьем и
естественной циркуляцией; Ц - принудительная циркуляция масла через
водяной охладитель; Н - естественное, негорючим жидким диэлектриком;
НД - негорючим жидким диэлектриком с дутьем; МЦ - естественная
циркуляция воздуха и принудительная масла; ДЦ - принудительная
циркуляция масла через установленные на баке охладители, обдуваемые
вентиляторами; МВ - принудительная циркуляция воды и естественная
масла; С - сухой, охлаждаемый воздухом; СЗ - воздушное защищенное;
СГ - воздушно-герметичное; СД - воздушное с дутьем; для обозначения
защиты масла азотной подушкой без расширителя после вида охлаждения
ставится буква 3, а для обозначения расщепленной обмотки НН после числа
фаз ставится буква Р); на третьем месте - число обмоток, работающих на
самостоятельные сети (для двухобмоточных буква отсутствует,
трехобмоточный обозначают буквой Т); на четвертом - наличие устройства
для регулирования напряжения под нагрузкой РПН обозначается буквой Н.
Цифры указывают номинальную мощность и класс напряжения обмоток ВН
трансформатора. Например, трансформатор ТДТН-20000/110
расшифровывается так: трехфазный, с дутьевым охлаждением,
трехобмоточный, с регулировкой напряжения под нагрузкой, с номинальной
мощностью 20000 кВА и классом напряжения обмоток ВН-110 кВ.
Основные конструктивные элементы трансформатора следующие.
Магнитопровод силового трансформатора представляет собой комплект
пластин электротехнической стали, собранных в определенную
геометрическую форму, и служит для локализации основного магнитного
поля трансформатора.
Обмотки представляют собой ряд последовательно соединенных витков,
который охватывает часть магнитной системы трансформатора и в котором под
действием магнитного потока этой части наводится э.д.с.
-51 -

Переключающие устройства трансформаторов служат для регулирования
напряжения путем изменения соединения ответвлений обмоток между собой
для получения определенного стандартного напряжения.
Вводы состоят из фарфорового изолятора, внутри которого проходит
круглый токопровбдящий (обычно медный) стержень, - служит для подвода
напряжения к обмоткам трансформатора.
Бак трансформатора с масляным охлаждением представляет собой
резервуар, в котором размещаются активная часть и другие детали
трансформатора. Баки имеют, как правило, овальную форму, максимально
приближенную к форме активной части.
Крышка служит для герметизации бака, а также для установки на ней
расширителя, предохранительной трубы, вводов, привода переключателя и
другого оборудования.
Расширитель служит для компенсации изменяющегося объема масла
вследствие температурных колебаний. На торцевой стенке расширителя
установлен маслоуказатель.
Газовое реле служит для сигнализации повреждений внутри
трансформатора.
Воздухоосушитель служит для поглощения влаги, которая содержится в
воздухе, и защищает масло внутри трансформатора от увлажнения.
Термосифонный фильтр служит для очистки масла путем его
непрерывной регенерации при работе трансформатора.
Разборка трансформатора (реактора)
Трансформатор, доставленный на площадку разборки, очищают от грязи,
а затем тщательно осматривают снаружи. Внешний осмотр производится
для выявления внешних неисправностей: трещин в армировочных швах и
сколов фарфора вводов, нарушения сварных швов и течи масла из
фланцевых соединений, механических повреждений циркуляционных труб,
расширителя и других деталей трансформатора. О замеченных
неисправностях делают записи в соответствующих графах дефектировочных
карт.
При наличии неисправностей, уточнение или устранение которых требует
вскрытия трансформатора и подъема активной части, трансформатор
разбирают. Перед разборкой масло из трансформатора частично или
полностью сливают. Частично (до уровня верхнего ярма магнитопровода)
сливают масло, когда ремонтные работы могут выполняться без подъема
активной части трансформатора (например, при замене вводов, ремонте
контактов переключателей) или только с подъемом активной части, но в
течение времени, не превышающем допустимое время пребывания обмоток
трансформатора вне масла. Полностью сливают масло из трансформатора,
чаще всего, при необходимости сушки его активной части, а также при
ремонтах, требующих замены поврежденных обмоток, и в том случае, если
масло непригодно для дальнейшего использования из-за чрезмерного
загрязнения и увлажнения.
-52-
Последовательность выполнения операций разборки определяется в каждом
конкретном случае в зависимости от конструкции трансформатора. 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 в ремонт 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 состояние его наружных
частей.
Разборку начинают с демонтажа газового реле, термометра,
расширителя, предохранительной трубы и других устройств и деталей,
расположенных на крышке трансформатора. Раскрепление болтовых
соединений производят с помощью разводных ключей или двусторонних
гаечных ключей с размерами зева, соответствующими стандартным
размерам гаек и головок болтов.
При демонтаже газового реле предварительно устанавливают под него
подкладку в виде отрезка деревянной планки шириной 200 мм или резиновой
пластины толщиной не менее 10 мм. Чтобы снять реле, отвертывают сначала
(придерживая реле рукой) болты крепления его к фланцам патрубков,
соединяющих реле с баком и расширителем, а затем, медленно перемещая
корпус реле параллельно фланцам, снимают его. Для предохранения
внутренних деталей реле от загрязнений и повреждений закрывают
отверстия в его корпусе листами фанеры, оргалита или толстого картона и
закрепляют болтами, освободившимися при демонтаже реле.
Проверку исправности, испытание и ремонт реле производят в
электролаборатории, куда и доставляют реле, снятое с разбираемого
трансформатора.
Продолжая операции разборки, демонтируют предохранительную трубу,
а затем расширитель.
Освобожденную от креплений трубу обвязывают веревкой и опускают с
соблюдением мер предосторожности, исключающих повреждение
мембраны предохранительной трубы или повреждение опускаемой трубой
других частей и деталей трансформатора. Отверстие в крышке, где была
установлена труба, закрывают фанерой.
Демонтаж расширителя выполняют в такой последовательности:
отсоединяют от расширителя патрубок маслопровода с пробковым краном,
защищают маслоуказатель временным деревянным коробом,
прикрепляемым к его арматуре с помощью крепких веревок; прочно стропят
расширитель пеньковым канатом или стальным стропом, захватывая его за
корпус или строповые кольца, имеющиеся на расширителях мощных
трансформаторов; отвертывают болты крепления кронштейнов
расширителя к крышке и баку трансформатора; устанавливают наклонно две
доски или бруса и по ним медленно пускают расширитель на пол; закрывают
-53-

отверстия в крышке и расширителе временными фланцами из листовой
резины, фанеры или картона во избежание попадания в них грязи и влаги.
Удалив реле, предохранительную трубу и расширитель, продолжают
разборку, переходя к демонтажу крышки трансформатора. Демонтаж крышки
производят с соблюдением мер предосторожности, исключающих
повреждение фарфоровых деталей вводов обмоток ВН и НН, в таком
порядке: отвертывают болты, крепящие крышку к фланцу бака, с помощью
двух ключей, одним из которых удерживают болт от проворачивания, а
другим отвертывают гайку, расположенную под выступающими фланцем
бака и бортом крышки. При продолжительной работе трансформатора в
сыром помещении или на открытом воздухе болты ржавеют и поэтому трудно
поддаются отвертыванию, даже при значительных усилиях, прилагаемых к
гаечному ключу. Такие болты рекомендуется предварительно обильно
смачивать керосином. 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 400 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. Петли стропов
надевают на стальные валики, временно (на время подъема) продетые в
отверстия (проушины) рымов.
При подъеме активной части трансформаторов с вводами, расположенными
на стенках баков, вначале отсоединяют отводы и демонтируют вводы, а затем
только поднимают активную часть трансформатора.
Активную часть, поднятую из бака, устанавливают на прочном помосте
из оструганных досок или на деревянных брусьях так, чтобы обеспечивалось
ее устойчивое вертикальное положение и возможность осмотра, проверки
и ремонта.
Продолжая разборку, отсоединяют отводы от вводов и переключателя и
проверяют состояние их изоляции, армировочных швов вводов и контактной
системы переключателя; о всех замеченных неисправностях делают
соответствующие записи в дефектировочной карте. Далее отвертывают
рымы с вертикальных шпилек, снимают крышку, относят ее в сторону и
укладывают так, чтобы выступающие под крышкой части не были
повреждены, вводы защищают от механических повреждений, закрыв их
жесткими цилиндрами из картона или обернув чистой мешковиной.
Закончив первый этап разборки, переходят ко второму, наиболее сложному
и трудоемкому - демонтажу обмоток. Основные операции демонтажа обмоток
выполняют в такой последовательности: удаляют вертикальные шпильки,
отвертывают гайки стяжных болтов и снимают ярмовые балки
-54-
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.
Обнаруженную путем испытаний при дефектировке поврежденную
обмотку доставляют в обмоточное отделение, а расширитель,
переключатель, вводы и другие детали трансформатора, нуждающиеся в
ремонте, - в отделение ремонта электромеханической части.
Ремонт и изготовление обмоток
Переизолировка обмоточного провода. Обмотку, поступившую в
ремонт, осматривают для уточнения масштабов повреждения, а также
определения способов ремонта и необходимых для этого материалов и
оборудования. При этом выясняют также возможность повторного
использования обмоточного провода и изоляционных деталей
поврежденной обмотки. Восстановить изоляцию и повторно использовать
обмоточный провод, снятый с поврежденной обмотки, можно довольно часто
и этим следует воспользоваться. Поскольку в электроустановках имеются
современные устройства релейной защиты и автоматики, полное
разрушение обмоток происходит очень редко, так как трансформатор, как
правило, отключается защитой на стадии возникновения повреждения, когда
из-за электрического пробоя оказывается поврежденной только изоляция
витков обмоточного провода, а не сам провод.
Использовать повторно снятый с обмотки провод после восстановления
его изоляции путем переизолировки можно и при поступлении в ремонт
обмоток с признаками сильного износа (старения) их изоляции вследствие
продолжительной работы в условиях частых и длительных перегревов.
Процесс переизолировки снятого с обмотки провода состоит из операций
удаления с него старой изоляции, отжига, рихтовки и покрытия новой
изоляцией. Отжигают и удаляют старый обмоточный провод, нагревая его в
печи до 550-600 °С, а затем промывая в горячей воде. Для изолирования
обмоточного провода применяют оплеточные станки.
Эксплуатация трансформаторов с частично перемотанными обмотками
показала, что продолжительность их работы в 2-3 раза короче, чем у
трансформаторов с полностью перемотанными обмотками. Поэтому при
необходимости ремонта частично поврежденных обмоток целесообразно в
каждом случае решать вопрос о возможности замены их вновь намотанными
обмотками.
Намотка новой обмотки. Намотку (изготовление) новой обмотки выполняют
по образцу поврежденной или же пользуясь расчетной запиской и чертежами
обмотки. Новую обмотку наматывают на намоточных станках, выбор которых
зависит от размеров и конструкции обмотки.
Перед началом намотки обмоток следует, используя чертежи,
дефектировочную, маршрутную и технологическую карты, заготовить
необходимые изоляционные и проводниковые материалы и инвентарные
-55-

приспособления, а также рабочие и мерительные инструменты. Надо
подготовить шаблон, соответствующий размерам будущей обмотки, а также
проверить исправность намоточного станка. Рабочее место обмотчика
должно быть свободно от посторонних предметов и хорошо освещено.
При изготовлении, сборке и монтаже обмоток в качестве изоляционных
материалов применяют бумагу (кабельную, телефонную),
электротехнический картон и деревянные детали, а также изоляционные
конструкции из этих материалов.
Провода обмотки обычно наматывают на бумажно-бакелитовый цилиндр;
кабельную и телефонную бумагу используют чаще всего в качестве
межслоевой изоляции, картон в виде прокладок и штампованных или
клееных изоляционных деталей, а изоляционные конструкции - как
уравнительную и ярмовую изоляцию.
Конструктивно наиболее простой и технологически легко выполнимой
является непрерывная обмотка из одного провода и целым числом витков.
Непрерывную обмотку наматывают на рейки, накладываемые на
бумажно-бакелитовый или временный технологический шаблон.
Для защиты от возможных и нередко возникающих в линии
электропередачи перенапряжений непрерывную обмотку ВН снабжают
частичной емкостной защитой в виде экранирующих витков и емкостных
колец, выравнивающих электрическое поле во входных катушках обмотки.
Экранирующие витки из провода с усиленной изоляцией накладываются
непосредственно на входные катушки обмотки, а емкостные кольца
устанавливаются отдельно по торцам обмотки. Емкостное кольцо
представляет собой прессованное кольцо (шайбу) из электрокартона,
обернутое металлической фольгой (с некоторым разрывом во избежание
короткозамкнутого витка) и изолированное кабельной бумагой. Выводные
концы от экранирующих витков и емкостного кольца соединяются пайкой
вместе и припаиваются к начальному витку обмотки.
Непрерывные обмотки, имеющие ряд преимуществ по сравнению с
обмотками других типов и исполнений, получили широкое распространение
в трансформаторах разных мощностей и напряжений. Основное их
преимущество - большая стойкость к осевым усилиям, возникающим при
коротких замыканиях. Непрерывная обмотка имеет большую торцевую
опорную поверхность и допускает подпрессовку в осевом направлении при
ее ослаблении.
Сушка и прессовка обмотки. Вновь изготовленная обмотка подвергается
сушке, для чего предварительно стягивается (запрессовывается) в специальных
плитах, иначе она может рассыпаться при транспортировании к месту
выполнения очередных технологических операций - сушки и подпрессовки.
Стяжку обмотки производят с помощью круглых стальных плит с
отверстиями и стяжных шпилек. Для выполнения стяжки устанавливают
плиты на торцах обмотки, продевают в отверстия плит стяжные шпильки и,
равномерно навертывая гайки, стягивают на шпильках обмотку настолько
сильно, чтобы она не рассыпалась при перемещении к месту выполнения
следующей операции - сушки.
-56-
Сушка - важная операция, повышающая качество обмоток и
продлевающая продолжительность их работы. Она предназначается для
удаления влаги, наличие которой в бумажной изоляции резко снижает
электрическую прочность и срок ее службы.
Обмотки на напряжения до 35 кВ сушат при температуре, не
превышающей 105 °С, в обычных сушильных камерах, оборудованных
вытяжной вентиляцией и электрическим или паровым подогревом. Сушку
обмоток напряжением 35 кВ и выше производят в вакуум-сушильных
камерах. Преимущество этого вида сушки состоит в том, что после прогрева
обмотки создается (благодаря вакууму в камере) разность давлений между
внутренними и наружными слоями изоляции, способствующая интенсивному
выходу влаги на поверхность и ее быстрому испарению.
Первоначально обмотка была стянута стяжными плитами так, чтобы ее
можно было только перемещать без опасения рассыпания. Более сильное
стягивание обмотки плитами препятствовало бы интенсивному испарению
влаги из ее изоляции. Поэтому после сушки производят подпрессовку
обмотки, которую выполняют при помощи гидропресса без снятия плит или
завертыванием гаек на шпильках стяжных плит до тех пор, пока размер
обмотки в осевом направлении не достигнет требуемой величины.
После сушки и прессовки обмотку отделывают: проверяют ее размеры,
устраняют (с помощью клиньев) наклон катушек, обрезают выступающие части
реек и клиньев, изолируют поврежденные участки изоляции, подбивают
выступающие переходы проводов, направляют смещенные полосы изоляции
под переходами, выявляют и устраняют другие дефекты обмотки, появившиеся
в процессе намотки, сушки или прессовки.
По окончании намотки, сушки и прессовки, а также готовую обмотку
подвергают различным проверкам и испытаниям с целью контроля качества
и определения правильности выполнения операций для её изготовления.
Готовую обмотку отправляют в отделение сборки или устанавливают в
специальной раме, предотвращающей ее деформацию, и отправляют на
хранение в сухое и отапливаемое помещение.
Ремонт магнитопроводов
Магнитопроводы, поступающие в ремонт, нуждаются преимущественно
в частичном ремонте, реже - в ремонте с полной разборкой и перешихтовкой
активной стали.
При частичном ремонте магнитопровода нет необходимости в его полной
разборке. Частичный ремонт выполняют при незначительных повреждениях
активной стали или отдельных деталей магнитопровода, например, при
местных замыканиях и небольших оплавлениях листов активной стали,
повреждениях изоляционных деталей, ослаблении крепления ярмовых
балок, забоинах и т. п.
Очаги прогара и оплавления активной стали расчищают, снимая
образовавшиеся наплывы металла карборундовым камнем, насаженным на
вал электросверлильной машинки, или вырубая зубилом. После очистки
-57-

поврежденного участка от наплывов металла распрессовывают частично
пластины магнитопровода на этом участке, отделяют сварившиеся кромками
пластины друг от друга, снимают заусенцы с кромок пластин и, очистив этот
участок от остатков старой изоляции и металлических опилок, изолируют
пластины, прокладывая между ними листы телефонной или кабельной бумаги.
Разборка ремонтируемого магнитопровода. Последовательность
выполнения основных операций разборки магнитопровода в каждом случае
зависит от его конструкции и принятого при изготовлении (или очередном
ремонте) способа прессовки ярм и стержней.
Прессовка ярм магнитопровода полубандажами, а его стержней
стеклобандажами применяется сравнительно недавно, и количество
поступающих в ремонт трансформаторов с такими магнитопроводами
невелико. В магнитопроводах большинства трансформаторов, поступающих
в ремонт, использована шпилечная прессовка ярм и стержней, поэтому ниже
в первую очередь приводится описание способов выполнения основных
операций разборки шпилечных магнитопроводов.
Разборку ремонтируемого шпилечного магнитопровода начинают с
демонтажа верхних ярмовых балок и расшихтовки верхнего ярма. Эту часть
работы начинают с распрессовки ярма, т. е. с отвинчивания гаек на стяжных
шпильках. Для этого предварительно вставляют временные удлиненные
стяжные шпильки в отверстия на концах ярмовых балок и закрепляют гайками
во избежание развала ярмовых балок в процессе разборки, когда будут
удалены постоянные стяжные шпильки. Далее равномерно ослабляют, а затем
полностью отвинчивают гайки на стяжных шпильках верхних ярмовых балок,
после чего вынимают прессующие шпильки вместе с бумажно-бакелитовыми
трубками и другими деталями. Освобожденные от креплений верхние
ярмовые балки не взаимозаменяемы, поэтому их маркируют надписями
"сторона ВН", "сторона НН" и снимают вместе с изолирующими
электрокартонными прокладками. Ярмовые балки трансформаторов
мощностью до 400 кВА снимают двое работников вручную, а более мощных -
при помощи грузоподъемных механизмов и стропов из стального троса. При
этом балки предварительно стропят, а затем равномерно отвинчивают гайки,
вынимают стяжные шпильки с изоляционными деталями, после чего снимают
балки с помощью грузоподъемного приспособления.
Если ярма спрессованы ярмовыми балками с внешними шпильками или
полубандажами, то операции по распрессовке ярма выполняют в такой
последовательности: застропив балки, устанавливают временные шпильки,
полностью отвинчивают гайки основных внешних шпилек или полубандажей,
ослабляя прессовку ярма, и снимают прессующие детали и балки.
Продолжая разборку, демонтируют вертикальные шпильки, вынимают
заземляющие ленты, снимают верхнюю уравнительную изоляцию. Детали,
снятые при разборке магнитопровода, тщательно осматривают: пригодные
для повторного использования маркируют и сохраняют.
Раскомплектовав верхнее ярмо, приступают к его расшихтовке. При
выполнении операций расшихтовки очень важно сохранить тот порядок
чередования пластин, в котором они находились в ярме до его разборки.
-58-
Закончив расшихтовку верхнего ярма, приступают к демонтажу обмоток.
Обычно даже при наличии только одной поврежденной обмотки - ВН или НН
- демонтируют все обмотки магнитопровода, так как вызванные
электрической дугой копоть сгоревшей изоляции и пары расплавленного
металла, осевшие на поверхности неповрежденных обмоток, могут стать
причиной быстрого выхода их из строя и повторного ремонта
трансформатора.
Демонтаж обмоток начинают с разборки схемы их соединений и удаления
отводов, после чего переходят к съему обмоток со стержней, начиная с
расположенных снаружи обмоток ВН. Для снятия обмотки ВН предварительно
выгибают верхние концы обмотки НН, чтобы они приняли вертикальное
положение; в таком положении они не будут задевать и не повредят обмотку ВН
при ее съеме с обмотки НН. Далее снимают ярмовую и уравнительную изоляции,
электрокартонные цилиндры, деревянные стержни и планки. Все снятые детали
очищают от копоти, шлама и других загрязнений и тщательно осматривают для
определения их состояния, степени повреждения и возможности ремонта.
Демонтаж нижнего ярма производят аналогично демонтажу верхнего:
распрессовывают нижнее ярмо, снимают нижние ярмовые балки и
расшихтовывают нижнее ярмо. Далее по всему контуру магнитопровода
разбирают пластины стали в порядке, в котором они были уложены в
магнитопровод.
Снятые с магнитопровода пластины сортируют: исправные связывают
пакетами и укладывают на одни переносные лотки, а поврежденные,
требующие восстанавливания изоляции, - на другие лотки. Непригодные
пластины (оплавленные, с изломами и прожогами) отбраковывают.
Очистку листов стали (пластин) магнитопровода от старой изоляции
осуществляют механическим и химическим способами, а также отжигом и
отпариванием в горячей воде. Способ очистки выбирают в зависимости от
вида поврежденной изоляции.
Ремонт переключающих устройств
При ремонте трансформаторов особое внимание уделяют состоянию
контактной системы переключающих устройств. Причиной аварийного выхода
из строя трансформатора в десяти случаях из ста бывает неисправность
переключающих устройств, в частности повреждение их контактов. К
неисправностям в контактах переключающего устройства относят
недостаточную плотность прилегания подвижных контактов к неподвижным,
ослабление присоединений регулировочных отводов к контактам
переключающего устройства, нарушение прочности соединений отводов с
обмоткой и др. Наличие этих неисправностей вызывает повышенные местные
нагревы, приводящие нередко к аварийному выходу из строя трансформатора.
Ремонт переключающего устройства начинают с очистки и тщательного
осмотра всех деталей, обращая особое внимание на состояние рабочих
поверхностей подвижных и неподвижных контактов. Поверхности контактов
переключателя, длительно работавших в масле, покрываются тонкой
-59-

пленкой желтоватого цвета, увеличивающей переходное сопротивление в
контакте. Появление такой пленки бывает причиной повышенного нагрева и
повреждения контактов, поэтому при ремонте переключателей эти контакты
тщательно очищают, протирая технической салфеткой или чистыми тряпками
без ворса, смоченными в ацетоне или очищенном бензине. Обгоревшие и
оплавленные контакты заменяют новыми, заводского изготовления, а при
их отсутствии изготавливают по образцу поврежденных с учетом износа
последних. Новые контакты необходимо выполнять из таких же по качеству
материалов, из которых состоят поврежденные контакты заводского
изготовления.
Неподвижные ножевые контакты, ламели, контактные пластины с целью
повышения их износостойкости изготавливают преимущественно из
холоднотянутых неотожженных прутков меди с последующим
гальванопокрытием.
Ремонтируя переключающее устройство ПБВ, подтягивают все
крепежные детали, заменяют поврежденные пружины, изоляционные детали
и прокладки, проверяют отсутствие заеданий в контактах и правильное
совмещение рабочих поверхностей подвижных контактов с неподвижными,
устраняют другие дефекты, обнаруженные во время осмотра и в процессе
ремонта, восстанавливают надписи и обозначения, имевшиеся на
переключателе.
Полностью отремонтированный переключатель ПБВ проверяют десятью
циклами переключений по всем ступеням, после чего не должно быть
признаков нарушения работы и разрегулировки контактов, а также появления
дефектов, препятствующих нормальной работе переключателя.
Ремонт переключающего устройства РПН значительно сложнее ремонта
переключателей ПБВ. При ремонте РПН производят весь комплекс работ по
очистке, промывке и протирке внутренних и наружных деталей и
дополнительный ряд работ, определяемых конструкцией отдельных частей
переключателя и наличием большого количества контактов.
В процессе ремонта проверяют состояние контактных поверхностей
контактов избирателя ступеней, контакторов и электрической части
приводного механизма (контактов контроллера, реле, конечных
выключателей). Контакты всех элементов переключающего устройства,
покрытые копотью и легко оплавленные, очищают и опиливают, устраняя
подгары и наплывы металла, а значит, и причины, вызвавшие повреждение
контактов. Контакты с металлокерамическим покрытием промывают, а
сильно поврежденные - заменяют новыми.
Частой причиной подгорания контактов избирателя и главных контактов
контактора являются нарушение регулировки и ослабление креплений в
местах сочленения механической передачи в цепи (приводной механизм -
контактор - избиратель), в результате чего в системе привода образуются
люфты сверх допустимой величины. Люфты устраняют подтяжкой креплений
и заменой деталей, имэющих разработанные отверстия и большой износ, а
также регулированием работы контактора и избирателя.
-60-
Во избежание ошибок в схеме подключения отводов, после сборки,
регулировки и визуальной проверки схемы соединений снимают круговую
диаграмму, которая показывает последовательность действия контактной
системы переключателя, а также углы опережения и запаздывания при
работе контактов контактора и избирателя.
Сняв круговую диаграмму последовательности действия контактов
избирателя и контактора при прямом и обратном ходе, судят по величине
люфта о качестве собранного избирателя (если люфт будет меньше 16° -
сборка считается удовлетворительной). Затем производят десять циклов
(цикл - ход механизма от первого до последнего положения и обратно)
"прогонки" и при отсутствии дефектов считают, что переключающее
устройство отремонтировано удовлетворительно и может быть установлено
на ремонтируемом трансформаторе.
Ремонт вводов и проходных изоляторов
Проходные изоляторы (вводы) используются в общем случае в местах, где
токоведущие части проходят через стены и перекрытия зданий или вводятся
внутрь металлических корпусов электрооборудования: силовых
трансформаторов, выключателей и других аппаратов. Проходными
изоляторами обычно называются фарфоровые изоляторы на напряжение до
35 кВ с относительно простой внутренней изоляцией. Проходные изоляторы
на напряжение 35 кВ и выше с более сложной конструкцией внутренней
изоляции называются вводами. Для аппаратов на напряжение 35 кВ
используются бумажно-бакелитовые вводы, а на напряжение 110 кВ и выше -
маслобарьерные, и в последнее время получили-широкое распространение
бумажно-масляные вводы, обладающие очень высокими значениями
длительной и кратковременной электрической прочности.
Вводы в трансформаторах работают в тяжелых условиях. В то время, как
часть ввода, находящаяся внутри бака трансформатора, нагревается до 70 °С,
на другую его часть над крышкой трансформатора могут действовать
отрицательная температура и различные агрессивные вещества из
окружающего воздуха. Кроме того, вводы испытывают и большие механические
нагрузки из-за прохождения через него токов короткого замыкания. Но самой
большой проблемой всех типов вводов является их увлажнение, которое в
значительной степени снижает электрическую прочность и может привести в
короткое время к аварийному выходу его из строя.
При ремонте трансформаторов вводы и проходные изоляторы тщательно
осматривают, обращая особое внимание на сохранность фарфорового
изолятора и целостность армировки. Если на поверхности фарфорового
изолятора имеется не более двух сколов площадью до 1 см2 и глубиной до
1 мм, дефектные места промывают, просушивают и покрывают двумя слоями
бакелитового лака, просушивая каждый слой в сушильном шкафу при
температуре 50-60 °С. Изоляторы с большим количеством дефектов или с
трещинами заменяют новыми.
-61 -

Вводы, в которых разрушены армиро^очные швы, переармировывают
новым цементирующим раствором, предварительно удалив старую замазку с
помощью зубила. Если таким способом замазку удалить не удается, то ее
сначала обрабатывают 5-15%-м раствором плавиковой кислоты или 30%
раствором соляной кислоты в зависимости от типа замазки, и затем ввод
разогревают в термошкафу до температуры 450-500 °С.
Новый цементирующий состав для замазки обычно изготовляют из 140
частей магнезита, 70 частей фарфорового порошка и 170 частей раствора хло-
ристого магния. После затвердевания замазки (примерно через 12-15 часов)
армировочный шов покрывают нитроэмалью и испытывают на герметичность
путем создания избыточного давления 3400 кПа трансформаторного масла,
подогретого до 70 °С. Продолжительность испытания составляет 30 мин.
В случае сильного увлажнения внутренней изоляции ввода, последний
подвергают сушке в специальных шахтных печах при температуре 80-90 °СЧ при
остаточном давлении 100-200 Па, предварительно вводы практически полностью
разбирают, оставляя лишь токоведущий стержень с бумажно-масляной
изоляцией, внутри которой находятся дополнительные электроды для
выравнивания электрического поля в радиальном или осевом направлении для
бумажно-масляных вводов, а для маслобарьерных вводов - токоведущий
стержень с барьерами из электрокартона, на которых также располагаются
дополнительные электроды.
Технология такого ремонта достаточно сложная, требует специфических
устройств, приспособлений, установок и высокой квалификации работающих
и производится, как правило, на специализированных предприятиях.
Ремонт отводов
У поступающих в ремонт трансформаторов с неисправными обмотками
нередко оказывается поврежденной частично или полностью бумажно-
бакелитовая изоляция отводов. Повреждение выражается в обугливании
отдельных участков или всей изоляции отвода. Поврежденную изоляцию отвода
восстанавливают в процессе ремонта, при котором отсоединяют отвод от
переключателя и обмотки, снимают с него поврежденную изоляцию и заменяют
имеющейся в запасе изоляционной деталью или вновь изготовленной по
образцу поврежденной, очищают отвод от остатков поврежденной изоляции,
надевают на него новую бумажно-бакелитовую изоляционную трубку,
присоединяют отвод к обмотке и вводу или контактам переключающего
устройства. Эти работы выполняет обычно обмотчик-изолировщик. Однако при
тяжелых авариях трансформатора может быть повреждена не только изоляция,
но и токопроводящий проводник отвода (оплавляется проводник отвода,
нарушается пайка в месте соединения отвода с демпфером). В таких случаях
повреждение устраняет электрослесарь, изготовляя новый отвод или
восстанавливая соединение отвода с демпфером.
Точное повторение конструкции и формы изгибания отвода имеет
большое значение, поскольку несоблюдение этого требования вызовет
недопустимое изменение изоляционных расстояний между соседними
-62-
отводами, а также между последними и заземленными частями
магнитопровода или трансформатора, что может привести к аварии. В
ремонтной практике известны случаи, когда, при нарушении указаний
строгого соблюдения изоляционных расстояний, при изготовлении и
установке новых отводов трансформатор выходил из строя в процессе
послеремонтных испытаний.
При нарушении соединения отвода с демпфером очищают напильником
конец отвода и демпфер от остатков припоя, облуживают припоем ПОС-40
конец отвода и ту часть демпфера, к которой должен быть присоединен
отвод, а затем накладывают конец отвода на участок присоединения с
демпфером и соединяют их пайкой. Соединение демпфера с шиной отвода
может быть осуществлено сваркой.
Ремонт бака, крышки, расширителя, термосифонного
фильтра и арматуры
Баки и крышки трансформаторов повреждаются редко. При ремонте
трансформаторов проверяют состояние сварных швов бака, отсутствие течи
масла из арматуры, целость резьбы крепежных деталей, наличие и состояние
уплотняющих прокладок, прочность крепления фланца предохранительной
трубы на крышке, сохранность мембраны предохранительной трубы.
Поврежденную диафрагму и потерявшую упругость прокладку заменяют
новой. Внутреннюю полость предохранительной трубы очищают от грязи,
протирают тряпками и промывают чистым трансформаторным маслом.
Поврежденную или потерявшую эластичность резиновую прокладку между
фланцем предохранительной трубы и крышкой бака заменяют прокладкой,
изготовленной из листа маслостойкой резины толщиной не менее 8 мм.
Расширитель, термосифонный фильтр, воздухоосушитель и
маслозапорную арматуру разбирают, очищают от шлама и грязи, промывают
в трансформаторном масле, а затем собирают, придерживаясь
последовательности, обратной разборке. Покрытые ржавчиной поверхности
очищают стальными щетками и окрашивают. Фильтры и воздухоосушители
перезаряжают, заменяя в них силикагель свежим или восстановленным.
Газовое реле, термометрический сигнализатор, пробивной предохранитель
и другие контрольные и защитные приборы ремонтируют в соответствующих
лабораториях (электротехнической, контрольно-измерительных приборов
и др.).
Все отремонтированные и вновь изготовленные сборочные единицы и
детали после соответствующих проверок и испытаний поступают в
отделение сборки, располагающее необходимым подъемно-транспортным
и технологическим оборудованием, инвентарными приспособлениями и
инструментом.
Сборка трансформаторов (реакторов)
Технологический процесс сборки трансформаторов состоит из различных
по своему характеру, объему, сложности и трудоемкости операций.
Сборочные работы выполняют на специально отведенной площадке.
Сборку трансформатора начинают со сборки его базовой части - остова
-63-

магнитопровода. Перед началом сборки доставляют к месту работы полный
комплект изолированных пластин, изоляционных деталей, стяжных шпилек
с гайками и шайбами, крепежных деталей, приспособлений и инструмента.
Все необходимое для сборки магнитопровода располагают в таком порядке,
чтобы при выполнении ее операций (установка изоляции, насадка обмоток
и шихтовка верхнего ярма) требовался минимум затрат времени и энергии
работающих.
Правильность укладки пластин периодически проверяют, измеряя
расстояние по диагонали между отверстиями магнитопровода. Пакеты
должны быть уложены равномерно по всему периметру магнитопровода и
без перекосов; толщину пакетов измеряют штангенциркулем, перекосы и
вертикальность оправок - угольником.
Завершают сборку активной стали укладкой крайних угловых пластин,
перекрывающих стыки предпоследнего слоя. Далее укладывают по месту
электрокартонную изоляцию активной стали от ярмовых балок,
устанавливают ярмовые балки стороны ВН, а затем поочередно вынимают
оправки и на их место вставляют стяжные шпильки.
Пластины собранного и не опрессованного шпильками магнитопровода
неплотно прилегают друг к другу, поэтому магнитопровод предварительно
прессуют, устанавливая груз или стягивая пластины временными
удлиненными шпильками. После прессовки проверяют по всему периметру
толщину магнитопровода, надевают на стяжные шпильки бумажно-
бакелитовые трубки, электрокартонные и стальные шайбы, навинчивают гайки
на стяжных шпильках и слегка стягивают магнитопровод. Затем устраняют
имеющиеся неровности и, начиная со средних шпилек, равномерным
завинчиванием гаек прессуют магнитопровод до требуемого размера. По
окончании прессовки к нижним ярмовым балкам магнитопровода крепят
опорные планки. Полностью собранный магнитопровод стропят, поднимают,
ставят вертикально на шпалы и устанавливают вертикальные прессующие
шпильки так же, как они были до разборки магнитопровода.
После выполнения всех операций сборки магнитопровод осматривают,
окончательно подтягивают стяжные шпильки, измеряют мегаомметром
сопротивление изоляции ярмовых балок и шпилек по отношению к активной
стали. При отсутствии дефектов магнитопровод передают на испытание. У
выдержавшего испытания магнитопровода расшихтовывают верхнее ярмо
и подготовляют его к насадке обмоток.
Бесшпилечный магнитопровод так же, как стянутый стяжными
шпильками, укладывают, разбирают и собирают таким же образом, но с
некоторыми отличиями. Распрессовку осуществляют демонтажом стяжных
внешних коробок и полубандажей с ярм, разрубкой и удалением бандажей
со стержней. Сборку магнитопровода из-за отсутствия отверстий в
пластинах производят без фиксирования пластин на оправках, что требует
особой тщательности выполнения сборочных операций и более частого
контроля качества сборки.
Различаются характер и последовательность операций сборки
магнитопроводов бесшпилечной и шпилечной конструкций. После укладки
-64-
всех пластин в уступы пакетов стержней бесшпилечного магнитопровода
закладывают деревянные (буковые) планки и рейки, сохраняя порядок их
размещения таким, каким он был до разборки магнитопровода. Планки и
рейки закрепляют на стержнях, привязывая их к стержням хлопчатобумажной
лентой. Затем магнитопровод опрессовывают до требуемых размеров с
помощью временных прессующих приспособлений - струбцин или ленточных
бандажей, вначале прессуют стержни, потом ярма. С опрессованного
магнитопровода снимают временные прессующие приспособления и
устанавливают стальные ленточные бандажи, предварительно уложив под
ними электрокартонные полосы, а затем затягивают с определенным
усилием. Концы ленточных бандажей пропускают через армированные
изоляционным покрытием пряжки, подкладывая электрокартонные полоски,
и затягивают цепным или ленточным хомутом. Ударом молотка конец ленты
загибают на выходе из окна пряжки и приваривают к бандажу
электросваркой.
Ярма опрессовывают временными шпильками, вставленными в
отверстия на концах ярмовых балок. После стяжки устанавливают
полубандажи и затягивают их гайками. Окончательно собранный и
опрессованный магнитопровод проверяют мегаомметром, измеряя:
сопротивление изоляции полубандажей, ярмовых балок и стальных
бандажей относительно активной стали; омическое сопротивление -
попакетно и магнитопровода в целом.
При ремонтах (где это возможно) стальные бандажи стержней следует
заменять бандажами из стеклоленты ЛСБТ. Стяжка стержней
стеклобандажами более совершенна и надежна.
При ремонте бесшпилечных магнитопроводов необходимо соблюдать
следующие требования:
- зазоры в местах стыка отдельных пакетов пластин в собранном
магнитопроводе не должны превышать 2,5 мм, размер гребешков - 2 мм;
пластин с указанным отклонением должно быть не более 0,5%;
- в местах стыка пластин допускается утолщение их пакета до 1% от
толщины стержня или ярма;
- заземляющие ленты должны быть зачищены до металлического блеска,
пластины активной стали в местах заложения заземлений не зачищают;
- прессовка магнитопроводов грузом не допускается;
- перекос ленточных бандажей при их смещении допускается не более 5 мм;
- сопротивление изоляции конструктивных элементов (ярмовых балок,
стальных бандажей и других) должно быть не менее 2 МОм;
- при испытании приложенным напряжением переменного тока частотой
50 Гц изоляция всех прессующих деталей магнитопровода трансформаторов
мощностью до 6300 кВА должна выдержать в течение 1 мин испытательное
напряжение относительно активной стали 2 кВ.
Отремонтированный и полностью собранный магнитопровод доставляют
в обмоточное отделение для установки изоляции и насадки обмоток на его
стержни. Прежде чем приступить к работе, доставляют к месту работы
-65-
5-3890

обмотки НН и ВН, а также весь комплект необходимых электроизоляционных
деталей, материалов, инструмента и приспособлений. Качествоя состояние
доставленных к ремонтируемому трансформатору обмоток и материалов
тщательно проверяют путем осмотров и испытаний. При
удовлетворительных результатах осмотров и испытаний приступают к
установке изоляции и насадке обмоток.
Сначала устанавливают ярмовую изоляцию и мягкие изолирующие
цилиндры, после чего приступают к насадке обмоток на стержни, начиная с
обмоток НН. Обмотки ВН устанавливают концентрически на обмотки НН. Эти
операции выполняют начиная с крайней фазы.
При насадке обмоток должны быть правильно расположены их отводы
по отношению к магнитопроводу и друг к другу: отводы обмоток НН должны
находиться на стороне, противоположной обмоткам ВН. После насадки
обмотки ВН и НН расклинивают буковыми планками и круглыми стержнями.
Окончив расклиновку, устанавливают верхнюю ярмовую изоляцию и
выгибают концы обмоток, подготовляя их к пайке схемы и присоединению
отводов. После этого шихтуют верхнее ярмо, выполняя все операции также,
как указывалось при сборке магнитопровода.
По окончании шихтовки верхнего ярма, установки ярмовой изоляции и
ярмовых балок, вставляют в отверстия, имеющиеся в полках ярмовых балок,
ранее снятые вертикальные шпильки и, равномерно навертывая на них гайки
торцевым ключом, прессуют обмотки. После этих операций еще раз
проверяют расположение изоляционных деталей, измеряют мегаомметром
сопротивление изоляции шпилек, раскернивают гайки на шпильках в трех
точках, чтобы они не отвинчивались при работе трансформатора.
В ремонтных условиях сопротивление изоляции стяжных шпилек и
ярмовых балок магнитопровода проверяют мегаомметром на 1000-2500 В.
Значение сопротивления изоляции ненормированно. Исходя из опыта
ремонта и эксплуатации трансформаторов, считают, что сопротивление
изоляции этих частей магнитопровода должно быть не ниже 10 МОм.
Заключительными операциями первого этапа сборки трансформатора
являются сборка и соединение схемы обмоток.
Концы обмоток трансформаторов, в соответствии с заданной схемой,
соединяют пайкой припоем ПОС-40 или сваркой по определенной
технологии, установленной заводом-изготовителем.
Концы обмоток трансформатора соединяют при помощи отводов с
контактами переключателя и токопроводящими стержнями вводов. Места
присоединения отводов к концам обмоток и сами отводы изолируют либо
хлопчатобумажными лентами, с последующей пропиткой лаком, либо
роликами кабельной бумаги, либо синтетическим материалом
поливинилбутиралем (бутвар).
Изоляционные детали активной части состоят, в основном, из
волокнистых материалов (дерево, электрокартон, бумага, текстолит),
интенсивно впитывающих влагу, содержащуюся в окружающем воздухе, что
приводит к снижению их электроизоляционных свойств. Для обеспечения
-66-
высокой электрической прочности изоляции активную часть
трансформатора подвергают сушке, в процессе которой удаляется влага
из его твердой изоляции.
Существуют различные способы сушки сердечников трансформаторов
(например, методом индукционных потерь в стали бака, в специальном
шкафу, инфракрасными лучами, воздуходувкой, в вакууме, токами короткого
замыкания и др.) со своими преимуществами и недостатками. Однако при
ремонте трансформаторов в электроцехах небольших предприятий, не
имеющих специального оборудования, самой доступной является сушка
активной части методом нагрева от индукционных потерь в стали бака.
Сущность этого метода заключается в том, что при прохождении
переменного тока по временной намагничивающей обмотке, наложенной на
бак, образуется сильное магнитное поле, а в стенках бака возникают
вихревые токи, которые, замыкаясь через сталь бака, нагревают их. При этом
нагревают все металлические части внутри бака, что способствует
испарению влаги из изоляции обмоток и магнитопровода.
После окончания сушки производят так называемую "отделку" активной
части, при которой подпрессовывают обмотку вертикальными шпильками и
подтягивают гайки на прессующих шпильках верхнего и нижнего ярм
магнитопровода. После отделки сердечника проверяют сопротивление
изоляции обмотки, стяжных шпилек и ярмовых балок, а затем переходят к
операциям второго этапа сборки трансформатора.
При сборке трансформаторов без расширителей, вводы которых
расположены на стенках бака, сначала опускают активную часть в бак,
устанавливают вводы, присоединяют отводы обмоток к ним и
переключателю, а затем размещают крышку на баке.
Монтируют крышку на раме бака, равномерно затягивая болты по всему
ее периметру. На крышке устанавливают кронштейны, на которых болтами
крепят расширитель с маслоуказателем, и располагают предохранительную
трубу, предварительно проверив сохранность стеклянной диафрагмы и
герметичность ее установки на конце трубы. Между нижним фланцем трубы
и крышкой трансформатора помещают уплотняющую прокладку из
маслостойкой резины. Далее устанавливают реле и пробивной
предохранитель.
После окончания сборки трансформатора перед заполнением его маслом
еще раз проверяют мегаомметром на 1000 В электрическую прочность
изоляции обмоток. Трансформатор заполняют сухим трансформаторным
маслом соответствующей электрической прочности до требуемого уровня,
определяемого отметками на маслоуказателе расширителя. Заполнив
трансформатор маслом, проверяют герметичность арматуры и
установленных на крышке деталей, а также отсутствие течи масла из
имеющихся соединений и сварных швов.
Отремонтированный трансформатор подвергают испытаниям, в объем
которых входит: измерение сопротивления изоляции обмоток; определение
коэффициента трансформации; измерение сопротивления обмоток
постоянному току; проверка группы соединения обмоток; измерение потерь
-67-

и тока холостого хода (опыт холостого хода), потерь и напряжения короткого
замыкания (опыт короткого замыкания); испытание герметичности бака и
электрической прочности изоляции.
Результаты всех испытаний заносят в протоколы, в которых указывают
т&кже приборы и методы, применявшиеся при испытаниях. Эти данные
необходимы для сопоставления полученных результатов с результатами
предыдущих испытаний, проведенных в различное время до настоящего
ремонта трансформатора. Испытания выпускаемых из ремонта
трансформаторов должны выполняться по всей программе и в объеме,
предусмотренном действующими правилами и нормами.
Очистка и сушка трансформаторного масла
Трансформаторное масло является жидким диэлектриком, полученным
путем перегонки нефти. Диэлектрические свойства трансформаторного масла
находятся в прямой зависимости от степени его увлажнения и загрязнения
различными фримесями: чем больше в масле влаги и механических примесей,
тем ниже его электрическая прочность.
В ремонт поступают поврежденные трансформаторы, находившиеся в
работе длительное время, поэтому масло в них бывает обычно настолько
сильно увлажнено и загрязнено, что повторно использовать его можнр только
после очистки и сушки.
Очистку трансформаторного масла от содержащихся в нем механических
примесей и влаги производят с помощью специальных аппаратов -
центрифуги и фильтр-пресса.
В центрифугах масло очищается от механических примесей, загрязнений,
воды методом сепарирования. Центрифуга состоит из барабана, который
приводится в движение электродвигателем, насоса, фильтра и
электронагревателя. Последний служит для более интенсивного удаления
воды путем подогрева масла до температуры 50-60 °С.
Фильтр-пресс также служит для очистки масла, но отличается по
принципу действия от центрифуги тем, что очистка производится путем
продавливания масла через систему фильтровальных материалов, в качестве
которых используются мелкопористая бумага, картон, специальные ткани
(бельтинг, фильтробельтинг), а также различные пористые полимерные
материалы.
Для повышения качества и электрической прочности трансформаторное
масло сушат в цеолитовой установке, состоящей из нескольких параллельно
работающих адсорберов, заполненных гранулированным цеолитом. Сушка
в цеолитовой установке осуществляется фильтрованием масла через слой
молекулярных сит, находящихся в адсорберах. Адсорбер представляет собой
полый металлический цилиндр, в нижней части которого имеется донышко
из металлической сетки, служащей опорой для молекулярных сит. Верхняя
горловина адсорбера закрыта съемной металлической сеткой. Фильтруемое
масло подогревают электронагревателем, состоящим из металлического
бачка со штуцерами для присоединения к ним маслопроводов,
-68-
электронагревательных элементов, термосигнализатора и манометра для
контроля давления.
Установка снабжена двумя фильтрами, один из которых размещен на
входе в адсорбер для очистки масла от механических примесей, а другой -
на выходе сухого масла из адсорбера и служит для задержки частиц цеолита,
если они окажутся в масле в случае повреждения сетки, расположенной в
верхней горловине адсорбера.
Сушка в цеолитовой установке весьма эффективна, поскольку только за
один цикл фильтрования позволяет повысить пробивное напряжение сильно
загрязненного и увлажненного масла с 8-10 до 50 кВ и выше.
1.1. Что называется «номинальными данными трансформатора?»
Указанные изготовителем параметры трансформатора (например: частота,
мощность, напряжение, ток), обеспечивающие его работу в условиях,
установленных нормативным документом и являющиеся основой для
определения условий изготовления, испытаний, эксплуатации (ГОСТ 16110-82,
СТ СЭВ 1103-78).
1.2. Какой режим трансформатора называется «номинальным»?
Режим работы трансформатора на основном ответвлении при
номинальных значениях напряжения (ГОСТ 16110-82, СТ СЭВ 1103-78).
1.3. Какой режим работы трансформатора называется «аварийным»?
Режим работы трансформатора, при котором напряжение или ток обмотки
или части обмотки таковы, что при достаточной продолжительности это
угрожает повреждением или разрушением трансформатора (ГОСТ 16110-82,
СТСЭВ 1103-78).
1.4. Что такое «параллельная работа трансформаторов»?
Работа двух или нескольких трансформаторов при параллельном
соединении не менее, чем двух основных обмоток одного из них с таким же
числом основных обмоток другого трансформатора (других
трансформаторов) называется параллельной работой трансформаторов
(ГОСТ 16110-82, СТСЭВ 1103-78).
1.5. Какой режим называется «режимом холостого хода
трансформатора» ?
Режимом холостого хода трансформатора (холостой ход
трансформатора) называется режим работы при питании одной из обмоток
трансформатора от источника с переменным напряжением и других обмоток,
не замкнутых на внешние цепи (ГОСТ 16110-82, СТ СЭВ 1103-78).
1.6. Что такое «режим нагрузки трансформатора»?
Режим работы возбужденного трансформатора при наличии токов не
менее, чем в двух его основных обмотках, каждая из которых замкнута на
внешнюю цепь, называется режимом нагрузки трансформатора.
Примечание: При этом не учитываются токи, протекающие в двух или
более обмотках в режиме холостого хода (ГОСТ 16110-82, СТ СЭВ 1103-78).
-69-

1.7. Что означает выражение «нагрузочная способность
трансформатора» ?
Совокупность допустимых нагрузок и перегрузок трансформатора
называется нагрузочной способностью трансформатора (ГОСТ 16110-82,
СТСЭВ 1103-78).
1.8. Что называется «коэффициентом трансформации»?
Коэффициентом трансформации называется отношение напряжения на
зажимах двух обмоток в режиме холостого хода трансформатора
(ГОСТ 16110-82, СТ СЭВ 1103-78).
1.9. Что означает "перегрузка трансформатора"?
Нагрузка трансформатора, при которой расчетный износ изоляции
обмоток, соответствующий установившимся превышениям температуры,
превосходит износ, соответствующий номинальному режиму работы.
(ГОСТ 16110-82, СТСЭВ 1103-78).
7.10. Какое напряжение трансформатора называется «низшим»?
Наименьшее из номинальных напряжений обмоток трансформатора
называется низшим (ГОСТ 16110-82, СТ СЭВ 1103-78).
7.7 7. Что такое «режим короткого замыкания трансформатора»?
Режим работы трансформатора при питании хотя бы одной из обмоток
от сети или другого источника переменного напряжения при коротком
замыкании на зажимах одной из других обмоток.
7.12. Что называется «коротким замыканием»?
Непредвиденное нормальными условиями работы системы соединения
между фазами или между фазами и землей, являющиеся следствием
нарушения изоляции фаз, называется коротким замыканием,
(СТ СЭВ 2726-80).
7.13. Какой режим в электроустановке называется «коротким
замыканием»?
Режим (замыкание), при котором в ветвях электроустановки,
примыкающих к месту его возникновения, резко возрастает ток, превышая
наибольший допустимый ток продолжительного режима, называется
коротким замыканием.
Примечание: Замыканием называется всякое случайное или
преднамеренное, не предусмотренное нормальным режимом работы
электрическое соединение различных точек электроустановки между собой
или землей ( ГОСТ 26522-85).
7.14. Какие мероприятия обеспечивают надежную работу силовых
трансформаторов (автотрансформаторов) и масляных реакторов?
Надежную работу силовых трансформаторов (автотрансформаторов) и
масляных реакторов обеспечивают:
- систематический контроль за нагрузкой, уровнями напряжения,
температурой, характеристиками масла и параметрами изоляции, которые
должны находиться в пределах установленных норм;
- систематический контроль за устройствами охлаждения, регулирования
напряжения, защиты, маслохозяйством и др., которые должны находиться в
исправном состоянии (ПТЭЭП п. 2.1 2 ).
-70-
7.75. Какие требования должны быть соблюдены при установке
трансформаторов (реакторов)?
Трансформаторы (реакторы), оборудованные устройствами газовой
защиты, должны устанавливаться так, чтобы крышка (съемная часть бака)
имела подъем по направлению к газовому реле не менее 1%. При этом
Маслопровод к расширителю должен иметь уклон не менее 2%
(ПТЭЭП п. 2.1.3.).
7.76. Каков должен быть уровень масла неработающего трансформатора
(реактора), оборудованного расширителем?
Уровень масла в расширителе неработающего трансформатора
(реактора) должен находиться на отметке, соответствующей температуре
масла в данный момент (ПТЭЭП п. 2.1.4.).
7.77. При каком показании мановакуумметров должна быть снижена
нагрузка герметичных трансформаторов?
При превышении давления в баке трансформатора выше 50 кПа (0,5 кгс/см2)
(ПТЭЭП п. 2.1.4.).
7.18. Должна ли воздушная полость предохранительной трубы трансфор-
матора (реактора) соединяться с воздушной полостью расширителя?
Да (ПТЭЭП п 2.1.5.).
7.79. На какой высоте должен находиться уровень мембраны
предохранительной трубы по отношению к уровню расширителя?
Уровень мембраны предохранительной трубы должен быть выше уровня
расширителя (ПТЭЭП п. 2.1.5.).
7.20. Как часто должна промываться гравийная засыпка
маслоприемников трансформаторов (реакторов)?
Гравийная засыпка маслоприемников трансформаторов (реакторов)
должна промываться не реже одного раза в год, а при ее загрязнении (пылью,
песком и т. д.) или замасливании промывка должна проводиться, как правило,
весной и осенью (ПТЭЭП п. 2.1.7.).
1.21. В каком случае должна осуществляться замена гравийной засыпки?
При образовании на гравийной засыпке твердых отложений от
нефтепродуктов толщиной более 3 мм, появлении растительности или
невозможности промывки должна осуществляться ее замена.
(ПТЭЭП п. 2.1.7.).
7.22. Какие знаки устанавливаются на баках трехфазных
трансформаторов наружной установки?
На баках трехфазных трансформаторов наружной установки должны быть
указаны подстанционные номера. На группах однофазных трансформаторов
и реакторов подстанционный номер указывается на средней фазе и, кроме
того, на баки группы однофазных трансформаторов и реакторов наносится
расцветка фаз (ПТЭЭП п 2.1.8.).
7.23. Какие знаки и надписи должны устанавливаться на дверях
трансформаторных пунктов и камер?
На дверях трансформаторных пунктов и камер (с наружной и внутренней
стороны) должны быть указаны подстанционные номера трансформаторов,
-71 -

а также с наружной стороны должны быть предупреждающие знаки, а двери
должны быть постоянно закрыты на замок (ПТЭЭП п. 2.1.9.).
1.24. Как осуществляется включение в сеть трансформатора (реактора)?
Включение в сеть трансформатора (реактора) должно осуществляться
толчком на полное напряжение. Трансформаторы, работающие в блоке с
генератором, могут включаться в работу вместе с генератором подъемом
напряжения с нуля (ПТЭЭП п. 2.1.11.).
1.25. В каком режиме работают нейтрали трансформаторов (реакторов)
напряжением 110 кВ?
Нейтрали обмоток трансформаторов и реакторов напряжением 110,кВ
должны работать, как правило, в режиме глухого заземления. Иной режим
работы нейтралей трансформаторов напряжением 110 кВ и способы их
защиты устанавливает энергоснабжающая организация (ПТЭЭП п. 2.1.14.).
1.26. В каком случае при автоматическом отключении трансформатора
(реактора) он может быть включен в работу без проведения проверок?
, В случае автоматического отключения трансформатора (реактора) от
защит, действие которых не связано с его внутренним повреждением, он
может быть включен вновь без проверок (ПТЭЭП п. 2.1.15.).
1.27. В каком случае при автоматическом отключении трансформатора
(реактора) требуется проведение проверок перед его повторным
включением?
При автоматическом отключении трансформатора(реактора) действием
защит от внутренних повреждений трансформатор (реактор) можно включать в
работу только после осмотра, испытаний, анализа газа, масла и устранения
выявленных дефектов (повреждений) (ПТЭЭП п. 2.1.15.). •
1.28. Какие действия должен предпринять оперативный персонал при
срабатывании газового реле трансформатора (реактора) на сигнал?
При срабатывании газового реле на сигнал должен быть произведен
наружный осмотр трансформатора (реактора) и отбор газа из реле для
анализа и проверки на горючесть (ПТЭЭП п. 2.1.16.).
1.29. Когда должны включаться в работу устройства, предотвращающие
увлажнение масла?
У трансформаторов и реакторов, оборудованных специальными
устройствами, предотвращающими увлажнения масла, эти устройства
должны быть постоянно включены, независимо от режима работы
трансформатора (реактора).
Трансформаторы мощностью 1000 кВА и более должны
эксплуатироваться с системой непрерывной регенерации масла в
термосифонных и адсорбных фильтрах (ПТЭЭП п. 2.1.17.).
1.30. Как правильно выполнить отключение разъединителем
(отделителем) холостого хода трансформатора, оборудованного
устройством РПН?
При необходимости отключения разъединителем (отделителем) тока
холостого хода ненагруженного трансформатора, оборудованного
Устройством РПН, после снятия нагрузки на стороне Потребителя
-72-
переключатель должен быть установлен в положение, соответствующее
номинальному напряжению (ПТЭЭП п. 2.1.18).
1.31. В каком случае допускается параллельная работы трансформаторов
(автотрансформаторов) ?
Допускается параллельная работа трансформаторов
(автотрансформаторов) при условии, что ни одна из обмоток не будет
нагружена током, превышающим допустимый ток для данной обмотки.
(ПТЭЭП п. 2.1.19.)
1.32. Назовите условия параллельной работы трансформаторов?
Параллельная работа трансформаторов разрешается при следующих
условиях:
- группы соединений обмоток одинаковы;
- соотношение мощностей трансформаторов не более 1:3;
- коэффициенты трансформации отличаются не более чем на ±0,5%;
- напряжения короткого замыкания отличаются не более чем на +10%;
- произведена фазировка трансформаторов.
Для выравнивания нагрузки между параллельно работающими
трансформаторами с различными напряжениями короткого замыкания
допускается в небольших пределах изменение коэффициента
трансформации путем переключения ответвлений при условии, что ни один
из трансформаторов не будет перегружен (ПТЭЭП п. 2.1.19.).
1.33. Как обозначаются начала и концы обмоток трансформаторов?
ГОСТ 11677-85 на силовые трансформаторы устанавливает следующие
обозначения начал и концов обмоток ВН, СН и НН для однофазных и
трехфазных трансформаторов.
Начала обмоток высшего напряжения (ВН) трехфазных трансфор-
маторов обозначаются заглавными буквами А В, С, концы -X, У, I.
Начала обмоток среднего напряжения (СН) трехфазных трансформаторов
- А. В. С . а концы - X . У. I.
Для обмоток низшего напряжения (НН) применяются малые буквы,
соответственно, а, в, с и х, у, 2.
Начала обмоток однофазного трансформатора обозначают буквами А Ат, а;
а концы - буквами X, Хт, х.
Если обмотки трансформаторов соединены в звезду, то вводы нулевой
точки обозначают: 0, 0т и 0. На рис. 1 приводятся принятые ГОСТ 11677-85
обозначения вводов и ответвлений обмоток трехфазных и однофазных
трансформаторов. Расположение вводов на крышках однофазных и
трехфазных трансформаторов (двух- и трехобмоточных) показано на рис. 2.
Если смотреть на трансформатор со стороны вводов ВН, то крайняя левая
обмотка будет обмоткой фазы А, средняя - фазы В и правая - фазы С. Так
как обмотки ВН и НН соответствующих фаз надеты на один стержень
магнитопровода, то, если смотреть на трансформатор со стороны выводов
НН, крайняя правая будет обмоткой фазы а, средняя - фазы Ь и крайняя левая
- фазы с.
-73-

Рис. 1.
а) б)
Обозначения начал, концов, ответвлений и нейтралей трехфазных (а) и
однофазного (б) трансформаторов обмоток ВН-НН; ВН
г) ' ' Д)
Рис. 2. Расположение вводов на крышке трансформатора:
а)- двухобмоточные трехфазные трансформаторы мощностью 5-6300 кВ-А с ВН до
35 кВ; б) - двухобмоточные однофазные трансформаторы всех номинальных
мощностей и напряжений; в) - двухобмоточные трехфазные трансформаторы
мощностью 4000 кВА и более с ВН 110 кВ, а также мощностью 10000 кВА и более
для всех напряжений; г) - трехобмоточные однофазные трансформаторы всех
номинальных мощностей и напряжений; д) - трехобмоточные трехфазные
трансформаторы всех номинальных мощностей и напряжений
1.34. Что обозначает группа соединений обмоток трансформаторов?
В зависимости от схем соединения обмоток трансформаторов системы
векторов обмоток ВН и НН могут быть сдвинуты между собой. Угол сдвига
векторов напряжений можно определить, совместив "центры тяжести"
векторных диаграмм, например, для схем "треугольник-звезда" (рис. 3);
вектор НН оЬ смещен по отношению к одноименному вектору ВН ОВ на
некоторый угол, и на этот же угол смещены векторы других фаз.
Для схем соединений звезда, треугольник и зигзаг угол поворота одной
системы векторных обозначений а, Ь, с по отношению к другой системе Д В, С
будет всегда кратен 30е. Условимся, что стрелка, проведенная из центра тяжести
системы векторов ВН до вершины одного из векторов, например, В на рис. 3,
изображает минутную стрелку часов, установленную на 12 ч. Одновременно
малая стрелка с/ (часовая), проведенная из центра тяжести системы векторов
-74-
через вершину вектора одноименной фазы НН (в данном случае через вершину
вектора Ь), укажет часовое обозначение группы соединения. Согласно рис. 3
группа соединения должна считаться равной 3 ч, т. е. мы имеем схему ЛД-3.
Вершины других векторов А и а, С и с будут сдвинуты друг относительно
друга тоже на угол 90е и в ту же сторону, что и фазы В и Ь.
На рис.3 для обмотки ВН выбрана схема
соединений в треугольник, чтобы показать, что
смещение одной системы векторов относительно
другой определяется по положению векторов
напряжения между нулевой точкой системы и
зажимами той или иной фазы независимо от схемы
соединения обмоток, т. е. по положению векторов
напряжений действительной (в данном случае для
НН) или эквивалентной (в данном случае для ВН)
звезды. Поэтому для обмотки ВН, соединенной в
треугольник, берем не вектор напряжения фазы
обмотки В (вектор АВ на рис.3), а вектор от центра
тяжести треугольника векторов фазных напряжений
обмоток до зажима Б, т. е. вектор ОВ.
Схемы и группы соединений обмоток для трехфазных и однофазных
трансформаторов и автотрансформаторов согласно ГОСТ 11677-85
приведены в таблицах 1-5, где схема "звезда" обозначается буквой У (или
V), а схема "треугольник" обозначается буквой Д (или А).
Таблица 1
Рис. 3. Часовые
обозначения схем
Схемы соединения обмоток
ВН
НН
Диаграммы векторов
напряжений холостого
хода
ВН
НН
Условные обозначения
X У 2
г у х
А С
У/Ун" 0
а с
А В С
с Ь а
XVI
А С
о
У/Д-11
0 А В С
о
х у г
с Ь а
А
О
Ун/Д-11
75-

Продолжение табл. 1
Схемы соединения обмоток
ВН
НН
Диаграммы векторов
напряжений холостого
хода
ВН
НН
Условные
обозначения
А В С
X У 2
с Ь а
»у ох ог
А С
^р
У/2н-11
А В С
с Ь а О
о|
х у г\
2 у X
А С
Д/Ун-11
А В С
с Ь а
х \ у г
г у х
В
л
А С
Ь
д
а с
Д/Д-0
трехфазных двухобмоточных трансформаторов;
Таблица 2
Схемы соединения обмоток
ВН
СН
НН
Диаграммы векторов
напряжений холостого
хода
ВН
СН
НН
Условные
обозначения
О А В С
о
X У I
т п
с Ь а
гтУтхт
в вт ь
А С
Ун/Ун/Д-0-11
О А В С
о
X У 2
Ст Вт Ат
КУт
с Ь а
ЛЖ>о
Ун/Д/Д-11-11
2 У X
А С
трехфазных трехобмоточных трансформаторов;
-76-
Таблица 3
Схемы соединения обмоток
ВНиСН
НН
Диаграммы векторов
напряжений
холостого хода
ВНиСН
Условные
обозначения
ОААтВВтССгг
о
т*" т
X У 2
Уавто/Д-0-11
трехфазных трехобмоточных автотрансформаторов;
Таблица 4
Схемы соединения обмоток
ВН
А X
О 0
НН
х а
и
Диаграммы векторов
напряжений
холостого хода
ВН
А
к
I х
НН
а
к
I х
Условные обозначения
1/1-0
однофазных двухобмоточных трансформаторов;
Таблица 5
Схемы соединения обмоток
ВН
НН
Диаграммы векторов
напряжений
холостого хода
ВН
НН
Условные
обозначения
0 А В С
о
X У 2
о
А
А С
Ун/Д-Д-11-11
°2
-77-

Продолжение табл. 5
Схемы соединения обмоток
ВН
А В С
НН
Диаграммы векторов
напряжений
холостого хода
|Условные обозначения'
ВН
о
А
НН
А
°2
А
Д/Д-Д-0-0
трехфазных двухобмоточных трансформаторов с расщепленной
обмоткой НН
1.35. Как обозначаются фазы и выводы электрических аппаратов в
трехфазной системе?
Таблица 6
Обозначения фаз в трехфазной системе
Порядко-
вый номер
фазы
в трех-
фазной
системе
1
2
3
Приме
обозначает
* -для с
Бук-
венные
обозна-
чения
фазы
А (Ж)
В(3)
С (К)
чание.
ся знакок
»бмоток Е
Установ-
ленный
цвет
фазы
Желтый
Зеленый
Красный
Вывод от
л 0.
1Н-СН-НН.
Обозначение вы-
водов
трансформа-
торов, реакторов
Начало*
обмотки
А Ат, а
В, Вт> 8
С, С. с
нулевой
Конец*
обмотки
X, X. х
ТОЧКИ П
Обозначение
выводов статора
трехфазных
электродвигателей
Начало
обмотки
С1
С2
СЗ
ри соедин
Конец
обмотки
С4
С5
С6
ении обк
Обозначение
выводов
ротора
асинхронных
электродви-
гателей
Р1
Р2
РЗ
юток звезда
1.36. Что такое "габарит" трансформаторов?
Трансформаторы в зависимости от мощности и класса изоляции
разделяются на следующий ряд габаритов (табл. 7).
-78-
Таблица 7
Габарит
I
II
III
VI
V
VI
VII
Группа
1
2
1
2
1
2
3
1
1
2
1
2
3
! 1
I 2
3
Мощность, кВА
До 20
25-100
160-250
400-1000
До 1000
1600-2500
4000-6300
10000-32000
Выше 32000
До 16000
25000-32000
40000-63000
До 63000
До 63000
[ 80000-200000
| 80000-200000
80000-200000
Напряжение, кВ
До Ю
До 10
15-35
До 35
До35 _
До 35
До 35
\ 110
I 110
110
150
220. 330
110
150
220, 330
1.37. Допускается ли перегрузка любой обмотки масляных
трансформаторов и трансформаторов с жидким негорючим диэлектриком
током, превышающим номинальный ток ответвления?
Для масляных трансформаторов и трансформаторов с жидким
негорючим диэлектриком допускается продолжительная нагрузка любой
обмотки током, превышающим на 5% номинальный ток ответвления, если
напряжение не превышает номинальное напряжение соответствующего
ответвления. В автотрансформаторе ток в общей обмотке должен быть не
выше наибольшего длительного допустимого тока этой обмотки
(ПТЭЭП п. 2.1.20.).
1.38. Чем регламентируются систематические перегрузки
трансформаторов?
Для масляных и сухих трансформаторов, а также трансформаторов с
жидким негорючим диэлектриком допускаются систематические
перегрузки, значение и длительность которых регламентируются
инструкциями заводов-изготовителей (ПТЭЭП п. 2.1.20.).
1.39. Каковы допустимые пределы перегрузки трансформаторов сверх
номинального тока в аварийных режимах?
В аварийных режимах допускается кратковременная перегрузка
трансформаторов сверх номинального тока при всех системах охлаждения
независимо от длительности и значения предшествующей нагрузки и
температуры охлаждающей среды в следующих пределах:
Масляные трансформаторы:
перегрузка по току, % 30 45 60 75 100
длительность перегрузки, мин 120 80 45 20 10
Сухие трансформаторы:
перегрузка по току, % 20 30 40 50 60
длительность перегрузки, мин 60 45 32 18 5
(ПТЭЭП п. 2.1.21.).
-79-

1.40. Допускается ли продолжительная работа трансформатора при
повышении напряжения на любом ответвлении?
Допускается продолжительная работа трансформаторов (при нагрузке
не выше номинальной мощности) при повышении напряжения на любом
ответвлении любой обмотки на 10% сверх номинального напряжения
данного ответвления. При этом напряжение на любой из обмоток должно
быть не выше наибольшего рабочего напряжения. (ПТЭЭП п. 2.1.22.).
1.41. Не выше какого значения должна быть температура верхних слоев масла
при номинальной нагрузке трансформатора в зависимости от конструкции
системы охлаждения, если иное не оговорено заводом-изготовителем?
При номинальной нагрузке температура верхних слоев масла в
трансформаторе не должна превышать значений, указанных в табл. 8.
Вид системы охлаждения
Система масляного охлаждения с дутьем и принудительной
циркуляцией масла
Система масляного охлаждения
Система масляного охлаждения с дутьем
Система масляного охлаждения с принудительной
циркуляцией масла через водоохладитель
Обозна-
чение
дц
М
Д
Ц
Таблица 8
1° масла
ПРИ 5Н0М. С
75°
95°
95°
70°
(ПТЭЭП п. 2.1.23.
1.42. Какие системы масляного охлаждения трансформаторов
(реакторов) должны включаться одновременно с включением
трансформатора (реактора)?
Одновременное автоматическое включение трансформатора (реактора)
и его системы охлаждения должно предусматриваться для следующих
систем охлаждения:
- система масляного охлаждения с дутьем и
принудительной циркуляцией масла; | ДЦ
- система масляного охлаждения с дутьем
и направленной циркуляцией масла в обмотках; НДЦ
- система масляного охлаждения с принудительной
циркуляцией масла через водоохладитель; Ц
- система масляного охлаждения с направленной
циркуляцией масла в обмотках и принудительной - через
водоохладитель НЦ
(ПТЭЭП п. 2.1.24.),
1.43. При каких отрицательных значениях температур допускается
включение трансформатора на номинальную нагрузку оборудованные
различными системами масляного охлаждения?
На номинальную нагрузку включение трансформаторов допускается:
- с системами охлаждения М и Д - при любой отрицательной температуру
воздуха;
- с системами охлаждения ДЦ и Ц - при температуре окружающего
воздуха не ниже минус 25°С. При более низких температурах трансформатор
-80-
должен быть предварительно прогрет включением на нагрузку до 0,5
номинальной, без запуска системы циркуляции масла. Система циркуляции
шсла должна быть включена в работу только после увеличения температуры
верхних слоев масла до минус 25°С. (ПТЭЭП п. 2.1.24.)
1.44. При каких значениях нагрузки трансформатора должна
использоваться принудительная циркуляция масла?
Принудительная циркуляция масла в системах охлаждения должна быть
Непрерывной независимо от нагрузки трансформатора. (ПТЭЭП п. 2.1.25.)
1.45. Допускается ли в аварийных условиях включение трансформатора
т полную нагрузку при отрицательной температуре наружного воздуха?
В аварийных условиях допускается включение трансформаторов на
полную нагрузку независимо от температуры окружающего воздуха
'{трансформаторов с системами охлаждения НДЦ, НЦ - в соответствии с
Заводскими инструкциями). (ПТЭЭП п. 2.1.24.)
1.46. При каких условиях допускается эксплуатация трансформаторов
^реакторов), оборудованных масляным охлаждением с принудительной
Циркуляцией масла?
Эксплуатация трансформаторов и реакторов с принудительной
Циркуляцией масла допускается лишь при включенной в работу системе
сигнализации о прекращении циркуляции масла, охлаждающей воды и
работы вентиляторов обдува охладителей. (ПТЭЭП п. 2.1.27)
1.47. Укажите порядок пуска масловодяной системы типа Ц и НЦ?
При включении масловодяной системы охлаждения Ц и НЦ в первую
Очередь должен быть пущен маслонасос. Затем, при температуре верхних
%лоев масла выше 15°С включается водяной насос. Отключение водяного
асоса производится при снижении температуры верхних слоев масла до
0°С, если иное не предусмотрено заводской документацией.
Давление масла в маслоохладителях должно превышать давление
Циркулирующей воды не менее, чем на 10 кПа (0,1 кгс/см2), при минимальном
у|ровне масла в расширителе трансформатора.
Должны быть предусмотрены меры для предотвращения замораживания
Маслоохладителей, насосов, водяных магистралей. (ПТЭЭП п. 2.1.28.)
1.48. Какие режимы работы допускаются для трансформаторов с
различными системами масляного охлаждения при прекращении
Искусственного охлаждения?
Для трансформаторов с системами охлаждения Д при аварийном
отключении всех вентиляторов допускается работа с номинальной нагрузкой
В зависимости от температуры окружающего воздуха в течение следующего
времени:
Температура
окружающего
воздуха, °С -15 -10 0 +10 +20 +30
Допустимая
длительность
работы, ч 60 40 16 10 б 4
6-3890
-81 -

Для трансформаторов с системами охлаждения ДЦ и Ц допускается:
а) при прекращении искусственного охлаждения работа с номинальной
нагрузкой в течение 10 минут или режим холостого хода в течение 30 минут,
если по истечении указанного времени температура верхних слоев масла
не достигла 80°С; для трансформаторов мощностью свыше 250 МВА
допускается работа с номинальной нагрузкой до достижения указанной
температуры, но не более 1 ч;
б) при полном или частичном отключении вентиляторов или прекращении
циркуляции воды с сохранением циркуляции масла продолжительная работа
со сниженной нагрузкой при температуре верхних слоев масла не выше 45°С.
Требования настоящего пункта действительны, если в инструкциях
заводов-изготовителей не оговорены иные. (ПТЭЭП п. 2.1.29.)
1.49. При каких значениях температур масла должно производиться
автоматическое управление включением и отключением электродвигателей
вентиляторов у трансформаторов с системой охлаждения Д?
На трансформаторах с системой охлаждения Д электродвигатели
вентиляторов должны автоматически включаться при температуре масла
55°С или токе, равном номинальному, независимо от температуры масла.
Отключение электродвигателей вентиляторов производится при снижении
температуры верхних слоев масла до 50°С, если при этом ток нагрузки менее
номинального. (ПТЭЭП п. 2.1.30.)
1.50. Какие требования предъявляются к устройствам регулирования
напряжения (РПН) в эксплуатации?
Устройства регулирования напряжения под нагрузкой должны быть в
работе, как правило, в автоматическом режиме. Их работа должна
контролироваться по показаниям счетчиков числа операций.
По решению ответственного за электрохозяйство Потребителя
допускается дистанционное переключение РПН с пульта управления, если
колебания напряжения в сети находятся в пределах, удовлетворяющих
требования Потребителей. Переключения под напряжением вручную (с
помощью рукоятки) не разрешаются.
Персонал Потребителя, обслуживающий трансформаторы, обязан
поддерживать соответствие между напряжением сети и напряжением,
устанавливаемым на регулировочном ответвлении.
Переключающие устройства РПН трансформаторов разрешается включать
в работу при температуре верхних слоев масла выше минус 20°С (для наружных
резисторных устройств РПН) и выше минус 45°С - для устройств РПН с
токоограничивающими реакторами, а также для переключающих устройств с
контактором, расположенным на опорном изоляторе вне бака
трансформатора и оборудованным устройством искусственного подогрева.
Эксплуатация устройств РПН должна быть организована в соответствии с
заводской инструкцией. (ПТЭЭП п.п. 2.1.31; 2.1.32.).
1.51. Как часто проверяется правильность выбора коэффициента
трансформации на трансформаторах, оснащенных переключателем
ответвлений обмоток без возбуждения?
-82-
На трансформаторах, оснащенных переключателями ответвлений обмоток
без возбуждения (далее - ПБВ), правильность выбора коэффициента
трансформации должна проверяться не менее 2 раз в год- перед наступлением
зимнего максимума и летнего минимума нагрузки.
(ПТЭЭП п. 2.1.33.)
1.52. Кто устанавливает периодичность ремонтов трансформаторов
(реакторов)?
Текущие ремонты трансформаторов (реакторов) производятся по мере
необходимости. Периодичность текущих ремонтов устанавливает
технический руководитель Потребителя.
Капитальные ремонты (планово-предупредительные - по типовой
номенклатуре работ) должны проводиться:
- трансформаторов 110 кВ и выше, мощностью 125 МВА и более, а также
реакторов - не позднее, чем через 12 лет после ввода в эксплуатацию, с учетом
результатов диагностического контроля, в дальнейшем - по мере необходимости;
- остальных трансформаторов - в зависимости от их состояния и
результатов диагностического контроля.
Внеочередные ремонты трансформаторов (реакторов) должны
выполняться, если дефект в каком-либо их элементе может привести к
отказу. Решение о выводе трансформатора (реактора) в ремонт принимает
руководитель Потребителя или ответственный за электрохозяйство.
(ПТЭЭП п.п. 2.1.35.; 2.1.36.; 2.1.37.)
1.53. Какой неснижаемый запас изоляционного масла должно иметь
предприятие, имеющее на балансе маслонаполненное оборудование?
Потребитель, имеющий на балансе маслонаполненное оборудование,
должен хранить неснижаемый запас изоляционного масла не менее 110%
объема наиболее вместимого аппарата. (ПТЭЭП п. 2.1.38.)
1.54. В каких случаях трансформатор (реактор) должен быть аварийно
выведен из работы?
Трансформатор (реактор) должен быть аварийно выведен из работы при:
- сильном неравномерном шуме и потрескивании внутри
трансформатора;
- ненормальном и постоянно возрастающем нагреве трансформатора
при нагрузке, ниже номинальной, и нормальной работе устройств
охлаждения;
- выбросе масла из расширителя или разрыве диафрагмы выхлопной
трубы;
- течи масла с понижением его уровня ниже уровня масломерного
стекла.
Трансформаторы выводятся из работы также при необходимости
немедленной замены масла по результатам лабораторных анализов.
(ПТЭЭП п. 2.1.41.)
1.55. Что должно быть указано на каждой трансформаторной подстанции
(ТП) 10/0,4 кВ, находящейся за территорией Потребителя?
На каждой трансформаторной подстанции (далее - ТП) 10/0,4 кВ,
находящейся за территорией Потребителя, должно быть нанесено ее
наименование, адрес и телефон владельца. (ПТЭЭП п. 2.1.42.).
-83-

МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ СОСТОЯНИЯ ИЗОЛЯЦИИ ТО КО В ЕДУЩИХ
ЧАСТЕЙ
Методика испытаний, измерений и оценка по их результатам состояния
изоляции токоведущих частей электрооборудования вытекают из
физической сущности изоляции. Любая изоляция (диэлектрик),
применяемая в электрических машинах и аппаратах, по существу есть
конденсатор со сложной средой. Обкладками его являются наружные
элементы конструкции аппарата (корпус, сердечник) и токоведущие части
(жилы кабеля, провода, шина), среда - изоляционный материал, структура
которого определяется не только используемым материалом (в машинах -
слюда, в аппаратах - слюда, волокно, бумага, маслобарьерная изоляция),
но и его состоянием - наличием дефектов, в частности увлажнением.
Физическая сущность изоляции определяется теми процессами, которые
протекают в электрическом конденсаторе.
Для удобства рассмотрения этих процессов принято изображать
изоляцию в виде схемы замещения, представленной на рис. 4.
5^60(1) МЯ'абс<2) И Я',
Р» —I—о/ —I— •*»/
абс(2)
абс(2)
I абс(п)
И ^360(0)
"Г^ абс(1) -Г^абс(2) ~Т~ 8
абс(п)
абс(п)
абс(п)
б)
" абс(1)
\с{п)
1 ^ абс(1)
-/? (п)
п абс(2)
' ° абс(2)
Рис. 4. Схема замещения изоляции электрооборудования
Сг, /г - геометрическая емкость и ток ее заряда; Сабс> /абс - абсорбционная емкость и
ток ее заряда; Яиз> / - сопротивление изоляции постоянному току и ток утечки, им
определяемый; /проб - ток изоляции при ее пробое; (Уприл - напряжение, приложенное
к изоляции при измерениях и испытаниях; Р - разрядник, условно изображающий
пробой в изоляции.
Многолетний опыт проверки состояния изоляции с помощью различных
измерений, среди которых главное место занимает измерение
сопротивления изоляции и коэффициента абсорбции с помощью
мегаомметра, подтверждает правильность такого представления изоляции
в электрических аппаратах и машинах.
При приложении выпрямленного напряжения к схеме замещения (рис. 4, а)
в первый момент времени проходит только ток /г заряда геометрической
-84-
емкости Сг, т. е. емкости, определяемой геометрическими размерами
изоляции. В этот момент реальная среда - материал изоляции - не
проявляется, как будто между границами ее (обкладками конденсатора Сг)
- вакуум.
Этот ток быстро прекращается, а положительные и отрицательные
заряды, накопившиеся на границах изоляции за этот период времени,
создают в ее толще электрическое поле, под действием которого после
прекращения прохождения тока /г, возникает явление поляризации,
характерное уже для реального изоляционного материала со сложной
структурой. Это явление связано с прохождением тока /абс в период времени
после приложения напряжения, после заряда геометрической емкости.
Ток поляризации определяется медленным поворотом под влиянием
электрического поля диполей (рис. 5), характерных для изоляции, а также
зарядом отдельных конденсаторов Сабс, образующихся между слоями.
Значение его зависит от дефектов и неоднородности изоляции и
сопротивления Яабс смежных участков, представляющих собой чисто
активное сопротивление (рис. 4, б).
3 з Отдельные емкости, с которыми связано
явление поляризации, называются
абсорбционными емкостями, а
сопротивления, их связывающие,
абсорбционными сопротивлениями.
Для рассмотрения влияния поляризации
на изменение тока в толще изоляции при
приложении к нему выпрямленного
напряжения вполне достаточно представлять
сложные цепочки схемы замещения на
рис. 4, б в виде одной общей абсорбционной
емкости Сабс и общего сопротивления Яа6с, как
это и показано на рис. 4, а.
Известно, что процесс ориентировки
диполей в электрическом поле происходит
медленно и требует затрат энергии. В
результате ток заряда конденсатора по
сравнению с тем, как было бы в среде -
вакууме, изменяется во времени так же
медленно и значительно увеличивается.
(-
(-
(11_
(=~
(_-_
(^~
(-
(-
<-
(-
(-
^
_±)
И)
13)
~+)
г-
с—
с—
с-
с^~
с—
(=г~
с—
(—
с—
с—
с—
1+)
+)
+)
-Л)
■+)
-±)
Т)
+)
+)
+)
+)
+)
^
Рис. 5. Условная схема
диэлектрика.
/ - обкладка конденсатора
(на границах диэлектрика);
2 - диэлектрик - среда;
3 - диполь.
Известно также, что постоянная времени цепочек из Я и С равна 7= НС,
т. е. чем больше Я, тем больше и время заряда Т. Это объясняет, кстати,
почему заряд абсорбционной емкости происходит медленно.
Увлажненность изоляции влияет в первую очередь на значение Яабс. Чем
больше увлажненность, тем меньше Я^, и в этом случае ток поляризации
увеличивается, затухание его происходит быстрее. Это свойство
используется в методе определения состояния изоляции с помощью
мегаомметра, который объединяет в себе источник выпрямленного
напряжения, прикладываемого при измерениях к изоляции, и прибора,
измеряющего ток.
-85-

В общем случае, чем больше Я^, что имеет мести при сухой изоляции;
тем меньше ток заряда абсорбционной емкости (ток абсорбции) и тегё
больше время заряда. Чем меньше Яабс (у влажной изоляции), тем больше
ток абсорбции и тем меньше время заряда. Это видно из выражения
/ -^.-*
'зар о * ,
где /зар - ток заряда абсорбционной емкости; и - приложенное
напряжение; Г - время приложения напряжения; т = ЯлбсС^0 - постоянная
времени; е - основание натуральных логарифмов, равное 2,71828.
После прекращения процесса поляризации, т. е заряда абсорбционной
емкости, ток /абс становится равным нулю, но через изоляцию продолжает
протекать ток сквозной проводимости (ток утечки), определяемый общим
сопротивлением постоянному току изоляции, условно изображенным на
рис. 4, а в виде сопротивления Яиз. Сопротивление Яиз также зависит от
состояния изоляции. У загрязненной или увлажненной изоляции оно
значительно меньше, чем у чистой или неувлажненной, что влияет на
значение тока утечки.
При приложении к изоляции напряжения, превышающего электрическую
прочность, происходит пробой ее в наиболее слабом месте,
сопровождающийся выгоранием и разрушением поврежденного участка.
Разрядник на схеме рис. 4, а условно изображает такой пробой в изоляции.
Кривые изменения токов в сухой и увлажненной изоляции с учетом
явления поляризации представлены на рис. 6.
МОм
400
200
'50 1V6
- 25КГ6 I-
избО'сух
О \- - т-
15я 60" с
гиэ 15'сух
Рис. 6. Кривые изменения во времени токов и /?из сухой и влажной изоляции
при приложении к ней выпрямленного напряжения.
Сопротивление изоляции постоянному току Яиз является основным
показателем состояния изоляции. Наличие грубых внутренних и внешних
дефектов (повреждение, увлажненность, поверхностное загрязнение), как
уже говорилось, снижает сопротивление. Определение Яиз, Ом,
-86-
производится измерением тока утечки / , проходящего через изоляцию, при
приложении к ней выпрямленного напряжения:
_ 1/„„м п пипп
■ -из .
V
В связи с явлением поляризации, имеющим место в изоляции,
определяемое сопротивление Яиз зависит от времени с момента приложения
напряжения. Правильный результат может дать измерение тока утечки по
истечении 60 с после приложения, т. е. в момент, к которому ток абсорбции
в изоляции в основном затухает. Определение Яиз производится с помощью
мегаомметров.
Коэффициент абсорбции /Сабс лучше всего определяет увлажнение
изоляции. Коэффициент абсорбции - отношение Яиэ, измеренного
мегаомметром через 60 с с момента приложения напряжения, к Яиз,
измеренному через 15 с:
Г| АЛ
к.
я,.
Если изоляция сухая, то коэффициент абсорбции значительно превышает
единицу; у влажной изоляции коэффициент абсорбции близок к единице.
Объясняется это временем заряда абсорбционной емкости у сухой и
влажной изоляции. В первом случае (сухая изоляция) время велико, ток
заряда изменяется медленно, значения Яиз, соответствующие 15 и 60 с после
начала измерения, сильно различаются. Во втором случае (влажная
изоляция) время мало, ток заряда изменяется быстро и уже к 15 с после
начала измерения достигает установившегося значения, поэтому Яиз,
соответствующие 15 и 60 с после начала измерения, почти не различаются.
Коэффициент абсорбции является вторым основным показателем
состояния изоляции машин и трансформаторов. На рис. 7 представлены
кривые изменения Яиз во времейи для увлажненной и сухой изоляции.
МОМ г—г Сопротивление изоляции Яиз, а также
I из ^т1 коэффициент абсорбции /Са6с сильно
000 уС\ зависят от температуры. Поэтому для
/\ 2 сравнения следует пользоваться
600 ]У величинами их, измеренными при одной
/ температуре. Влияние температуры
400 подчиняется закону
7 &±
200 Ч ЯГ2=ЯГ1-10 а ,
0 I I I 1ч где Яп, Я12 - сопротивления изоляции
15 30 45 с постоянному току при температурах Г1 и
Рис. 7. Кривые изменения сопро- ?2; а - коэффициент, зависящий от типа
тивления изоляции Риз во времени для изоляции: для изоляции класса А - 40,
силового трансформатора для изоляции класса В - 60.
1 - влажного (Р60/Р15«1,1);
2 - высушенного (Кб0/Н15*1,7).
-87-

Сопротивление изоляции класса А при понижении температуры н|
каждые 10°С увеличивается в 1,5 раза и наоборот. На основе этого закон!
ниже представлены данные, по которым производится приведени!
измеренных Яиэ к одной температуре.
Разность температур 12-1у | 1 | 2 | о | 4 | 5
Коэффициент измерения Я60 11,0-411,08 |1,1з|1,17|1,221
10 | 15 | 20 | 25 | 30
( 1,5 |1,84|2,25|2,75|з,4'
Сопротивление изоляции класса В при повышении температуры на
каждые 18°С снижается примерно в 2 раза. Из этого закона исходят при
приведении значений Яиз к одной температуре для изоляции класса В.
Сопротивление изоляции постоянному току и коэффициент абсорбции
не измеряются при температуре менее 10"С, так как в этом случае результаты
измерения из-за нестабильного поведения влаги не отражают истинного
состояния изоляции. При температуре ниже 0°С вода превращается в лед, а
последний является идеальным диэлектриком. По этой причине
сопротивление изоляции Яиз, измеренное при такой температуре, не
выявляет увлажненности и других дефектов. Так как измерения при
температурах, близких к нулю, также могут вызывать сомнения, наиболее
устойчивые результаты можно получить лишь при температурах,
превышающих 10°С.
Метод измерения диэлектрических потерь.
Наиболее распространенным методом
определения состояния изоляции оборудования Т
является измерение тангенса угла диэлектрических I
потерь - Хд 5. Как известно, Хд 5 есть отношение
активной составляющей тока /а, проходящего через
изоляцию при приложении к ней переменного
напряжения, к реактивной - /с (рис. 8). Активная
составляющая обусловлена активными потерями на
нагрев и ионизацию, реактивная составляющая -
зарядкой и разрядкой конденсатора в каждый
период приложенного переменного напряжения.
Активный ток мог бы являться показателем
состояния изоляции, так как все внутренние
дефекты изоляции и ее увлажненность увеличивают
этот ток. Однако значение его зависит также от
размеров оборудования. Поэтому для оценки
состояния изоляции используется отношение
составляющих тока:
*д5=/а//с
При любых размерах оборудования и удовлетворительном состоянии
изоляции отношение это будет одинаковым и будет изменяться лишь при
(У
>с
Рис. 8. Диаграмма
токов при приложении
к изоляции
переменного
напряжения
^носительно большем изменении активной составляющей по сравнению с
«активной, что имеет место при наличии дефектов или увлажненности.
Зависимость 1д б от потерь в изоляции видна также из следующих простых
.Преобразований:
Р=Ша = Шсозф = Шс*д5.
/с = соСи, Р = СЯсоС 1д 5, откуда
р
и2ооС
При постоянных и% со и С потери пропорциональны 1д 8, который обычно
Выражается в процентах.
Значение *д 5 зависит от температуры и значения прикладываемого
напряжения. Зависимость *д 5 от напряжения видна из рис. 9, а от
Температуры - из рис. 10. Зависимость^ 8 от температуры объясняется тем,
что с увеличением температуры уменьшается сопротивление изоляции и
соответственно увеличивается активная составляющая тока /а,
определяющая потери. Зависимость 1д 8 от напряжения объясняется
степенью ионизации, особенно бурно наступающей после критического
напряжения.
№*
40 50 60 °С
Рис. 10. Зависимость 1д 5
изоляции от температуры.
1 - увлажненная изоляция; 2 - сухая
изоляция; А-Б - зона устойчивых
измерений; пунктиром показаны участки
неустойчивых измерений.
Рис. 9. Зависимость *д 5 изоляции
от приложенного напряжения.
А - точка начала ионизации;
1*кр - критическое напряжение,
при котором начинается ионизация.
Для электрических машин 1д 8 не дает характерных результатов из-за
сильного влияния на результат его измерения короны (внешняя ионизация),
не характеризующей состояние изоляции, а также связывающего состава
изоляции класса В.
Измерение *д 8 широко используются для оценки состояния изоляции
трансформаторов и вводов высокого напряжения. Измерение Хд 8
рекомендуется производить при температурах от 10 до 40°С. Возможно
приведение значения *д 8 к необходимой температуре (табл. 9).
-88-
-89-

Разность температур
Коэффициент
изменения 1д б
волокнистой изоляции
Коэффициент
изменения \д5
трансформаторного
масла
пг
1,03
1,04
ПГ
1,06
1,08
3
1,09
1,13
4
1,12
1,17
5
1,15
1,22
ГТо"
1,31
1,5
ГТб"
1,51
Г20Г
р75
Г25"
2
1,84р,25р,75
[зсГ
2,3
3,4
Гз?"
4,15
Таблица 9
ПкГ
5,1
гзг
6,2
Гбо"
7,5
Измерения 1д б при температуре ниже 10°С не производятся по Той же
причине, что и Другие изоляционные измерения.
Емкостно-частотный метод. Для оценки состояния волокнистой изоляции
класса А, используемой в силовых трансформаторах, применяется метод
частотной зависимости емкости (емкостно-частотный). Как уже известно, ток
заряда геометрической емкости изменяется как у сухой, так и у влажной
изоляции очень быстро (в пределах первого полупериода частоты 50 Гц, т. е.
0,02 с). Известно также, что емкость влажной изоляции в отличие от емкости
сухой изоляции содержит более значительную абсорбционную емкость, ток
заряда которой изменяется медленнее, чем ток заряда геометрической
емкости. Это свойство и использовано в методе частотной зависимости
емкости, при которой измеряется емкость изоляции на частотах 2 и 50 Гц. При
измерении емкости изоляции на частоте 50 Гц (С50) успевает проявиться только
геометрическая емкость, одинаковая у сухой и влажной изоляции. При
измерении емкости изоляции на частоте 2 Гц (С2) успевает проявиться
абсорбционная емкость влажной изоляции, так как у сухой изоляции она меньше
и заряжается очень медленно. У сухой изоляции отношение С^СЪ0 в связи с
этим близко к единице, а у влажной значительно больше единицы.
Зависимость емкости изоляции от частоты видна из выражения для
двухслойного конденсатора: п „п
1+ю т
где Со - емкость эффективная; С2 - емкость геометрическая; Сф - емкость
полная или физическая (емкость двухслойного конденсатора при
длительном заряде постоянным напряжением); со - частота; т - постоянная
времени конденсатора.
При уменьшении частоты, как и при повышении температуры (постоянная
времени т из-за уменьшения Я у влажной изоляции приобретает малое
значение), знаменатель становится примерно равным единице, а Сш « Сф.
Чем ближе друг к другу значения емкостей С2 и С50, тем качественнее
изоляция. На основе опыта установлено, что изоляция недопустимо
увлажнена, если С2/С50>1,3.
Метод «емкость - время». Оценка состояния волокнистой изоляции в
настоящее время производится дополнительно методом «емкость - время».
-90-
При этом методе производят заряд емкости изоляции, а затем быстрый
(закорачиванием сразу После окончания заряда) и медленный
(закорачиванием через 1 с после окончания заряда) разряд. В первом случае
определяется емкость объекта С, во втором случае - прирост емкости АС в
течение 1 с за счет абсорбционной емкости, которая успевает появиться за
1 с у влажной изоляци-и и не успевает - у сухой. Отношение ДС/С
характеризует степень увлажнения изоляции. Например, у сухого
трансформатора АСсух незначительна [(0,02-0,08)С], у влажного АСвл»0,1 С,
С - геометрическая емкость изоляции, емкость неоднородного
диэлектрика при бесконечно высокой частоте, когда процессы проводимости
не влияют на распределение напряжения по слоям диэлектрика.
Для возможности сравнения измеренных и заводских значений АС/С
производится пересчет их в условия одинаковой температуры по табл. 10.
Оценка состояния изоляции различными емкостными методами
возможна только для волокнистой изоляции (класса А), так как для нее
особенно характерна зависимость явления поляризации от увлажненности.
У многослойной изоляции класса В явление поляризации значительно и у
сухой изоляции, из-за чего емкостные методы в этом случае неэффективны.
Таблица 10
Разность температур 1г-1^
Коэффициент измерения АС/С
1
1,05
2
1,1
3
1,15
4
1,2
5
1,25
10
1,55
15
1,95
20
2,4
25
3,0
30
3,7
где /у,- ток утечки; (7выпр
мкА
4000
3200
Метод измерения токов утечки. Оценка состояния изоляции класса В в
настоящее время производится измерением токов утечки при приложении к
изоляции выпрямленного напряжения различной величины, т. е. снятием
характеристики
прикладываемое к изоляции напряжение.
Известно, что у машин, имеющих
увлажненную изоляцию, зависимость токов
утечек от приложенного выпрямленного
напряжения нелинейна (рис. 11). Нелинейность
тем больше, чем больше прикладываемое
напряжение. Нелинейность у влажной изоляции
связана с явлением ионизации, наступающим
при определенном напряжении, и резким
увеличением в связи с этим тока утечки.
Критерием увлажненности служит
В коэффициент нелинейности /Снелин, являющийся
отношением сопротивления изоляции
постоянному току #*из, определяемого по
значению тока утечки при минимальном
испытательном напряжении 1/исп=0,5 (Уном к Яиз,
определяемому по значению тока утечки при
1600
800
1.
2,
^
1-
У
>
'
г
исп
О 3 6 9 12 15
Рис. 11. Зависимость токов
утечки I для электродвигателя
6 кВ от приложенного
напряжения.
1 - увлажненной обмотки;
2 - обмотки с удовлетво-
рительной изоляцией
и =1/ .
исп макс
-91 -

Токи утечки для построения кривых зависимости их от напряжения
измеряются ступенями. На каждой ступени напряжение выдерживается в
течение 1 мин, при этом производится отсчет токод утечки при 15 и 60 с. По
характеру изменения зависимости тока утечки от испытательного
напряжения, асимметрии токов по фазам и характеру изменения токов в
течение одноминутной выдержки можно дополнительно судить о степени
увлажнения изоляции и наличии дефектов. У генераторов с водяным
охлаждением изоляция обмоток статора испытывается повышенным
выпрямленным напряжением, если это позволяет конструкция.
Коэффициент нелинейности изоляции, состояние которой можно считать
удовлетворительным, не должен быть больше 3.
1.56. Как определяются значения сопротивления изоляции П60 и
коэффициент абсорбции #60/#У5 трансформаторов (реакторов),
находящихся в эксплуатации?
Измерение характеристик изоляции производится при температуре
изоляции не ниже 10°С. Измерение характеристик изоляции разрешается
производить не ранее, чем через 12 ч после окончания заливки маслом. Перед
измерением необходимо протереть поверхность вводов трансформаторов.
При измерениях во влажную погоду рекомендуется применять экраны.
Измерение всех характеристик изоляции производится по схемам табл. 11.
Таблица 11
Схемы измерения характеристик изоляции трансформаторов
,
1 III
Последова-
тельность
измерений
1
2
3
4
5
Двухобмоточные
трансформаторы
' Обмотки, на ко-
торых произво-
дят измерения
НН
ВН
(ВН + СН)*
Заземляемые
части транс-
! форматора
Бак, ВН |
Бак, НН
Бак
Трехобмоточные
трансформаторы
Обмотки, на ко-
торых произво-
дят измерения
НН
СН
ВН
(ВН+СН)*
(ВН+СН+НН)*
I /
Заземляемые
части транс-
форматора
Бак,СН,ВН
Бак.НН.ВН
Бак,НН,СН
Бак.НН
Бак
■
В процессе эксплуатации допускается проводить измерения также по зонам
изоляции (например, ВН-бак, НН-бак, ВН-НН) с подсоединением вывода «экран»
мегаомметра к свободной обмотке или баку.
* Измерения обязательны только для трансформаторов мощностью 16000 кВА и
более.
За температуру изоляции трансформатора, не подвергавшегося нагреву,
принимается температура верхних слоев масла. Для трансформаторов без
масла температура определяется термометром, установленным в карман
термосигнализатора на крышке бака. ПрУи этом карман следует заполнить
трансформаторным маслом.
Если температура масла ниже 10°С, то для измерения характеристик
изоляции трансформатор должен быть нагрет. При нагреве трансформатора
-92-
температура изоляции принимается равной средней температуре обмотки
ВН, определяемой по сопротивлению обмотки постоянному току. Измерение
указанного сопротивления производится не ранее, чем через 60 минут после
отключения нагрева током в обмотке или через 30 минут после отключения
внешнего нагрева.
Сопротивление изоляции измеряется по схемам табл. 11 мегаомметром
2500 В.
При измерении все вводы обмоток одного напряжения соединяют
вместе. Остальные обмотки и бак трансформатора должны быть заземлены.
Измерения Я60 и коэффициента абсорбции производятся как до ремонта,
так и после его окончания.
Измерения в процессе эксплуатации производятся при
неудовлетворительных результатах испытаний масла и (или)
хроматографического анализа растворенных в масле газов, а также в объеме
комплексных испытаний.
При текущем ремонте измерение производится, если специально для
этого не требуется расшиновка трансформатора.
Для трансформаторов на напряжение 220 кВ сопротивление изоляции
рекомендуется измерять при температуре не ниже 20вС, а до 150 кВ - не
ниже 10°С.
Измерение сопротивления изоляции позволяет судить как о местных
дефектах, так и о степени увлажнения изоляции обмоток трансформатора.
Измерение сопротивления изоляции обмоток #б0 силовых
трансформаторов, имеющих параллельные ветви, производится между
последними, если при этом параллельные ветви могут быть выделены в
электрически не связанные цепи без распайки концов. Измерение
сопротивления изоляции рекомендуется производить до измерения
тангенса угла диэлектрических потерь и емкости обмоток.
Перед началом каждого измерения по рис. 12 испытуемая обмотка
должна быть заземлена на время не менее 2 мин для снятия возможного
емкостного заряда.
/ ВН
I 0 0 0©
I НН СН
\ ф © © © © ф
-г
а)
\
I
0 0 0 0
НН СН
\
\ © © © © © ©
ч
X
/
-|-°3
°Л
[
М/2|
I ~'2- - ^
Рис. 12. Схемы измерения сопротивления изоляции обмоток трансформатора:
а) - относительно корпуса; б) - между обмотками трансформатора
Наименьшие допустимые значения сопротивления изоляции, при
которых возможно включение трансформаторов в работу после капитального
ремонта, указаны в табл. 12.
-93-

Таблица 12
Наименьшие допустимые сопротивления изоляции Я60
обмоток трансформаторов
Номинальное напряжение об
мотки высшего напряжения, кв
Масляные до 35
Масляные 110
Масляные свыше 110
Сухие до 1 кВ
Сухие более 1 кВ до 6 кВ
Сухие более 6 кВ
Значения Я^ МОм, при температуре обмотки "С
10
450
.220.
20
300
-800.
-Ж.
200
.400.
-40.
130
.2601.
.50.
90
Л20.
-00.
60
100
Не нормируется
А2&.
-20-
40
-Ш.
300
500
■ I
Примечание: Значения, указанные в таблице, относятся ко всем обмоткам
данного трансформатора.
В связи с тем, что при приемосдаточных испытаниях приходится измерять
/сабс трансформаторов при различных температурах изоляции, следует
учитывать, что значение коэффициента изменяется с изменением
температуры. Зависимость к^=Я%0/Я^ показана на рис. 13. Для сравнения
сопротивления изоляции необходимо измерять при одной и той же
температуре и в протоколе испытания указывать температуру, при которой
проводилось измерение. При сравнении результаты измерений
сопротивления изоляции при разных температурах могут быть приведены к
одной температуре коэффициентом К2 (табл. 13) с учетом того, что на каждые
10°С понижения температуры Я60
увеличивается примерно в 1,5 раза. В
инструкции на этот счет даются следующие
рекомендации: значение Я60 (табл. 12)
должно быть приведено к температуре
измерения, указанной в заводском
паспорте, оно должно быть: для
трансформаторов 110 кВ - не менее 70%,
для трансформаторов 220 кВ - не менее
85% значения, указанного в паспорте
трансформатора.
Таблица 13
Значение коэффициента К2 для пересчета значений сопротивления
изоляции Яад, измеренных на заводе-изготовителе, к температуре
Рис. 13. Зависимость/с.
Разность температур Т2-1Г °С
измерения при наладке
Коэффициент К
Разность температур 12-1}, °С
Коэффициент К
1,23
40
5,1
10
1,5
45
6,2
15
1,84
50
7,5
20
2,25
55
9,2
25
2,75
60
11.2
30
3,4
65
13,9
35
4,15
70
17,0
■ I I I
Примечание. Здесь Хг - наибольшая температура; ^ - наименьшая температура
-94-
Подводя итог выше сказанному, вначале измеряют Я60, #60/Я15, а затем
детальные характеристики изоляции.
1.57. Сопротивление изоляции каких конструктивных элементов
масляных и сухих трансформаторов необходимо измерять при капитальном
и текущем ремонтах?
У масляных трансформаторов только при капитальном, а у сухих
трансформаторов и при текущем ремонте необходимо измерять сопротивление
изоляции: доступных стяжных шпилек, бандажей, полубандажей ярем,
прессующих колец, ярмовых балок и электростатических экранов.
Измеренные значения должны быть не менее 2 МОм, а сопротивление
изоляции ярмовых балок не менее 0,5 МОм.
Измеряется мегаомметром на напряжение 1000 В.
1.58. Назовите условия включения трансформатора в работу?
Трансформаторы, прошедшие капитальный ремонт с полной или
частичной заменой обмоток или изоляции, подлежат сушке независимо от
результатов измерений. Трансформаторы, прошедшие капитальный ремонт
без замены обмоток или изоляции, могут быть включены в работу без
подсушки или сушки при соответствии показателей масла и изоляции
обмоток требованиям табл. 14, а также при соблюдении условий пребывания
активной части на воздухе. Продолжительность работ, связанных с
разгерметизацией, должна быть не более:
1) для трансформаторов на напряжение до 35 кВ - 24 ч при относительной
влажности до 75% и 16 ч при относительной влажности до 85%;
2) для трансформаторов напряжением 110 кВ и более - 16 ч при
относительной влажности до 75% и 10 ч при относительной влажности до 85%.
Если время осмотра трансформатора превышает указанное, но не более чем
в 2 раза, то должна быть проведена контрольная подсушка трансформатора.
При заполнении трансформаторов маслом с иными характеристиками,
чем у слитого до ремонта, может наблюдаться изменение сопротивления
изоляции и 1д5, что должно учитываться при комплексной оценке состояния
трансформатора.
Условия включения сухих трансформаторов без сушки определяются в
соответствии с указаниями завода-изготовителя.
При вводе в эксплуатацию трансформаторов, прошедших капитальный
ремонт в условиях эксплуатации без смены обмоток и изоляции,
рекомендуется выполнение контроля в соответствии с требованиями,
приведенными в нормативно-технической документации.
1.59. Как произвести измерение угла диэлектрических потерь обмоток
трансформатора или вводов?
Тангенс угла диэлектрических потерь характеризует общее состояние
изоляции и, в первую очередь, ее увлажненность, независимо от геометрических
размеров (1д5 практически не зависит от размеров диэлектрика, так как с
изменением его размеров пропорционально изменяются активная и реактивная
составляющие тока, протекающего через диэлектрик); надежность изоляции по
отношению ее к тепловому пробою и общее старение изоляции. Угол
-95-

диэлектрических потерь изоляции меняется в зависимости от общего состояния
изоляции. Если изоляция отсырела или в ней появились посторонние включения,
вызванные ионизацией в воздушных включениях, то Гдб резко увеличивается. Угол
диэлектрических потерь у крупных объектов позволяет судить только о среднем
состоянии изоляции, так как местные и сосредоточенные дефекты в изоляции
большого объема измерением *д5 обнаруживаются плохо или вообще не
выявляются. Это можно объяснить тем, что увеличение /а вызывается в таких
случаях ухудшением небольшой части объема изоляции, а /с практически остается
неизменным и определяется всем объемом изоляции. У объектов с малыми
геометрическими размерами по *д5 могут быть обнаружены местные и
сосредоточенные дефекты. Методом диэлектрических потерь проверяется
изоляция проходных изоляторов, вводов и обмоток конденсаторов,
трансформаторов, трансформаторов тока, а также длинных кабелей и другие
виды изоляции (кроме фарфоровой).
Для измерения 1дб служат мосты переменного тока. Несмотря на
конструктивное разнообразие, их устройство и принцип действия основаны
на аналогичных принципах, и поэтому рассмотрим измерение 1д5 с помощью
наиболее старого и простого моста типа МД-16.
Рис. 14. Принципиальная схема моста МД-16 (а) и эквивалентная схема замещения
диэлектрика(б).
Г - испытательный трансформатор; Сх, Ях - испытываемый объект;
Сы - образцовый конденсатор; Г - гальванометр; Я3 - регулируемый резистор;
ЯА - постоянное сопротивление; С4 - магазин емкостей; Э - вывод экрана;
Р - разрядники; ВВ - вывод образцового конденсатора; НВ - вывод образцового
конденсатора, к которому присоединяется при сборке схемы вывод Сы моста;
Сх - вывод моста, к которому присоединяется при сборке схемы испытываемый
объект; 0 , О^х . 0Сх - напряжение полное и его составляющие на испытываемом
объекте; /, /а, \с - ток полный и его составляющие на испытываемом объекте
В схеме на рис. 14 а высокое напряжение от вспомогательного трансфор-
матора подается на токоведущий вывод проверяемого объекта, что
соответствует нормальной схеме измерения. В отличие от этой схемы
существует перевернутая схема измерения *д6, в которой зажимы моста для
заземления 3 и подачи высокого напряжения ВВ меняются местами.
-96-
Перевернутая схема менее точна, чем нормальная. Однако измерения 1д5
изоляции обмоток электрических машин и трансформаторов, а также
установленных на аппарате вводов могут производиться только по
перевернутой схеме в связи с тем, что один из электродов в этих случаях
всегда заземлен. При измерении по перевернутой схеме внутренние узлы
моста (Я3, С4 и т. д.) находятся под высоким напряжением, так как напряжение
от трансформатора подается на экран моста. Но в связи с тем, что экран с
узлами изолирован на полное испытательное напряжение от корпуса (кроме
того, заземляемого), обеспечивается безопасность измерения и при
перевернутой схеме.
.и;
220 В
Рис. 15. Схемы включения моста типа МД-16 при измерениях:
а) - по нормальной схеме; б) - по перевернутой схеме; в) - на низком напряжении.
На рис. 15 представлены схемы включения моста МД-16. Для
обеспечения точности измерения мост и вспомогательная аппаратура,
необходимая для измерения, располагаются в непосредственной близости
от проверяемого объекта.
В качестве испытательного трансформатора практически используется
измерительный трансформатор напряжения НОМ-10, а в случае отсутствия
последнего - НОМ-6. Трансформатор подключается по схеме на рис. 16.
Измерения аппаратов с номинальным напряжением 6 кВ производят на
напряжении 6 кВ, а аппаратов с номинальным напряжением менее 6 кВ - на
напряжении 220-380 В. Измерения производятся при удовлетворительных
результатах оценки состояния изоляции с помощью мегаомметра и другими
способами и удовлетворительных результатах испытаний пробы масла.
Измерения при сушке изоляции производят на напряжении 220-380 В.
Результаты измерений *д8 сравниваются с допустимыми по нормам и с
результатами предыдущих измерений, в том числе заводских.
-97-
7-3890

На результаты измерений 1д5 сильное влияние оказывают паразитные
токи и внешние электростатическое и магнитное поля. Для исключения этих
влияний в мостах производится тщательная экранировка и дополнительно
принимаются следующие меры: для устранения поверхностных утечек перец
измерениями тщательно протираются поверхности изоляторов. Если при
этом *д5 все еще превышает допустимый нормами, на изолятор
накладывается охранное кольцо К, соединяемое с экраном моста, как
показано на рис. 17. Ток поверхностной утечки /^ в этом случае отводится е
«землю» помимо измерительной схемы и не влияет на результат измерения.
Охранное кольцо делается из двух витков неизолированного проводника и
накладывается плотно на поверхность изолятора вблизи соответствующего
электрода.
Р т
Рис. 16. Схема включения испытательного трансформатора при измерении.
Р - рубильник; АТ - регулировочный автотрансформатор; /7 - переключатель
полярности выводов испытательного трансформатора Т.
Паразитные токи существенно влияют на результаты измерения 1д$
объектов с малой емкостью (вводы, измерительные трансформаторы,
конденсаторы связи). На результаты измерения Т.д5 обмоток силовых
трансформаторов, крупных электрических машин они влияют мало в связи
со значительной емкостью объектов измерения и значительным
превышением тока измерения над паразитными токами. Поэтому при
измерении *дб изоляции, обладающей значительной емкостью,
использование охранных колец не требуется.
Рис. 17. Измерение !дб при наложении охранного кольца на измеряемый объект.
а) - при измерении по нормальной схеме; б) - то же по перевернутой схеме.
Значительно уменьшает погрешность измерений из-за влияний и
паразитных токов надежное заземление корпусов проверяемого аппарата,
испытательного трансформатора, моста, регулировочного
автотрансформатора. Надежные контакты в разъемах и других местах
электрических соединений при сборке схемы измерения также уменьшают
погрешность.
-98-
Для уменьшения влияний и паразитных токов все токоведущие части при
измерениях по перевернутой схеме располагаются от заземленных частей
на расстоянии не менее 0,5 м. В ряде случаев, особенно при измерениях с
передвижных лабораторий, приходится наращивать провод, соединяемый
с объектом измерения. Провод должен быть в этих случаях весь экранирован,
особенно когда емкость объекта измерения превышает 10000 пФ. С
электростатическими и индуктивными влияниями бороться очень трудно.
Частично они учитываются при производстве четырех измерений при разных
полярностях подаваемого на схему напряжения и включения гальванометра.
Но этого часто бывает недостаточно при измерении 1д5 аппаратов,
установленных вблизи установок, находящихся под напряжением 110 кВ и
выше.
Наиболее эффективно, кроме тщательной экранировки и заземления,
измерение с применением фазорегулятора, позволяющего подобрать такую
фазу напряжения, при которой указанные влияния минимальны. Однако этот
способ сложен и требует некоторых конструктивных переделок, что
ограничивает его применение.
Более широко применяется простой подбор такой фазы напряжения
питания (если имеется трехфазный источник питания), при которой
показания гальванометра минимальны. Питающее напряжение для
измерений должно совпадать по фазе с напряжением влияния. В этом случае
ток влияния мало сказывается на отношении /у/с, что наглядно видно на рис. 18.
При наличии неустранимых влияний мост иногда не удается уравновесить.
Если при этом мост уравновешивается по Яз, а введение С4 (рис. 15)
расширяет световую полосу, это означает, что 1д5 отрицателен. Тогда
измерение производится при отрицательном положении переключателя ПП
Рис. 18. Влияние электростатических полей на погрешности измерений.
а) - 1/пит совпадает по фазе с Ц^; б) -1/^ составляет с С/пит угол 90°.
При измерениях 1д5 возможны электромагнитные влияния на мост
испытательного трансформатора и регулировочного автотрансформатора.
Во избежание этого рекомендуется располагать их на расстоянии не менее
0,5 м от моста.
-99-

При равновесии моста типа МД-16 имеют место следующие
соотношения, мкФ,
с -с я<-с 3184
\^ — \^м -—— — Од/ —————
х "я3 н п3 ■
где постоянное сопротивление плеча моста для МД-16 Я4= 10000/я=3184 Ом^
Я3 - регулировочное сопротивление моста при его полной балансировке, Ом;]
Сы - емкость образцового конденсатора, пФ,
Гд5 = соЯ4С4Ю-6= 2я/Я4С4Ю6 = 100(тгЮ000/я)С4Ю-6 = С4 при /=50 Гц.
Измеренное таким образом у сбалансированного моста МД-16 значение
С4 выражает 1дб. Тангенс угла диэлектрических потерь в процентах
определяется по формуле
*д5=100С4
Пример. Данные заводского протокола при температуре 61°С Гд5=1,1%
при измерении по схеме ВН-бак-НН, температура при измерении на монтаже
20°С; ^=61 -20=41 °С; /С^З, 1. Значение 1д5 приведенное к температуре 20*С,
равно ^5=1,1/3,1=0,35%. Следовательно, значение 1д5 при монтаже не
должно превышать 120% этого значения, т. е. оно должно быть не выше
0,35-1,2=0,42%.
Измерение емкости и 1дб обмоток производят по схемам табл. 11 мостом
переменного тока по перевернутой схеме. Измерения на трансформаторах,
залитых маслом, допускается производить при напряжении переменного
тока (50±5 Гц), не превышающем 60% значения испытательного напряжения
испытуемой обмотки, при котором производились измерения на заводе-
изготовителе, но не выше 10 кВ.
Таблица 14
Наибольшие допустимые значения 1д5 изоляции обмоток
^~ -■***-
трансформаторов в масле
Мощность трансформатора,
кВА
Температура обмотки, вС
35 кВ мощностью более 10000 кВА
и 110 кВ всех мощностей
220 кВ всех мощностей ._,_.*,,_. -т,ч/
Примечание: Значения, указанные в таблице, относятся ко всем обмоткам
данного трансформатора.
Для приведения значений *д5, измеренных на заводе-изготовителе, к
температуре измерения производится пересчет с помощью коэффициента
/С,, значения которого приведены в табл. 15.
Для трансформаторов, прошедших капитальный ремонт, наибольшие
допустимые значения *дб изоляции приведены в табл. 14.
-100-
Таблица 15
Значения коэффициентов К2 для пересчета значений 1д5, изме-
ренных на заводе-изготовителе, к температуре измерения
_: , , ,—_—,—-_1—--—р
Разность температур Г2-^, °С
Коэффициент К2
Разность температур Х2-1^, °С
Коэффициент К
1.15
40
3,0
10
1.31
45
3,5
15
1.51
50
4,0
20
1,75
55
4,6
25
2,0
60
5,3
30
2,3
65
6,1
35
2,65
70
7,0
Примечание. Здесь 12 - наибольшая температура; ху - наименьшая температура.
В эксплуатации значение *дб не нормируется, но оно должно учитываться
при комплексной оценке результатов измерения состояния изоляции.
Измерения в процессе эксплуатации проводятся при неудовлетворительных
результатах испытаний масла и (или) хроматографического анализа
растворенных в масле газов, а также в объеме комплексных испытаний.
Результаты измерений *дб изоляции обмоток, включая динамику их
изменений, должны учитываться при комплексном рассмотрении данных
всех испытаний.
При межремонтных испытаниях измерение 1д8 производится у силовых транс-
форматоров на напряжение 110 кВ и выше или мощностью 31500 кВА и более.
У трансформаторов на напряжение 220 кВ 1д5 рекомендуется измерять
при температуре не ниже 20°С, а до 150 кВ не ниже 10°С. Измерения
производятся по схемам табл. 11.
Измерения сопротивления изоляции и 1д8 должны производиться при
одной и той же температуре или приводиться к одной температуре.
Измеренные значения *д5 изоляции при температуре изоляции 20°С и выше,
не превышающие 1%, считаются удовлетворительными, и их пересчет к
исходной температуре не требуется.
Силовые трансформаторы 6-10 кВ мощностью до 630 кВ-А
межремонтным испытаниям и измерениям не подвергаются.
Таблица 16
Допускаемые значения 1д5 изоляции вводов
и проходных изоляторов при температуре 20°С
Вид и зона изоляции ввода
Бумажно-масляная изоляция:
основная изоляция (С,) и изоляция измерительного
конденсатора (С2)
последние слои изоляции (С„)
Твердая изоляция с
основная изоляция
Предельные значения т.д5, %,
для вводов с номинальным
напряжением, кВ
35
масляным заполнением:
Бумажно-бакелитовая изоляция с мастичным
заполнением: основная изоляция
Маслобарьерная изоляция ввода: основная
изоляция
1.5
110-150
1,5
3,0
^
220
1,2
2,0
9,0
101

1.60. Как оценивается состояние изоляции трансформатора (реактора)
по измеренным значениям С2/СЪ0 и АС/С?
В основу этих нормативов положены наибольшие значения
относительного прироста емкости, полученные при измерениях на новых
трансформаторах. Зависимость величины АС/С от температуры определена
опытным путем. При повышении температуры на 10°С АС/С возрастает для
трансформаторов с напряжением обмотки ВН 35 кВ и ниже с 1,5 до 1,67 раза,
а для трансформаторов с напряжением обмотки ВН 110 кВ и выше с 1,5 до
1,6 раза. Измерение АС/С при ревизии трансформаторов имеет своей целью
не только определить состояние изоляции, но и проконтролировать ее
увлажнение в процессе пребывания активной части трансформатора на
открытом воздухе. В связи с этим также нормируется приращение АС/С за
время ревизии как разность между значениями АС/С, измеренными в конце
и начале ревизии и приведенными к одной температуре.
Таблица 17
Наибольшие допустимые значения АС/С изоляции обмоток
трансформаторов без масла
Класс напряжения обмотки ВН,
мощность
До 35 кВ включительно, до 10000 кВА, %
110 кВ и выше независимо от мощности, %
10
13(4)
8(3)
Температура обмотки, °С
20
20(6)
12(4)
30
30(9)
18(5)
40
45(13,5)
29(8,5)
50
75(22)
44(13)
Примечание. В скобках показано допустимое приращение АС/С за время
ревизии.
Таблица 18
Значения коэффициентов К3 для пересчета АС/С
Разница температур ?2 - ^, °С
Значения коэффициента /С3
Ь
1,25
10
1,55
15
1,95
20
2,4
25
3,0
30
3,7
35
4,6
40
5,7
45
То"
50
ТцГ
Значения отношений АС/С, измеренные для трансформаторов без масла
в конце ревизии (если таковая требуется), и приращения значений АС/С,
измеренные в конце и в начале ревизии (приведенные к одной температуре),
не должны превышать указанных в табл. 17.
Для приведения значения АС/С, измеренного в конце ревизии (если
таковая требуется) при температуре ^ обмотки ВН, к температуре Х2 этой
обмотки, измеренной в начале ревизии, производится пересчет путем
умножения на коэффициент температурного пересчета К3, значения
которого приведены в табл. 18.
- 102-
Таблица 19
Пределы допустимой продолжительности работ по ревизии
активной части трансформаторов
Напряжение и мощность
трансформатора
6-35 кВ, до 6300 кВА включительно
35 кВ, 10000 кВА и более, а также все
трансформаторы 110-220 кВ
Продолжительность работ не более, ч
Выше 0°С и относи-
тельной влажности, %
до 65
24
16
66-75
более 75
16
12
12
8
При температуре окру-
жающего воздуха ниже 0°С
независимо от влажности
12
8
I | I •
Примечания: 1. Началом ревизии считается начало слива масла, а для
трансформаторов, транспортируемых без масла, - вскрытие крышки или любой
заглушки. 2. Ревизия считается законченной с момента герметизации бака.
3. Продолжительность работ при слитом масле при температуре окружающей среды
выше 0°С и относительной влажности воздуха менее 75% может быть увеличена вдвое
по сравнению с приведенной в табл. 19 при условии, если при проведении работ
температура активной части постоянно поддерживается выше температуры
окружающей среды не менее чем на 10°С. Это относится к работам, которые требуют
слива масла и проводятся на трансформаторах напряжением до 110 кВ в помещении
и вне его, у трансформаторов напряжением 220 кВ - только при ревизии в помещении.
Таблица 20
Наибольшие допустимые значения С2/С50 изоляции обмоток
трансформаторов
Напряжение обмотки ВН
До 35 кВ включительно, мощностью менее 10000 кВА
До 35 кВ включительно, мощностью 10000 кВА и
более и 110 кВ независимо от мощности
Значения С^С^ при
температуре обмотки, °С
10
1,1
1,05
20
1,2
1,15
30
1,3
1,25
Таблица 21
Наибольшие допустимые значения С2/СЪ0 изоляции обмоток
трансформаторов в условиях эксплуатации
Напряжение обмотки ВН
До 35 кВ независимо от мощности
Выше 35 кВ независимо от мощности
Значения С2/С50 при температуре обмотки, °С
10
1,2
1,1
20
1,3
1,2
30
1,4
1,3
40
1,5
1,4
50
1,6
1,5
60
1,7
1,6
70
1,8
1,7
Пределы допустимой продолжительности работ по ревизии активной части
трансформаторов при слитом масле приведены в табл. 19.
Отношения С2/С50 для вновь вводимых трансформаторов класса
напряжения обмотки ВН до 35 кВ включительно, залитых маслом, измеренные
при наладке, не должны превышать значений, указанных в табл. 20.
-103-

1.61. Назовите порядок и объем проверки при сокращенном анализе
качества трансформаторного масла?
Для трансформаторного масла устанавливаются две области
эксплуатации:
- нормально допустимая - в указанных пределах изменений
характеристик масла гарантируется нормальная работа
электрооборудования, контроль состояния масла проводится по
показателям сокращенного анализа;
- предельно допустимая - при характеристиках масла выше указанных
как "нормально допустимые", но ниже "предельно допустимых" требуется
установить более учащенный и расширенный контроль за состоянием масла
и принять меры по восстановлению эксплуатационных свойств масла или
предусмотреть замену масла.
Таблица 22
Предельно допустимые показатели качества трансформаторного
масла, определяемые при сокращенном анализе
№
п/п
1
2
3
Наименование
показателя
Пробивное
напряжение, кВ,
не менее:
Кислотное .
число, мгКОН/г
масла, не более
Температура
вспышки в
закрытом тигле,
°С, не ниже
Категория
электрооборудования
Электрооборудование:
до 15 кВ включительно
До 35 кВ включительно
до 150 кВ включительно
220 кВ
Электрооборудование до
220 кВ включительно
Электрооборудование до
220 кВ включительно
Перед
заливкой
свежее
30
35
60
65
0,02
135
регенери-
рованное
30
35
60
65
0,05
130
Эксплуатационное
нормально
допустимое
40
60
0,1
Снижение не
более чем на 5°С
по сравнению с
предыдущим
анализом
предельно
допустимое
20
25
35
55
0,25
125
1.62. Назовите порядок и объем проверки качества трансформаторного
масла при полной проверке?
-104-
ф
2
2
о
а
с:
§
ф
а
с
о
с;
о
2
о
X
а
о
н
сз
I"
2 о
° 5
ф о
У С
ф
н
(0
СО
со
*
о
с
ф
2
5
н
о
>
с
I
о
X
Л
с;
I
ф
а
с
ф
х
ш
т
ф
а.
с:
ф
о
X
I
О
со
й
с;
с
о
*
СО
ф ^
с ее
о
00
со
с[
ф
о.
ф
с:
11
ц
0 §
1 и'
о ю ю ю |см
см см со ю
ф Л
о о
^ СО
о: ф ,
Ф ф "Г
со с; О
* Ф ^
Л «5 5
® с; с;
2 аз:
^^ о.
ф 2 сй
2 ее
&|2
ошою
СО 00 СО СО
ФО о 2
I
Ф
X
I б О «■ II
ОЮ С С СО
ф а1^ 5
ф о ф 5
х
со
со.
о: О
5 с[
° 9-
и О
ф
с;
о
ошош |о
со со со со
со
ф
о со
х со
Ф СО
ф с
о о
X X
ф ф
её
т т
^ я
со ш
00
о
а
о
\о
8шт
а * " ^
Ь ю ю ю
ф ^ со ^ 0
с; о о о см
СО с[ с[ с[см
2
со
о т
см
со
III
° С *
В- «о ^
с: х х
-1
О со
н 00
* *
Ф О
СО см
2 2
5
ван
о
с*
>*
П.
О
о
о
п
И
*
ф
и
СО
со
а
?
т
а
ф
с
2
,ф
ьно
с;
ф
н
х
т
2
вкл
ш
*
о
см
см
со
Ь.
3
л
с
о
'§ СО X Ф
§ с; ф 2 3
# о х со а
о я 5 5 о
т С ^ Ф
с 2
I 5
° 2 К ?Я
6 8 5 с &|
528151
III
щ
со х
•18
з 8 9
о о 5
III
5>з;>з: я\
аз ф Й •
с х ^ а<к
^ 5 со > ^
2 о ф =^
1<5 ь- ао ф
СО о с с с[
Ь со
а х
СО о
1
ф
*
о.
п
о
о
1 ф ф*
с! 2
о
1 °
о
1 !—
1 со
1 ^
1 ш
ф
т
ф
ф
с^
о
ф
X
„
к
^Г"
332 !8вС
105-

Продолжение табл. 23
1
5
6
/
"в|
I
I 2
Содержание
механических
примесей: % (класс
| чистоты, не более)
| Тангекс угла
диэлектрических
потерь при 90°С, % не
более
Содержание водо-
растворимых кислот
и щелочей:
Содержание анти-
окислительной
присадки (АГИДОЛ-1
(2,6-дитретбутил-4-
метилфенол или
ионол)), % массы, не
менее
Температура засты-|
вания, °С, не выше
I 3
Электрооборудование до
220 кВ
I Силовые трансформаторы до
220 кВ
Измерительные
трансформаторы до 220 кВ
Электрооборудование:
до 150 кВ включительно
220 кВ
Электрооборудование до
*220 кВ включительно
Силовые трансформаторы,
герметичные измерительные
трансформаторы и
маслонаполненные вводы
Негерметичные измери-
тельные трансформаторы и
маслонаполненные вводы
Электрооборудование до
220 кВ включительно
Электрооборудование,
заливаемое арктическим
маслом
| 4
Отсутствие
(11)
1,7"
1,7
Отсутствие
0,2
-60
| 5
Отсутствие
(11)
1,5
5
Отсутствие
0,18
-60
I **
I Отсутствие
(13)
8
5
ода
0,03^
см
I
| 7
Отсутствие
(13)
5
10
7
I 8
Продолжение табл. 23
пп
ю\
11
12
13
т
Газосодержание в
соответствии с
инструкциями
организации-изгото-
вителя, % объема, не!
более
Содержание
растворимого шлама,
% массы, не более
Содержание фура-
новых производных,
% массы, не более (в
том числе фурфу-
I рола)
| Содержание серы, %
не более
3
Трансформаторы с пленочной
защитой, герметичные
маслонаполненные вводы
напряжением до 220 кВ
Силовые и измерительные
трансформаторы,
негерметичные
маслонаполненные вводы
напряжением до 220 кВ
Трансформаторы и
маслонаполненные вводы
напряжением до 220 кВ
Электрооборудование до
1220 кВ включительно
7
0,1 I
(0,5)
5
0,1
(0,5)
0,6
6 !
2
0,0015
(0,001)
7
4
0,005
8

1.63. Какие операции входят в порядок и объем проверки изоляции
обмоток трансформаторов после капитального ремонта и заливки масла в
зависимости от мощности и напряжения трансформатора?
Таблица 24
Порядок и объем проверки изоляции обмоток трансфор-
маторов после капитального ремонта и заливки маслом
Объем
проверки
Показатели масла
и изоляция обмоток
Комбинация
условий по
предыдущему
столбцу,
достаточных
для включения
транс-
форматора
Дополни-
тельные
указания
1. Отбор про-
бы масла.
2. Измерение
сопротивления
изоляции /?б0.
3. Определе-
ние отноше-
ния Я60/Я15
1. Характеристика
масла (в объеме сок-
ращенного анализа) - в
норме.
2. Сопротивление
изоляции #60 за время
ремонта снизилось не
более, чем на 30%.
3. Сопротивление
изоляции Я60 не ниже
указанного в табл. 12.
4. Отношение #60/#15
при температуре
(10-30)°С должно быть
не менее 1,3.
1. Для транс-
форматоров до
1000 кВА-одна
из комбинаций
условий: 1, 2;
1,3.
2. Для транс-
форматоров от
1000 кВА до
10000 кВА -
одна из комби-
наций усло-
вий: 1, 2, 4;
1,3,4.
1. Проба масла
должна отби-
раться не ранее,
чем через 12
часов после за-
ливки (доливки)
его в тран-
сформатор
2. Для транс-
форматоров до
1000 кВА до-
пускается оп-
ределять толь-
ко значение
пробивного
нап ряжения
пробы масла
1. Отбор про-
бы масла.
2. Измерение
сопротивления
изоляции Р60
3. Определе-
ние отноше-
ния в60/в15.
4. Измерение
*9§ У транс-
форматоров
110 кВ и выше
1. Характеристика мас-
ла (в объеме сокра-
щенного анализа) - в
норме.
2. Сопротивление
изоляции за время
ремонта снизилось не
более, чем на 30%.
3. Сопротивление
изоляции Яб0 не менее
1. Для транс-
форматоров
35 кВ мощ-
ностью более
10000 кВА -
комбинация ус-
ловий: 1,3, 4, 5.
2. Для транс-
форматоров
110 кВ и выше -
комбинация
условий: 1-5.
указанного в табл. 12*.
4. Отношение #60/Я15,
при температуре (10-
30)°С не менее 1,3.
15. Значения 1д5 не|
[превышают значений,
указанных в табл 14.
Для трансформаторов до 110 кВ. Для трансформаторов выше 110 кВ
сопротивление изоляции не нормируется, но должно учитываться при комплексном
рассмотрении результатов измерений.
- 108-
Методы испытания изоляции электрооборудования повышенным
напряжением
Испытание изоляции электрооборудования (главной и междувитковой)
повышенным напряжением производится для выявления грубых и
сосредоточенных дефектой, которые из-за недостаточного уровня
напряженности электрического поля не могли быть обнаружены при
предварительной проверке и измерениях. По этой причине испытание
повышенным напряжением является основным испытанием, после которого
выносится окончательное суждение о возможности нормальной работы
оборудования в условиях эксплуатации.
Испытание проводится после предварительной проверки состояния
изоляции и при условии их удовлетворительных результатов. Аппараты с
изоляцией, находящейся в масле, могут подвергаться испытаниям только
при удовлетворительном результате анализа масла. Установленный уровень
испытательных напряжений соответствует пробивным напряжениям
изоляции при наличии в них сосредоточенных грубых дефектов, поэтому при
испытаниях повышенным напряжением и выявляются эти дефекты. Уровень
испытательных напряжений ниже уровня пробивного напряжения для случая
отсутствия грубых и сосредоточенных дефектов, ниже уровня заводских
испытательных напряжений и составляет 0,75(Уиспзав. Это объясняется
нецелесообразностью развивать во время испытаний незначительные
дефекты, не влияющие на нормальную работу, до опасных, существенно
уменьшающих электрическую прочность. Это тем более нецелесообразно, -
потому что такие опасные дефекты могут проявиться не во время испытаний,
а неожиданно во время эксплуатации.
В качестве испытательного напряжения используется обычно напряжение
промышленной частоты 50 Гц.
Напряжение промышленной частоты, во-первых, доступно в условиях
эксплуатации, а во-вторых, обеспечивает возможность проведения
испытания изоляции при наличии таких же диэлектрических потерь (а именно
они и вызывают тепловой пробой) и такого же распределения градиентов
электрического поля, как и в условиях эксплуатации.
Время приложения испытательного напряжения ограничено во
избежание появления дефектов в изоляции и преждевременного старения
ее: для главной изоляции - 1 мин, для междувитковой изоляции - 5 мин.
Продолжительность испытания междувитковой изоляции больше потому, что
запас электрической прочности у витковой изоляции значительно выше, чем
у главной. Указанного времени обычно достаточно для осмотра
электрооборудования во время его испытания и выявления места пробоя.
Испытание повышенным напряжением производится напряжением не
только переменного тока, но и выпрямленным. Однако последнее
используется, главным образом, при испытании изоляции крупных
электрических машин, тяг выключателей, разрядников, силовых кабелей.
Основным недостатком испытания выпрямленным напряжением является
неравномерное распределение напряжения по толще изоляции из-за
-109-

неоднородности ее и распределения напряжения в зависимости от
проводимости отдельных ее частей. Однако у выпрямленного напряжения
есть и большие преимущества:
1. У электрических машин распределение напряжения вдоль обмотки
более равномерно при выпрямленном напряжении, благодаря чему
одинаково испытываются ее пазовые и лобовые части.
2. Требуемая мощность выпрямительных установок высокого напряжения
значительно меньше мощности установок переменного напряжения,
благодаря чему передвижные установки всегда менее громоздки и более
портативны (последнее имеет большое значение для наладочных работ на
различных объектах, требующих транспортировки приборов).
3. Выпрямленное напряжение более безопасно для изоляции; пробивное
выпрямленное напряжение выше, чем переменное, в среднем в 1,5 раза.
Преимуществом выпрямленного напряжения является также
возможность при испытаниях измерять токи утечки, которые являются
дополнительным критерием оценки состояния изоляции и предупреждают
о развитии теплового пробоя во время испытаний (рис. 19). Время испытания
изоляции выпрямленным напряжением более продолжительно, чем время
испытания переменным напряжением, и установлено нормами до 10-20 мин.
Целесообразность указанных испытаний диктуется, с одной стороны,
тем, что электрическая прочность главной изоляции обмоток
трансформаторов должна быть выше уровня напряжений, которые
Т Г ^4^ ч! Рис. 19. Зависимость сопротивления изоляции
0 ^/^'Х С^ Яиз и тока утечки/^ от приложенного
[ ^г \ \ % выпрямленного напряжения
х^ I \ /1 Участок ОА - дефект не проявляется;
Г ' У ' А - критическая точка, после которой Яиз резко
[ | у/ \ | падает, а /^ резко возрастает; участок АС-
1 V I / \| сильная ионизация дефектного промежутка,
I \^-у с ф форсирование условий для пробоя; С - точка
и^-***-"*^ I ^ ^| Ц»ЫПр пробоя изоляции при напряжении пробоя (У .
Ь 1 .-_►
длительно воздействуют на изоляцию в процессе эксплуатации, а с другой
стороны, во время эксплуатации возможны кратковременные внутренние
перенапряжения при включениях и отключениях трансформаторов, линий
электропередачи и других элементов схемы, а также в результате
атмосферных перенапряжений. Возникновение местных дефектов в
изоляции также приводит к снижению электрической прочности, что может
стать причиной пробоя ее при эксплуатации. Для выявления дефектов,
которые представляют опасность для нормальной эксплуатации, главную
изоляцию периодически испытывают повышенным напряжением
промышленной частоты. Эффективность испытаний определяется прежде
всего испытательным напряжением и длительностью его приложения. При
малом испытательном напряжении опасные дефекты не выявляются, а при
-110-
чрезмерно высоком, наоборот, могут пробиться те участки .изоляции,
которые не пробились бы в эксплуатации. В связи с этим испытание
повышенным напряжением производится после осмотра и проверки
состояния изоляции другими методами. Значение испытательного
напряжения зависит также от периодичности испытаний: чем реже
проводятся испытания, тем выше должно быть испытательное напряжение
с тем, чтобы обеспечивалась надежная работа изоляции на протяжении
более длительного периода.
Испытания повышенным напряжением переменного тока промышленной
частоты проводятся по принципиальной схеме на рис. 20. Автомат (ЗР должен
обеспечивать надежное отключение тока, резко возрастающего при пробое
изоляции. Регулировочная колонка и испытательный трансформатор
выбираются из условий обеспечения испытательного напряжения,
требуемого нормами, и необходимой для производства испытаний
мощности. В установках 110 кВ и выше испытания оборудования проводятся
по отдельным частям.
Ориентировочная емкость некоторых объектов испытания приведена в
табл. 25.
Рис. 20. Схема испытания изоляции электрооборудования повышенным
напряжением переменного тока.
ОР- автомат; РК - регулировочная колонка; ТИ - трансформатор испытательный;
А - амперметр для измерения тока на стороне низкого напряжения;
V,, У2 - вольтметры; тА - миллиамперметр для измерения тока утечки
испытываемой изоляции; Кн - кнопка, шунтирующая тА для его защиты от
перегрузок; Я1 - сопротивление для ограничения тока в испытательном
трансформаторе при пробое в испытываемой изоляции;
Я2 - сопротивление для ограничения коммутационных перенапряжений на
испытываемой изоляции при пробое разрядника; Р - разрядник.
-111 -

Таблица 25
Наименование объекта
Вводы трансформаторов и масляных выключателей:
до 220 кВ
от 330 до 600 кВ
Трансформаторы напряжения и тока
Силовые трансформаторы (обмотки низшего напряжения)
Электрические двигатели мощностью, кВА:
до 100
свыше 100
Турбогенераторы мощностью, кВА:
от 15000 до 150000
от 150000 до 300000
Емкость
(одной фазы), пф
50-300
800-1300
100-1000
1000-25000
1000-10000
10000-100000
100000-300000
300000-500000
Если номинальное напряжение имеющегося в наличии испытательного
трансформатора не соответствует требуемому испытательному
напряжению, то возможны схемы последовательного включения двух
трансформаторов, приведенные на рис. 21.
Рис. 21. Схемы удвоения испытытельного напряжения.
ИПТ - изолирующий промежуточный трансформатор; НОМ - трансформатор
напряжения однофазный.
Схемы последовательного включения трансформаторов на рис. 21, а~в
используются, как правило, при производстве профилактических испытаний
во время эксплуатации.
Когда испытываемая изоляция изолирована от корпуса, применяется
схема на рис. 21, а. Если один вывод изолирован от корпуса, применяется
схема на рис. 21, б.
В процессе пусконаладочных работ в качестве испытательных
трансформаторов часто используются измерительные трансформаторы
напряжения. Они могут включаться также последовательно с параллельным
(рис. 21, г) или последовательным (рис. 21, д) питанием обмоток низшего
напряжения в зависимости от напряжения источника питания. При этом
каждый из трансформаторов допускается кратковременно перевозбуждать
- 112-
в пределах 150-170% 1)н и перегружать. Измерение напряжения при
производстве испытаний повышенным напряжением производится в случаях
ответственных испытаний и при значительной емкости объекта испытания
(генераторы, мощные силовые трансформаторы) на стороне высшего
напряжения электростатическим вольтметром (рис. 22), а в случаях менее
ответственных - на стороне низшего напряжения испытательного
трансформатора. Для защиты от случайных опасных повышений напряжения
используются шаровые разрядники.
В зависимости от необходимого напряжения пробоя с помощью
микрометрического винта устанавливается расстояние между шарами.
Микрометрический винт снабжается шкалой, которая может быть
использована для ориентировочного определения пробивного напряжения
вместо измерительного прибора. Последовательно с шарами обычно при
сборке схемы испытания и в испытательных установках высокого напряжения
устанавливаются безындукционные сопротивления (фарфоровые или
стеклянные 2-20 кОм, предохраняющие при пробое поверхности шаров от
обгорания.
■=" ЦжХ^ ^^ОГ-1 " К^^ ^А-Л-Р " 1-^^^ ОЧ^Н
€у
Рис. 22. Схемы измерения напряжения при испытании повышенным
напряжением с помощью трансформаторов напряжения.
При испытании выводы испытуемой обмотки трансформатора замыкают
накоротко и присоединяют к испытательному трансформатору. Выводы
другой обмотки также закорачивают накоротко и вместе с баком
трансформатора или магнитопроводом (у трансформаторов с естественным
воздушным охлаждением) заземляют. Испытанию подвергается изоляция
каждой обмотки одного напряжения, электрически не связанной с обмотками
других напряжений. Испытательное напряжение прикладывается между
испытуемой обмоткой, замкнутой накоротко, и заземленным баком, с
которым соединяются магнитная система и замкнутые накоротко другие
обмотки испытуемого трансформатора. Вначале подвергается испытанию
обмотка низшего напряжения, а затем обмотки среднего и высшего
напряжений. Один вывод испытательного трансформатора заземлен, и,
следовательно, все точки испытуемой обмотки находятся под одним и тем
же потенциалом относительно земли.
Значение испытательного напряжения изоляции трансформатора вместе
с вводами зависит от класса напряжения и приводится в табл. 26.
8-3890
-113-

Таблица 26
Испытательные напряжения промышленной частоты
в эксплуатации для электрооборудования классов
напряжения до 35 кВ с нормальной и облегченной изоляцией
Класс
напря-
жения,
кВ
Испытательное напряжение, кВ
Силовые трансформаторы,
шунтирующие и
дугогасящие реакторы
до 0,69
3
6
10
15
20
35
[Нормальная
изоляция
4,3
15,3
21,3
29,8
38,3
46,8
72,3
Облегченная
изоляция*
Аппараты, трансформаторы тока и нап-
ряжения, токоограничивающие реакторы,
изоляторы, вводы, конденсаторы связи,
экранированные токопроводы, сборные
шины, КРУ и КТП, электродные котлы
2,6
8,5
13,6
20,4
31,5
42,5
Фарфоровая
изоляция**
1,0
24,0
32,0 (37,0)
42,0 (48,0)
55,0 (63,0)
65,0 (75,0)
95,0(120,0)
Испытательные напряжения герметизированных
трансформаторов принимаются в соответствии с указаниями заводов-изготовителей.
** Значения в скобках распространяются на промежуток между контактами
коммутационных аппаратов.
Другие виды
изоляций**
Примечания:
1.0
21,6
28,8 (33.3)
37.8 (43.2)
49,5 (56,7)
58,5 (67,5)
85,5 (108,0)
1.64. Что испытывается и как произвести испытания трансформатора
повышенным напряжением промышленной частоты?
Испытанию обычно подвергаются только трансформаторы с номинальным
напряжением до 35 кВ включительно. Электрооборудование напряжением
выше 35 кВ подвергается испытаниям повышенным напряжением лишь в том
случае, если его основные дефекты не выявляются другими испытаниями.
Испытанию подвергаются:
- изоляция обмоток 35 кВ и ниже вместе с вводами.
Продолжительность испытания - 1 мин. Наибольшее испытательное
напряжение при частичной замене обмоток принимается равным 90%, а при
капитальном ремонте без замены обмоток и изоляции или с заменой изоляции,
но без замены обмоток - 85% от значения, указанного в табл. 26.
При капитальных ремонтах маслонаполненных трансформаторов без
замены обмоток и изоляции испытание изоляции обмоток повышенным
напряжением не обязательно. Испытание изоляции сухих трансформаторов
обязательно.
- изоляции доступных для испытания стяжных шпилек, бандажей, полу-
бандажей ярем, прессующих колец, ярмовых балок и электростатических
экранов.
Производится напряжением 1 кВ в течение 1 мин, если заводом-изготови-
телем не установлены более жесткие нормы испытания.
- 114-
Испытание производится в случае вскрытия трансформатора для
осмотра активной части.
- изоляции цепей защитной аппаратуры.
Производится напряжением 1 кВ в течение 1 мин.
Значение испытательного напряжения при испытаниях изоляции
электрических цепей манометрических термометров - 0,75 кВ в течение 1 мин.
Испытывается изоляция (относительно заземленных частей) цепей с
присоединенными трансформаторами тока, газовыми и защитными реле,
маслоуказателями, отсечным клапаном и датчиками температуры при
отсоединенных соединителях манометрических термометров, цепи которых
испытываются отдельно.
Перед включением испытательного напряжения рекомендуется измерить
сопротивление изоляции испытуемой обмотки с помощью мегаомметра на
1000-2500 В для предварительного заключения об отсутствии каких-либо
существенных дефектов в изоляции обмотки трансформатора.
Обычно, согласно нормативно-технической документации, скорость
подъема приложенного напряжения при испытании внутренней изоляции
трансформатора до 40% испытательного напряжения может быть
произвольной; дальнейшее повышение напряжения должно производиться
плавно по вольтметру со скоростью около 3% испытательного напряжения в
1 с. После окончания испытания снижение напряжения разрешается
производить со скоростью до 25% 1/исп в течение не менее 5 с, а затем
отключают установку. При испытании изоляции трансформаторов на
электрическую прочность необходимо оставлять открытым расширитель или
дыхательную трубку. Внутренняя изоляция масляных трансформаторов
считается выдержавшей испытание на электрическую прочность, если при
испытании не наблюдалось пробоя или частичных нарушений изоляции,
отмечаемых по звуку разрядов в баке, выделению газа или дыма и
показаниям амперметра или вольтметра. Допускаются отдельные звуки
разрядов, не сопровождаемые колебаниями стрелок приборов. Они не
являются признаком повреждения или дефекта изоляции. Измерение
испытательного напряжения производится вольтметром или с помощью
шарового разрядника.
При пробое изоляции требуется вскрыть трансформатор со сливом масла
и повторить испытание. При появлении дыма при повторном испытании
определяется место повреждения, которое в дальнейшем устраняется.
Методы измерения сопротивления обмоток, токоведущих частей
и контактных соединений постоянному току
Измерение сопротивления обмоток постоянному току производится для
выявления дефектов в цепи обмоток, вызывающих повышение их
сопротивления. Это может иметь место из-за недоброкачественной пайки
или неудовлетворительного состояния контактов переключателя
ответвлений и соединений в местах подключения отводов обмоток к вводам,
обрыва одного или нескольких параллельных проводов в обмотках, имеющих
- 115-

параллельные ветви. При измерениях на месте монтажа наиболее часто
выявляется неудовлетворительное состояние переключателей ответвлений.
Согласно ГОСТ 3483-78 сопротивление обмоток измеряют методом моста
или методом вольтметра и амперметра. Для измерения малых
сопротивлений лучше пользоваться двойными мостами, а при их отсутствии
- методом падения напряжения, т. е. методом вольтметра и амперметра.
Двойные мосты позволяют производить измерения сопротивлений в
пределах до 106 Ом. Принципиальная схема двойного моста показана на
рис. 23.
Соединительные провода в двойном мосте не влияют на результат
измерений, так как Я^Я, и Я3+Я4 значительно превосходят возможное
сопротивление соединительных проводов.
1А1
^
■<2Н
?_Е
Рис. 23. Принципиальная схема двойного моста.
Я, - Я4 - резисторы плеч моста(регулируемые и нерегулируемые); Ях - измеряемое
сопротивление; Яэ - эталонное сопротивление; Б - источник постоянного тока; Я -
выносной реостат для регулирования тока в допустимых пределах.
Измерение сопротивления обмоток постоянному току производится
после окончательной сборки трансформаторов методом падения
напряжения или мостовым методом при токе, не превышающем 20%
номинального тока измеряемой обмотки. Мостовой метод измерения
сопротивления более точен, но при сравнении результаты измерения могут
отличаться от заводских данных, измеряемых, как правило, методом падения
напряжения. Поэтому измерение сопротивлений постоянному току
рекомендуется производить тем же методом, каким производились
измерения на заводе.
Измеряется сопротивление постоянному току всех обмоток на всех
ответвлениях обмотки. В трансформаторах, имеющих предизбиратель в
переключающих устройствах, измеряются сопротивления на всех
ответвлениях при одном положении предизбирателя и дополнительно на
одном ответвлении при другом положении.
-116-
В аппаратах с нулевым выводом измеряются и сравниваются фазные
сопротивления, а при отсутствии рулевого вывода - сопротивления обмоток
между линейными выводами.
Методом амперметра-вольтметра пользуются при измерении малых
сопротивлений, несмотря на то, что точность его при измерениях в этом
случае значительно уступает точности измерения двойным мостом. Схема
измерения показана на рис. 24.
Рис. 24. Схема измерения сопротивления
(а\ гС™Н постоянному току методом
Б , Р . КИ я |~| ^-^ амперметра-вольтметра.
I—I '~^°И —С—Э-*—н Ил Я - регулировочный реостат;
1|^ Ш ^х Ях - измеряемое сопротивление; Ш - шунт;
' °^ ' Р - рубильник; Б - аккумуляторная батарея.
Приборы, используемые при измерении методом амперметра-вольт-
метра, с учетом недостаточной точности его, должны выбираться классом
не менее 0,2. Вольтметр необходимо подключать непосредственно к
измеряемому сопротивлению. Токпри измерениях должен быть таким, чтобы
показания приборов отсчитывались по второй половине шкалы. В
соответствии с этим выбирается и шунт, применяемый для возможности
измерения тока прибором класса 0,2. Измерения производятся при
нескольких значениях тока (не менее 3-5). За результат принимается среднее
значение сопротивления, Ом, подсчитываемое по формуле:
—1 + -^- + ... + —°-
Я = -4 12 к.,
п
где 1)у% 112 1/п - напряжения, соответствующие производимым
измерениям, В; /,, /2, ..., /п - токи, соответствующие производимым
измерениям, А; п - количество произведенных измерений.
При измерениях сопротивления постоянному току обмоток, имеющих
значительную индуктивность, прежде чем разорвать цепь тока, следует
разорвать цепь напряжения. В противном случае, из-за экстратоков сильно
забрасывается стрелка, и прибор может быть поврежден. Из-за индуктивности
ток, необходимый для измерения, устанавливается не сразу, а по истечении
времени, зависящего от постоянной времени обмотки Г=/./Я. Измерения
производят только после полного успокоения стрелок.
Милливольтметр включается при установившемся значении тока, а
отключается до разрыва цепи тока. За установившийся принимается ток, при
котором стрелка амперметра практически не изменяет своего положения в
течение 1 мин.
Измерение сопротивления обмоток, обладающих большой индуктивностью,
по методу падения напряжения производится по схеме, имеющей в токовой
цепи реостат (рис. 25). Это сокращает время установления тока, а
следовательно, и измерения. При измерении сопротивления постоянному току
следует использовать в измерительной цепи соединительные провода
небольшой длины и соответствующего сечения (в зависимости от значения
тока) для внесения в результаты измерений наименьшей погрешности.
-117-

^Е
Рис. 25. Схема измерения
сопротивления постоянному
току обмоток с большой
индуктивностью.
Температурный пересчет измеряемого сопротивления.
Измерения сопротивления постоянному току независимо от метода
производят при установившемся тепловом режиме, при котором
температура окружающего воздуха не отличается от температуры
измеряемого объекта более, чем на ±3°С. Приведение измеренного
сопротивления к необходимой температуре для последующего сравнения
производится по формулам:
для меди #2 = ^ ^-2-; для алюминия Я2 = Я/ * А2 ,
г 235 + и 245 + ^
где Я2 - сопротивление, соответствующее температуре Г2, Я1 -
сопротивление, соответствующее температуре гу\ 235, 245 - постоянные
коэффициенты.
Обычно для удобств сравнения полученные результаты измерений
приводят к температуре 15°С.
При измерении сопротивлений обмоток определяется температура
обмоток во время измерения. За температуру обмоток трансформатора, не
подвергавшегося нагреву и не включавшегося в сеть, принимается
температура верхних слоев масла (измеренная не ранее, чем через 30 мин
после заливки, для трансформаторов мощностью до 1000 кВА
включительно, и не ранее, чем через 1 ч, для трансформаторов большей
мощности). Для трансформаторов, находящихся длительно (не менее 10 ч)
в помещении, за температуру обмотки принимается температура
окружающего воздуха, если колебания ее не больше, чем 3°С.
Сопротивления постоянному току, измеренные при наладке силовых
трансформаторов, приведенные к одной температуре, не должны отличаться
от заводских данных более чем на 2%, за исключением случаев, когда это
оговорена паспортными данными или заводскими протоколами.
1.65. Как измерить сопротивление обмоток трансформаторов
постоянному току?
Измеренное значение сопротивления обмоток постоянному току должно
отличаться не более, чем на 2%, от сопротивлейия, полученного на
соответствующих ответвлениях других фаз, или от значений заводских и
предыдущих эксплуатационных измерений, если нет особых оговорок в
паспорте трансформатора.
В процессе эксплуатации измерения могут производиться при
комплексных испытаниях трансформатора.
Измерения производятся на всех ответвлениях, если в заводском
паспорте нет других указаний, и если для этого не требуется выемки активной
части. Перед измерениями сопротивления обмоток трансформаторов,
снабженных устройствами регулирования напряжения, следует произвести
не менее трех полных циклов переключения.
-118-
При измерении, например, методом амперметра-вольтметра в
соответствии с измеряемым сопротивлением выбирают схему измерения
(рис. 26). При измерении малых сопротивлений (нескольких Ом) провода
цепи вольтметра присоединяют к зажимам трансформатора (рис. 26, а), при
измерении больших сопротивлений применяют схему рис. 26, б; при
измерении сопротивления обмотки, обладающей большой индуктивностью,
рекомендуется применять схему, приведенную на рис. 26, в, которая
позволяет снизить время установления тока в измерительной цепи путем
кратковременного формирования тока замыканием реостата кнопкой Ку
Сопротивление реостата принимается не менее чем в 8-10 раз больше, чем
сопротивление измеряемой обмотки. Сопротивление проводов не должно
превышать 0,5% сопротивления вольтметра.
Пределы измерения приборов выбирают такими, чтобы отсчеты
проводились во второй половине шкалы.
Рис. 26. Схемы измерения сопротивления обмоток трансформатора постоянному
току методом падения напряжения.
Т - трансформатор.
Включение вольтметра производят при установившемся токе, а его
отключение - до разрыва цепи тока. Должны быть приняты меры, чтобы при
подключенном вольтметре не было отключения или резкого изменения тока. В
противном случае происходит повреждение вольтметра высоким напряжением,
наведенным в обмотке трансформатора магнитным потоком сердечника,
изменяющимся вместе с током.
После того, как ток в обмотке трансформатора установился, включают
вольтметр и снимают показания обоих приборов, которые записывают в
протокол испытания трансформатора. В протокол также записываются
температура окружающей среды, при которой производили измерение, цена
деления и отводы обмоток, на которых производились измерения
сопротивления.
В качестве источника тока применяется аккумуляторная батарея
напряжением 12В.
При измерении сопротивления обмоток следует проверить правильность
расположения вводов на крышке трансформатора. Измерения сопротивлений
производят на всех обмотках и всех ступенях регулирования. Измеряют
линейные сопротивления для всех доступных ответвлений обмоток всех фаз
и при всех положениях переключающего устройства (рис. 27, а). Если
переключающее устройство имеет переключатель диапазонов, то измерения
производят при одном положении. Дополнительно делают по одному замеру
-119-

©5^©в®с
Ь с
© ®
а) б)
Рис. 27. Схемы измерения сопротивлений постоянному току:
а) - линейных; б; - смазных
сопротивления на каждом другом положении переключателя диапазонов. При
наличии нулевого ввода в трансформаторе измеряют дополнительно фазное
сопротивление (между нулевым \л одним линейным вводом) для проверки
качества присоединения и пайки нулевого ввода (рис. 27, б). При наличии
нулевого ввода вместо измерения линейных сопротивлений допускается по
ГОСТ 3483-78 измерять фазные сопротивления, но при условии, что
сопротивление цепи нулевого ввода не превышает 2% фазного сопротивления
обмотки. Если обмотки трехфазного трансформатора соединены звездой и
нулевая точка недоступна, то измеряют сопротивления П , П и Я на
линейных зажимах А-В, В-С и С-А. В этом случае ПАВ=ПА+ВВВ] Явс=я +я и
Яса=Яс+#а- Здесь ЯА, Яв и Яс - сопротивления фазных обмоток А-Х*Ъ- Уи С-2.
Если линейные сопротивления равны между собой ЯАВ=ЯВС=ЯСА, то
сопротивление фазных обмоток определяется следующим образом:
Яа=Яв=Яс=1/2Яср,
гАе Нср - среднее значение измеренного сопротивления при опыте. Если
обмотки трансформатора соединены треугольником, То, как и в предыдущем
случае, производят три измерения сопротивлений на линейных зажимах
А-В, В-С, С-А и определяют среднеарифметическое Я , тогда
ЯА=ПВ=ЯсГ3/2Яор-
При необходимости в измеряемое сопротивление обмотки вносят
поправки, обусловленные потреблением тока вольтметром (рис. 27, а) или
потерей напряжения в амперметре (рис. 27, б). Для получения болееточных
результатов, измерения обычно производят при трех-четырех различных
значениях тока и берут среднеарифметическое полученных значений.
Полученные значения сопротивления заносят в протокол, они не должны
отличаться более, чем на 2%, от сопротивления, измеренного на том же
ответвлении у других фаз, или от паспортных данных (после температурного
пересчета) и эксплуатационных измерений. Для сравнения измеренные
сопротивления приводят к одной температуре.
-120-
1.66. Как определить коэффициент трансформации трансформатора?
Коэффициентом трансформации (К) называется отношение напряжения
обмотки ВН к напряжению обмотки НН при холостом ходе трансформатора
^ _ ^вн _ Евн _ ЦВн
^нн Енн ини
Электродвижущая сила Е (В), индуцированная в обмотках ВН и НН
трансформатора, определяется по формулам:
Евн=4,44ЛувнФЮ*;
ЕНН=4,44^ННФ.10-*;
где 1 - частота приложенного напряжения, Гц; \л/вн, \л/нн- числа витков
обмоток ВН и НН; Ф - магнитный поток, Вб.
При холостом ходе трансформатора активные и реактивные потери
напряжения в питаемой обмотке крайне незначительны, и можно считать с
достаточной степенью точности, что э.д.с. обмотки равна приложенному
напряжению.
Для трехобмоточных трансформаторов коэффициентом трансформации
является отношение напряжений обмоток ВН/СН, ВН/НН и СН/НН.
Коэффициентом трансформации проверяется правильность числа витков
обмоток трансформатора, и его проверка производится на всех ступенях
переключателя.
Замеренное значение коэффициента трансформации должно отличаться
не более, чем на 2%, от значений, полученных на соответствующих
ответвлениях других фаз, или от заводских (паспортных) данных. Кроме того,
для трансформаторов с РПН разница коэффициентов трансформации
должна быть не выше значения ступени регулирования.
Эти измерения, хроме проверки самого коэффициента трансформации,
дают возможность проверить правильность установки переключателя
напряжения на соответствующих ступенях, а также целость обмоток. Если
трансформатор монтируется без вскрытия и при этом имеются ответвлений,
недоступные для измерений, то определение коэффициента
трансформации производится только для доступных ответвлений. При
испытании трехобмоточных трансформаторов коэффициент трансформации
достаточно проверить для двух пар обмоток, причем измерения
рекомендуется проводить на тех обмотках, для которых напряжение
короткого замыкания наименьшее. В паспорте каждого трансформатора
даются номинальные напряжения обоих обмоток, относящихся к режиму
холостого хода. Поэтому номинальный коэффициент трансформации можно
легко определить по их отношению.
Коэффициент трансформации обмоток трансформатора проверяется
путем одновременного измерения напряжения обмоток высшего и низшего
напряжения по схемам на рис. 28 при помощи вольтметров класса не ниже
0,5. Измерения производятся для всех обмоток на всех ответвлениях.
Коэффициент трансформации может проверяться методом двух и более
вольтметров. Это делается следующим образом: к одной из обмоток, как
правило ВН, подводится напряжение сети и измеряется одним вольтметром
- 121 -

Рис. 28. Измерение коэффициентов трансформации силовых трансформаторов.
а) - однофазных; б) - трехфазных по трехфазной схеме возбуждения;
в) - трехфазных по однофазной схеме возбуждения; г) - трехфазных с нулевым
выводом по однофазной схеме возбуждения.
Другим вольтметром измеряется напряжение другой обмотки. Отсчет по
вольтметрам делается одновременно. У трехфазного трансформатора
коэффициент трансформации лучше всего измерять при трехфазном
возбуждении четырьмя вольтметрами одного класса точности: одним
вольтметром измеряется напряжение на обмотке ВН (после проверки
симметричности линейных напряжений питающих сети), а тремя
вольтметрами измеряются одновременно напряжения на трех фазах другой
обмотки или между фазами (при отсутствии выведенного нуля обмотки).
Коэффициент трансформации подсчитывается как отношение напряжения
обмотки ВН (напряжения питания) к напряжениям отдельных фаз.
При однофазной схеме питания трансформатора с обмотками,
соединенными по схеме «звезда-треугольник» без выведенного «нуля», для!
получения правильного результата фаза, на которой не производится
измерение, закорачивается. В противном случае результат измерения
искажается из-за того, что при производстве всех измерений, как показано
на рисунках, в треугольнике проходят токи во всех трех обмотках.
-122-
Коэффициент трансформации определяется между фазными
напряжениями:
и^ ивс У
АС
к - 2 и 2 . _ 2
V аЬ иЬс Мае
где кф - фазный коэффициент трансформации, т. е. отношение фазного
напряжения на стороне ВН к фазному напряжению на стороне НН.
От фазного коэффициента нетрудно перейти к обычно определяемому
линейному:
К =/сфл/з.
Если трансформатор имеет нулевой вывод, благодаря которому
возможно возбуждение одной фазы обмотки, то закорачивания не требуется,
так как в этом случае остальные фазы обмотки со стороны треугольника не
искажают результат измерения. Коэффициент трансформации и в этом
случае измеряется фазный:
кх*-1и- к2ф"^- кзф-~й7-
По общей закономерности изменения сопротивления постоянному току
и коэффициента трансформации делается вывод о состоянии
переключателя. Для трансформаторов с регулировкой под напряжением
допускается, кроме того, отличие в пределах значения ступени
регулирования.
При испытании трехфазных трансформаторов симметричное трехфазное
напряжение подводят к одной обмотке и одновременно измеряют линейные
напряжения на линейных зажимах той и другой обмоток. При измерении
фазных напряжений допускается определение коэффициента
трансформации по фазным напряжениям соответствующих фаз. При этом
проверку коэффициента трансформации производят при однофазном или
трехфазном возбуждении трансформатора. Если на месте монтажа имеются
данные определения коэффициента трансформации на заводе-изгото-
вителе, то целесообразно при определении коэффициента трансформации
измерять те напряжения, которые измерялись на заводе- изготовителе. При
отсутствии симметричного трехфазного напряжения коэффициент
трансформации трехфазных трансформаторов, имеющих схему соединения
обмоток Д/У или У/Д, можно определить при помощи фазных напряжений с
поочередным закорачиванием фаз. Для этого одну фазу обмотки (например,
фазу А), соединенную в треугольник, закорачивают соединением двух
соответствующих линейных зажимов данной обмотки Затем при
однофазном возбуждении определяют коэффициент трансформации
оставшейся свободной пары фаз, который при данном методе должен быть
равным 2Кф (для системы Д/У, рис. 29 при питании со стороны звезды) или
Кф/2 (для схемы У/Д, рис. 30 при питании со стороны треугольника), где
Кф - фазный коэффициент трансформации. Аналогичным образом
производят измерения при накоротко замкнутых фазах В и С. При испытании
-123-

трехобмоточных трансформаторов коэффициент трансформации
достаточно проверить для двух пар обмоток.
Коэффициент трансформации при приемосдаточных испытаниях
определяется дважды - первый раз до монтажа, если паспортные данные
отсутствуют или вызывают сомнения, и второй раз непосредственно перед
вводом в эксплуатацию при снятии характеристики холостого хода.
од оВ 9С с? ~ ?** <?а
Рис. 29. Определение коэффициентов трансформации трансформатора,
соединенного по схеме Д/У, при несимметричном трехфазном напряжении;
а) - первое измерение; б) - второе измерение; в) - третье измерение
- 124-
Рис. 30. Определение коэффициентов трансформации трансформатора,
соединенного по схеме У/Д, при несимметричном трехфазном напряжении:
а) - первое измерение; б) - второе измерение; в) - третье измерение
1.67. Как определить полярность обмоток трансформаторов и другого
электрооборудования ?
Для определения правильности обозначения выводов электрических
машин в процессе эксплуатации бывает необходимо определять полярность
их обмоток.
Однополярными выводами обмоток считаются такие, которые при
наличии потока в магнитопроводе (условно - от любого другого источника)
имеют один и тот же знак э. д. с.
Полярность выводов обмоток зависит от направления намотки витков
катушек и взаимного расположения их на сердечниках магнитопровода. На
рис. 31 показаны однополярные выводы А, а, а,, а2; X, х, х,, х2.
Если соединить обмотки последовательно, соблюдая полярность,
например, вывод А с х1§ то общая э. д. с. обмоток на выводах X - а будет
представлять собой сумму э. д. с. отдельных обмоток; э. д. с.
последовательно-встречно включенных обмоток, например, при соединении
вывода А с а,, будут вычитаться, и при одинаковом количестве витков их
общая э. д. с. (на выводах X - х,) будет равна нулю.
-125-

Посторонний
источник
Рис. 31. Однополярные выводы обмоток трансформатора.
Если на одну из обмоток кратковременно подключать постоянный ток, а к
другой гальванометр, присоединив «+» батареи и гальванометра к
однополярным зажимам А и а, то отклонение гальванометра будет
происходить в правую сторону при замыкании цепи батареи и в левую - при
размыкании ее (рис. 32). Это свойство обмоток позволяет просто определять
однополярные зажимы: если при такой схеме подключения батареи и
гальванометра отклонение последнего при замыкании цепи батареи
происходит в правую сторону, а при размыкании - в левую, то однополярными
являются выводы А, а и X, х. Такой метод определения полярности обмоток
называют методом поляромера. Он широко применяется в практике
наладочных работ. Перед проверкой полярность
зажимов гальванометра должна быть проверена
подачей на него кратковременно и в пределах
допустимого напряжения. В противном случае могут
быть сделаны неправильные выводы, последствием
которых могут быть серьезные аварии силовых
трансформаторов, неправильная работа релейной
защиты и т. п. В качестве гальванометров
используются грубые гальванометры или
милливольтметры.
1.68. Как определяются группы соединений обмоток трехфазных
трансформаторов ?
Одним из условий параллельной работы трансформаторов является
идентичность групп соединения их обмоток, определяемых полярностью
обмоток, схемой их соединения и чередованием фаз подаваемого на обмотки
напряжения. В связи с этим одной из важных проверок трансформаторов
является определение полярности обмоток у однофазных трансформаторов и
групп соединения (в заводском исполнении) трехфазных трансформаторов, что
служит основой в дальнейшем для оценки и обеспечения идентичности групп
параллельно включаемых трансформаторов подачей на них при монтаже
соответствующих фаз напряжения.
При оценке групп соединения силовых трансформаторов исходят, кроме
принципа, заложенного в определение однополярности, из следующих
основных предпосылок.
Рис. 32. Проверка
полярности обмоток
поляромером.
- 126-
1. Выводы обмоток стороны высшего напряжения (ВН) обозначаются
всегда буквами А, В, С; X, X 2, а выводы обмоток низшего напряжения (НН) -
буквами а Ь, с, х, у, 2.
2. У обмоток, имеющих одинаковое направление намотки, все начала
(определяемые однополярностью их) располагаются при изображении с одной
стороны, а концы -с другой (рис. 33, а). У обмоток, имеющих разное направление
намотки, начала и концы их располагаются с разных сторон (рис. 33, б).
А а ах
^ к,;^
"**("*)
6 6 6 6 А+ 4,^
X х Х а
а) б)
Рис. 33. Изображение однополярных выводов
а) - при одинаковом направлении намотки обмоток;
б) - при различных направлениях намотки обмоток.
3. Условно считается, чтр вектор первичного (7^ и вторичного IIт напряжений
и соответствующие им э. д. с, Е^, Е^ имеют одно и то же направление, если
считать, что обе обмотки имеют одно и то же направление намотки, при этом
положительному направлению обоих векторов соответствует обход обмоток от
концов X, х к началу А, а. Если направления намотки разные, то, так как
положительному направлению вектора э. д. с. соответствует обход обмотки
высшего напряжения от конца X к началу А, вектор э. д. с. обмотки низшего
напряжения изображается противоположным ему на 180°.
4. Начало обмоток и нулевой вывод
располагаются на крышках
трансформаторов в последовательности
ОАВС, оаЬс слева направо, если смотреть
на них со стороны выводов ВН.
5. Обмотка ВН считается первичной,
Рис. 34. Векторная диаграмма
напряжений. НН - вторичной.
6. Векторная диаграмма линейных и фазных напряжений первичного
напряжения считается исходной и во всех случаях неизменной независимо
от схемы соединения обмоток трансформатора и подключения его к сети.
Чередование фаз сети согласно ГОСТ принимается А-В-С (рис. 34).
7. У трехфазных трансформаторов обмотки соединяются в основном в
звезду (У) и в треугольник (Д). В зависимости от схемы соединения обмоток
(в звезду или в треугольник), от способа соединения выводов для
образования треугольника и от порядка подключения фаз напряжения сети
к выводам возможно получение различных групп соединения. Группой
- 127-

соединения считается сдвиг по фазе линейного или фазного напряжения
обмотки НН по отношению к одноименному линейному или фазному
напряжению обмотки ВН. В зависимости от всех перечисленных факторов,
группы соединений трансформаторов могут отличаться друг от друга на л-30°
(п - число в пределах 1 -12). В связи с тем, что часовые деления циферблата
часов составляют то же число, а угол между каждой парой часовых делений
составляет также 30°, принято группы трансформаторов определять по
часовой системе, считая вектор напряжения стороны ВН исходным и
направленным на цифру 12. Вектор напряжения НН направляется при
изображении группы на ту цифру циферблата часов, которая определяет
группу. Первая группа означает, что вектор (Унн опережает одноименный
вектор ВН на 30°, вторая группа - что вектор (7НН опережает на 60° и т. д.
Наиболее распространены трансформаторы двух групп - 12 (У/У) и 11 (У/Л),
но в зависимости от подсоединения обмоток их к фазам системы встречаются
также группы 1,5 и 7. Примеры различных групп соединения и соответствующие
им векторные диаграммы показаны на рис. 35.
В практике наладочных работ приходится с учетом заводской маркировки и
полярности определять группу соединения обмоток трансформатора на
основании известной схемы соединения обмоток и, наоборот, задавать схему
соединения обмоток по требуемой группе независимо от паспортных данных
трансформатора. Для облегчения построения векторных диаграмм, на основе
которых затем оценивается в этих случаях группа, можно пользоваться
следующим простым приемом. Например, нужно установить группу
трансформауора для случая 6 (рис. 35) соединения обмоток. Напряжение (или
э. д. с.) обмоток ВН и НН стержня фазы А (аналогично Б и С) могут или совпадать,
или быть противоположны по фазе, так как обмотки располагаются на одном
стержне магнитопровода. Определив предварительно полярность поляромербм
как для однофазных трансформаторов, убеждаемся в том, что для случая 6
одноименные по фазам обмотки имеют противоположное направление намотки.
В соответствии с этим на векторной диаграмме строим вектор аЬ,
противоположным по фазе вектору Л, вектор Ьс - противоположным вектору В
и вектор са - вектору С на том основании, что со стороны треугольника линейные
напряжения будут соответствовать по фазе фазному на стороне звезды.
Изобразив эти векторы, обозначают вершины треугольника, которые они
составляют. Очевидно, вершины должны именоваться общими буквами,
участвующими в наименовании двух соседних векторов (вершина сторон,
образованных векторами аЬ и Ьс, должна называться Ь> и т. д.). Построив в
треугольнике звезду фазных напряжений, нетрудно теперь определить
фазный вектор напряжения стороны НН и сравнить его с одноименным на
циферблате часов. Угол между 1)А и 1)а в разбираемом случае составляет 210°.
Значит, группа при данном соединении обмоток данной полярности
обмоток и наименовании фаз будет седьмая.
Аналогично можно рассуждать, но только в обратном направлении, если
необходимо соединить обмотки так, чтобы получить необходимую
(заданную) группу.
- 128-
Рис. 35. Примеры схем соединения обмоток силовых трансформаторов. Точками
обозначены согласно ГОСТ однополярные выводы.
В случаях 1, 4, 5 - направление обмоток одинаковое, а в случаях 2, 3, 6 - разное.
Стрелками показано направление э.д.с. обмоток.
Группу трансформаторов можно изменять, не делая никаких изменений
в схеме соединения самих обмоток, только за счет циклической
перестановки фаз напряжения со стороны ВН или НН. Очевидно, что если
вместо фазы Б на высокую сторону подсоединить фазу А вместо С - фазу
Б, а вместо А - фазу С, то группа изменится по сравнению с исходной с
седьмой на одиннадцатую. Аналогично, группа изменится на третью, если
еще раз произвести циклическую перестановку фаз (на фазу С подсоединить
фазу Л, на фазу Л - фазу В, на фазу Б - фазу С).
Непосредственная проверка группы соединения обмоток трехфазного
трансформатора производится с помощью гальванометра (методом
поляромера), ваттметра и фазометра или специально векторометра. С
-129-
9-3890

Группа 12
[аЬ
\Ьс
\ ас
АР
-
+
Гее"
-
+
+
~АС\
+ \
+ |
+ ]
Группа 6
48
\аЬ
|Ьс
[ ас
[ав
-
+
- |
ВС
+
-
- \
ГАС]
7 I
-
- |
Группа, 5
\аЬ
\Ьс
[ас |
АВ
-
0
- I
Гее]
+
-
0
Гас]
Тп
-
- |
Группа 1
\аЬ
\Ьс
[ас
!ЛГ
-
0
[ТЯГ
0
+
+
гщ
+ I
0 |
+ ]
Группа 11
\аЬ
[Тс
[ас |
гДв
0
+ |
Гее
-
+
0
Глд]
"1П
+~|
-й 1
Группа 7
аЬ
\Ьс
[ас
\ав
-
+
0
[Вс]
0
-
-
[7с]
_-~]
о 1
- 1
Рис. 36. Проверка группы соединения трансформаторов с помощью
гальванометра (методом поляромера).
помощью гальванометра группы определяются следующим образом: на
выводы А и В обмотки ВН подключается аккумуляторная батарея на б В через
рубильник (рис. 36). К выводам аЬ, Ьс, са поочередно подключается
гальванометр с нулем посередине или магнитоэлектрический милливольтметр
с полярностью, указанной на рисунке. При подключенном гальванометре
определяется знак отклонения его в момент замыкания рубильника. Опыт
повторяется при подаче питания на выводы ВС и АС. В зависимости от
-130-
-220В
да^л
ао-
ф
сочетания всех полученных знаков отклонения, записываемых в таблицы, и
сравнения полученных результатов с таблицей (рис. 36) определяется группа.
Метод поляромера прост и удобен,
но требует тщательного выполнения. В
некоторых случаях не очень четко
определяется нулевое значение
отклонения. В этом случае гальванометр
следует выбрать грубее или снизить
напряжение батареи.
Непосредственно угол между
вектором напряжения НН и ВН можно
измерять фазометром.
Фазометр подсоединяется по схеме,
приведенной на рис. 37.
Рис. 37. Проверка группы соеди-
нений обмоток силового трансфор-
матора с помощью фазометра.
Фазометр не имеет пружин для создания противодействующего момента,
и поэтому его стрелка при отключении прибора занимает произвольное
положение. В фазометрах с двухсторонней шкалой правая ее часть показывает
коэффициент мощности при индуктивной нагрузке, левая - при емкостной. При
проверке группы соединения фазометром последовательную обмотку
однофазного фазометра присоединяют к зажимам одной обмотки, а
параллельную обмотку - к одноименным зажимам другой обмотки испытуемого
трансформатора (рис. 37). К одной обмотке трехфазного трансформатора
подводят напряжение, достаточное для нормальной работы фазометра.
Вк
а)
в^
в)
Рис. 38. Векторные диаграммы для группы соединения У/У-12.
По измеренному угловому смещению (табл. 1-5) определяют группу
соединений.
Полную схему фазометра перед включением проверяют при различных,
заведомо известных группах соединений и при тех же условиях, в каких
фазометр будет работать при испытаниях. При определении группы
соединений трехфазных трансформаторов производят не менее двух
измерений, т. е. для двух пар одноименных зажимов АВ-аЬ и АС-ас, при этом в
обоих случаях должны получаться одинаковые результаты. Определение группы
соединений трехобмоточных трансформаторов производится сначала между
обмотками высшего и низшего напряжений, а затем между обмотками среднего
и низшего напряжений, т. е. также, как у двухобмоточных трансформаторов и с
применением тех же приборов. Применение фазометра для определения групп
соединения обмоток трансформатора в некоторой мере усложняется тем, что
в каждом случае требуется подбирать добавочное сопротивление к токовой
обмотке фазометра. Тем не менее при массовой проверке групп соединения
обмоток метод фазометра является удобным и может с успехом применяться
при пусконаладочных работах.
-131 -

Метод двух вольтметров для определения группы соединения обмбток
является распространенным и доступным. Основан на совмещении векторных
диаграмм первичного и вторичного напряжений и измерении напряжений
между соответствующими вводами с последующим сравнением этих
напряжений с расчетными. На рис. 38, а показана векторная диаграмма
трансформатора со схемой соединения обмоток У/У с одинаковым
направлением намотки обмоток ВН и НН. Совмещение обычно производится
нулевых точек обмоток ВН и НН (рис. 38, б), нулевбй точки одной обмотки ВН и
НН с началами обмоток ВН и НН (А и а, В и Ь или С и с), как показано на рис. 38 в,
где совмещены начала фаз Л и а. Так как угол сдвига между векторами линейных
напряжений ВН и НН равен нулю, то трансформатор имеет группу соединений
0. Из-за того, что не у всех трехфазных трансформаторов имеются на крышке
нулевые выводы, всегда принято совмещать начала одноименных обмоток ВН
и НН. Согласно ГОСТ, для проверки группы соединения трансформатора
соединяют электрически одноименные зажимы А и а испытуемого
трансформатора и т. д. К одной обмотке (безразлично какой) подводят
симметричное пониженное напряжение переменного тока, обычно не более
250 В, и измеряют последовательно вольтметром* класса точности 0,5
напряжения между зажимами Ь-В, Ь-С и с-В при испытании трехфазных
трансформаторов (рис. 39, а) и зажимами х-Х - при испытании однофазных
трансформаторов (рис. 39, б). Затем измеренные в вольтах напряжения (Уь в,
Ч-с и 4>в ме*ДУ зажимами трансформатора сравнивают с соответствующими
расчетными напряжениями, вычисленными по формулам табл. 27, где
Цп - линейное напряжение на зажимах обмотки НН при данном испытании;
Кп - линейный коэффициент трансформации, определяемый по отношению,
номинальных напряжений при холостом ходе. Если измеренные и расчетные
значения указанных напряжений соответственно одинаковы, то группа
соединения является правильной. Для однофазных трансформаторов
возможны только две группы соединения обмоток (0 и 6), и проверка их
значительно проще. Соединяют зажимы А и а и измеряют напряжение между
зажимами Х\лх(рис. 39, б). При группе соединения 0 сдвиг векторов напряжения
ВН и НН равен 360° или 0, следовательно, напряжение, измеренное на зажимах
X и х, будет ихх- (Ул(/Сл-1). При группе соединения 6 угол сдвига векторов
напряжения ВН и НН составит 180° и напряжение на зажимах X и х будет
(Ух.х=1/л(/(л+1), где Кп - расчетный линейный коэффициент трансформации,
определяемый по отношению номинальных фазных напряжений
трансформатора при холостом ходе. Группа соединения однофазных
трансформаторов условно обозначается: 1/1-0,1/1-6.
Рис. 39. Схемы для определения группы соединений обмоток трансформаторов
по методу двух вольтметров
-132-
сч
со
о ф
ф
О
О
2
с
с
>»
о.
0!
ф
§&'
I*1
I*
О Л
о с;
2 5
х о
5 О
2
со
а
и
(0
Ф
2
х
а
о
н
*
ф
а
а
=>°
и
д
"^
1 *
1 >
1 ^
^
о
к 5 ^
со 2
х 5 ©
Вектор
диагра
нейных
с;
2 3 «
&ОЗМОЖН1
оеДинен
ОбМОТО!
| ш и
1 0)
ГЛОВО
ещен
• Д. с.
град.
> 2 «
| о
РПгТ
и® 1
а о $
(1- О 1
^
^
+
1
"^?*
*
^
1 <М
+
|
т-
*
Э*
1
*
=?
X Ч 3
<4
1 ^
<\
О
-О ее
< ^
«2
>-
о
о
+
X
^
^
4
1
т—
*
^
см
1
Ц^>
о
"<3
О
<* со
>
>
о
со
т—
%:
+
+
^*~^
1
^
X
^
см
1
*
^
О
л
<3
^
^со ,
<з
2«
>
о
со
си
^
+
•л
+
_Т*"
а:
•Зс
4
1
т—
ас
см
+
т—
а:
^
о
л
<1
-о
^С сз о
>•
>
о
со
+
т—
X
=зх
1
т-
а:
%:
ас
=>*
о
^
<]
-о
<
2«
^
о
см
ч*
133-

134-
Информация по всем группам соединений приведена в табл. 28. При
сравнении результатов опыта с табличными данными необходимо
внимательно следить за полярностью подключения источника и обмоток.
Таблица 28
Показания гальванометра при определении группы
соединения обмоток трансформаторов
Питание
подведено
к зажимам
АВ
ВС
СА
АВ
ВС
СА
АВ
ВС
СА
АВ
ВС
СА
Отклонение стрелки гальванометра, присоединенного к
ав I ее I са
для группы 0
+
-
-
-
+
-
-
-
+
для группы 6
-
+
+
+
-
+
+
+
-
для группы 11
+
-
0
0
+
-
-
0
+
для группы 1
+
0
-
-
+
0
0
-
+
зажимам
ав | вс | са
для группы 4
-
+
-
-
-
+
-
-
-
для группы 10
+
-
+
+
+
-
-
+
+
для группы 3
0
+
-
.
0
+
+
-
0
для группы 5
-
+
0
0
-
+
+
0
-
ав \ вс \ са
для группы 8
-
-
+
+
-
-
-
+
-
для группы 2
+
+
-
-
+
+
+
-
+
для группы 7
-
0
+
+
-
0
0
+
-
для группы 9
0
-
+
+
0
-
-
+
0
В соответствии с требованиями ПТЭЭП проверка группы соединения
обмоток трехфазных трансформаторов и полярности выводов однофазных
трансформаторов производится при ремонтах с частичной и полной заменой
обмоток.
Группа соединений должна соответствовать паспортным данным, а
полярность выводов - обозначениям на щитке или крышке трансформатора.
1.69. Для чего и как производят опыт "холостого хода" (далее - XX)
трансформаторов ?
Измерение тока и потерь холостого хода позволяет выявить витковые
замыкания и повреждения в активной части магнитопровода. При повреждениях
магнитопровода, например, нарушении изоляции между листами, потери
холостого хода увеличиваются. Резкое увеличение тока и потерь холостого хода
является показателем наличия замыканий между витками одной обмотки,
местного нагрева и повреждения обмоточных проводов. При приемосдаточных
испытаниях измерение тока холостого хода трансформатора при номинальном
напряжении является обязательным. Ток и потери холостого хода нормируются
ГОСТ 11677-85 и не должны превышать увеличений 30 и 15% . Опыт холостого
хода производится после испытания электрической прочности изоляции. Это
делается для того, чтобы обнаружить возможные дефекты после испытания
-135-

электрической прочности изоляции. При опыте холостого хода к обмотке низшего
напряжения при разомкнутых остальных обмотках подводят номинальное
напряжение номинальной частоты и практически синусоидальной формы, а при
испытании трехфазных трансформаторов, кроме того, практически
симметричное линейное напряжение. Подводимое напряжение определяется как
среднеарифметическое трех измеренных линейных напряжений
^ом =
Цаь+Цьс+Ц„
Ток холостого хода трехфазного трансформатора определяется как
среднеарифметическое токов трех фаз.
и+1ь+1п
хх-
Согласно требованиям ПТЭЭП производится одно из измерений:
1) при номинальном напряжении измеряется ток холостого хода;
2\ при пониженном напряжении измеряются потери холостого хода по
схемам, по которым производилось измерение на заводе-изготовителе.
Значение тока и потерь холостого хода не нормируется.
Измерения производятся у трансформаторов мощностью 1000 кВА и более.
Измерение потерь холостого хода трансформаторов необходимо
выполнять до испытаний, связанных с воздействием на трансформатор
постоянного тока (прогрев постоянным током, измерение сопротивления
обмоток, определение группы соединения), для исключения погрешностей,
вызываемых влиянием остаточного намагничивания магнитопровода. Потери
холостого хода измеряются по схеме на рис. 40 при пониженном напряжении.
о
о в)
Рис. 40. Измерение потерь холостого хода трансформатора на низком
напряжении (а), собственного потребления измерительной системы (б)
и при помощи измерительных трансформаторов (в).
Схемы могут выполняться как с непосредственным включением приборов,
так и через измерительные трансформаторы тока 77 и напряжения ТН. Ток
холостого хода определяется в процентах номинального тока по формулам:
- для однофазных трансформаторов /^ =-1И2_.юо ;
'ном
- для трехфазных трансформаторов 1^ = ао|ь—$- -100.
ЗА,
- 136-
Для современных трансформаторов /^=(2-10%)/^, причем большее
значение тока XX имеют трансформаторы малой мощности. Ток холостого
хода, полученный при измерениях, не должен отличаться от тока по
заводским данным больше, чем на 10%. При холостом ходе трансформатора,
кроме /^ и Р^, можно определить:
- коэффициент мощности для трехфазных трансформаторов
созф0= ** ;
- коэффициент мощности для однофазных трансформаторов
созф0= т^Ц
^'хх
- полное фазное сопротивление обмотки при холостом ходе
трансформатора, Ом, и
7 - ф •
'XX ф
- активную составляющую полного фазного сопротивления обмотки при
холостом ходе трансформатора, Ом,
Яоф= ^офсо5Фо;
- реактивную составляющую полного фазного сопротивления обмотки
при холостом ходе трансформатора, Ом,
Хоф = ^1ф ~ Ясф = ^офвнкр;
- активную и реактивную составляющие тока холостого хода
/ХХа=/ХХСО5(Р0'
'хкр^хх5'^;
обычно /ххУ/ххр < 0,1, а также
потери холостого хода:
- однофазного трансформатора ^хх=^ст+/хх Яф;
- трехфазного* ^хх=рст+34 Яф.
где Яф - фазное сопротивление обмотки постоянному току; Рст - потери в стали.
Так как при холостом ходе трансформатора потери в меди малы, то
мощность холостого хода Р^ почти вся расходуется на покрытие потерь в
активной стали трансформатора, поэтому можно написать
Р *Р
ГХХ ст
При определении Рхх измеряется подводимое напряжение 1/п и
суммарная мощность Риз> потребляемая трансформатором и схемой
измерения. Затем определяют собственное потребление схемы Рсх>
отключив схему от выводов обмотки трансформатора. Потери в
трансформаторе Р^ при напряжении I/ определяют по'формуле:
Р = Ф - Р
'ХХ пиз псх>
В трехфазных трансформаторах можно измерять потери при трехфазном
возбуждении по схеме на рис. 41.
Перед проведением опыта холостого хода трансформатора, находящегося в
эксплуатации, необходимо размагнитить его магнитопровод от остаточного
намагничивания, возникающего вследствие внезапного сброса питающего
напряжения (отключение трансформатора от сети) и обрыве токовой цепи при
токе, не равном нулю.
- 137-

Рис.41. Измерение потерь
холостого хода при
трехфазном возбуждении
трансформатора.
Снятие остаточного намагничивания произво-
дится пропусканием постоянного тока противопо-
ложных полярностей по одной из обмоток каждого
стержня магнитопровода трансформатора.
Процесс размагничивания осуществляется в
несколько циклов. В первом цикле ток
размагничивания должен быть не менее
удвоенного тока XX трансформатора при
номинальном напряжении. В каждом
последующем цикле ток размагничивания
должен быть примерно на 30% меньше тока
предыдущего цикла. В последнем цикле ток
размагничивания не должен быть больше тока
XX трансформатора при напряжении 380 В.
В качестве источника постоянного тока могут использоваться переносные
аккумуляторы, выпрямительные устройства.
При вводе в эксплуатацию нового трансформатора снятие остаточного
намагничивания может не производиться, если трансформатор не прогревался
постоянным током и измерению тока и потерь XX не предшествовало измерение
сопротивления обмоток постоянному току.
Следует учесть, что ГОСТ допускает производить измерение потерь XX при
отклонении частоты не более +3% номинального значения (50 Гц).
Для трансформаторов, находящихся в эксплуатации, потери XX не
нормируются, поэтому при отклонении частоты испытательного напряжения
до ±3% нет необходимости вносить поправки в измеренные значения потерь
XX по частоте напряжения.
Однако у трансформаторов с трехстержневым магнитопроводом потери
чаще всего измеряют при однофазном возбуждении, производя три опыта
с поочередным замыканием накоротко одной из фаз и возбуждением двух
других. Проще всего определять потери холостого хода, возбуждая обмотку
низшего напряжения напряжением сети 220-400 В. Обмотка низшего
напряжения у большинства трансформаторов соединена в треугольник с
группой соединения 11. Поэтому наиболее распространены следующие
схемы изменения потерь холостого хода:
Первый опыт: возбуждаются фазы Ьс, закорачивается фаза а (выводы ас).
Измеряют Р^^.
Второй опыт: возбуждаются фазы ас, закорачивается фаза Ь (выводы аЬ).
Измеряю^ Р^^.
Третий опыт: возбуждаются фазы аЬ, закорачивается фаза с (выводы Ьс).
Измеряют Р^.
Полученные при измерениях данные сравниваются с данными заводских
испытаний; они не должны различаться более, чем на 10%. В противном случае
необходимо выяснить и устранить причину отклонения потерь и вновь измерить
потери холостого хода при пониженном напряжении.
о воСаЬ+воа^+Р**^
XX 2
где Рхха,, Рххьс, Рхх^ - измеренные потери при опытах при одном значении
напряжения, подводимого к обмоткам.
-138-
Приведенные потери определяются по формуле
ХХприе
где 17 - номинальное напряжение обмотки трансформатора, кВ;
ном
1/п - значение приложенного напряжения, кВ; п - показатель степени,
зависящий от сорта стали (принимается п =1,8 для горячекатаной и п =1,9
для холоднокатаной электротехнической стали).
-ППП^Ц
у у
АТ
б)
в)
ИЧгт^>*
Рис. 42. Схемы измерений тока и потерь холостого хода трехфазного трех-
обмоточного трансформатора при напряжении 380 В: а) первый опыт - закорочена
фаза а, возбуждены фазы о, с; б) - второй опыт - закорочена фаза Ь, возбуждены
фазы а, с; в)- третий опыт - закорочена фаза с, возбуждены фазы а, Ь
Т - испытуемый трансформатор; АТ - регулировочный трансформатор.
- 139-

1.70. Для чего и как производят опыт «короткого замыкания» на
трансформаторах?
В соответствии с требованиями ПТЭЭП, у трансформаторов мощностью
125 МВА и более (при наличии РПН - на основном и обоих крайних
ответвлениях) производится измерение сопротивления короткого
замыкания 2к после воздействия на трансформатор тока короткого
замыкания, превышающего 70% расчетного значения, а также в объеме
комплексных испытаний.
Значения 2к не должны превышать исходные более, чем на 3%. У
трехфазных трансформаторов дополнительно нормируется различие
значений 2к по фазам на основном и крайних ответвлениях - оно не должно
превышать 3%.
Полное сопротивление короткого замыкания 2к определяется с целью
выявления возможных деформаций с повреждением изоляции обмоток,
вызванных сквозными короткими замыканиями. Для этого производится
сопоставление измеренного значения 2к с исходным - базовым значением этого
параметра, определенным на исправном трансформаторе 2,^.
В документации, поставляемой заводом-изготовителем
трансформаторов, в качестве базовых для трехфазного трансформатора
приводятся среднеарифметические значения 2к всех трех фаз, однако
использование их в качестве базовых не рекомендуется, так как при наличии
деформации в какой-либо обмотке одной из фаз трансформатора она может
оказаться невыявленной, ибо фазное значение 2к этой обмотки может
«затеряться» при исчислении среднеарифметического значения 2к.
Рекомендуется сопоставлять фазные значения 2к трансформатора. При
этом -в качестве базовых должны использоваться значения параметра,
измеренные при пусконаладочных испытаниях вновь вводимого
трансформатора.
При контроле состояния однофазных трансформаторов могут
использоваться в качестве базовых заводские данные.
Фазное значение 2киз трансформатора определяется из выражения
2киз=-^-,0м
к из
где 1/киз - измеренное значение напряжения короткого замыкания фазы, В;
/кмэ - измеренное значение тока короткого замыкания фазы, А.
При опыте короткого замыкания определяются напряжение и потери
короткого замыкания.
Опыт короткого замыкания проводится следующим образом: одна из
обмоток замыкается накоротко, а к другой подводится напряжение
номинальной частоты, при котором в закороченной обмотке трансформа-
тора - ток номинальный. Для трехобмоточных трансформаторов опыт
проводят с каждой парой обмоток, а не участвующую в опыте обмотку
оставляют разомкнутой. Для замыкания обмотки накоротко должны быть
-140-
использованы короткие проводники, рассчитанные на номинальной ток
закорачиваемой обмотки.
АТ ВН
А т
НИ
о-^г^
-220-380 В
о-^гч^
Рис. 43. Схема измерений напряжения и тока короткого замыкания для
определения г% однофазного двухобмоточного трансформатора (схема и группа
соединения 1/1-0)
Т - испытуемый трансформатор.
Контроль частоты напряжения может осуществляться в любой точке сети
схемы испытаний для последующего приведения измеренного значения
сопротивления короткого замыкания 2к к частоте 50 Гц по формуле:
2 -*°-2
„Ом
Отклонение измеренного фазного значения сопротивления короткого
замыкания от базового значения (%) определяется из выражения
дг=г*50-^баз.1(Ю
АТ
-380В
I®
вн
Рис. 44. Схема измерений напряжения и тока короткого замыкания для
определения гк трехфазного двухобмоточного трансформатора (схема и группа
соединения УуД-11)
Напряжение и ток трехфазных трансформаторов определяют как средние
арифметические величины показаний приборов всех фаз.
Напряжение короткого замыкания, измеренные в однофазной схеме,
пересчитывают на трехфазный режим по формуле:
О
-141 -

где 1/^, 1/кВС, (7кАС - напряжения короткого замыкания, измеренные в
однофазных схемах*.
Данные опыта короткого замыкания трехфазного трансформатора
используются для определения:
- полного сопротивлений трансформатора
к—ггт—; где ^--/г;— ■ а
^ном " номинальная мощность трансформатора, кВА;
11ном - номинальное напряжение трансформатора, кВ;
- активного сопротивления трансформатора Я,
-реактивного сопротивления трансформатора хк = ^2*-Я* ;
Рк
- коэффициента мощности при коротком замыкании С08<Р* - г- .
уоик1ном
Для закорачивания выводов обмоток трансформаторов применяются
гибкие медные или алюминиевые провода. Сечение медной закоротки
должно составлять не менее 30% сечения провода обмотки трансформатора.
Примерное сечение провода обмотки трансформатора определяется по
значению номинального тока обмотки при средней плотности тока в обмотке
около 3 А/мм2.
Сечение алюминиевой закоротки должно быть в 1,3 раза больше сечения
медной закоротки.
Присоединение закороток к выводам обмоток трансформаторов должно
осуществляться с помощью болтового соединения. Места присоединения
закороток должны быть защищены до металлического блеска.
Напряжение и потери короткого замыкания можно определить и при
меньших значениях, но не менее 25% номинального тока трансформатора.
Существуют формулы для определения соответствующих номинальному
току потерь короткого замыкания
Р*=Р1
'ном
/;
и напряжения короткого замыкания
"ном 'к
Здесь Р\ и и\, - потери и напряжение короткого замыкания,
соответствующие току, при котором проводился опыт; (Уном и /ном -
номинальные значения напряжения и тока обмотки трансформатора, к
которой подводилось напряжение при опыте.
* Напряжение короткого замыкания в процентах, приведенное к расчетной
температуре, равной ?ном, определяют из выражения:
- 142-
где Оа! и 1/р1 - активная и реактивная составляющие напряжения короткого
замыкания при температуре г в процентах, определяемые по формулам
ЮР„
уЛ-К-^
где Цд - измеренная При температуре X величина напряжения короткого замыкания
в процентах, приведенная к номинальному току трансформатора; РК - измеренные при
температуре X потери короткого замыкания, приведенные к номинальному току; Рном -
номинальная мощность трансформатора в кВА.
Г„о„+235
1 Г+ 235 '
Напряжение короткого замыкания в процентах, измеренное при частоте Т',
отличной от номинальной, но не более, чем на ±3%, может быть приведено к
номинальной частоте
и*~-{й^№.
где и\ и 1/'р - активная и реактивная составляющие напряжения короткого
замыкания в процентах при частоте Р.
Потери, измеренные при опыте короткого замыкания и приведенные к
номинальному току, приводят к расчетной температуре Гном (для изоляционных
материалов классов А, В, Е - 7€°С; Р, Н, С - 115°С). Для этого из измеренных и
приведенных к номинальному току потерь короткого замыкания Рк вычитают сумму
потерь в обмотках 2^* Я , которую вычисляют по измеренному сопротивлению
обмоток постоянному току и приведенному к температуре обмотки при опыте
короткого замыкания.
Разность потерь РаЫгРк= X /*" принимают за величину добавочных потерь при
температуре X.
Затем к расчетной температуре ^ приводим потери в обмотках /*Я
^к^ном ='(с^1
и добавочные потери
Р -Р 1
Потери короткого замыкания, приведенные к расчетной температуре Хнои,
определяют из выражения
ином х-.'к^<ном ' нт1ном
Пересчет потерь короткого замыкания по частоте не производят.
-143-

1.71. Какие устройства регулирования напряжения изменением коэф-
фициента трансформации применяются на силовых трансформаторах?
В связи с различными режимами электропотребления в течение суток,
недели, сезона (воскресные или рабочие дни, утренний или вечерний
максимум, дневной или ночной провал графика нагрузки, летний или зимний
день и т. д.) возникает необходимость регулировать на питающих
подстанциях или непосредственно у самих потребителей уровень
напряжения с тем, чтобы при любых нагрузках токоприемников
поддерживался необходимый уровень напряжения в соответствии
ГОСТ 13109-97. Как известно, с увеличением нагрузки напряжение на
вторичной стороне трансформатора понижается.
к2 (
М/2 = /с3(Уасозф2 +1/р 51Пф2 +—3-(1/а 81Пф2 -11р созф2)2,
где к3 - коэффициент загрузки трансформатора; созф2 - коэффициент
мощности нагрузки вторичной цепи.
У современных двухобмоточных и трехобмоточных трехфазных транс-
форматоров напряжением 6 кВ и выше и номинальной мощностью от 25 кВА
до 80 МВА предусматриваются специальные переключающие устройства,
которыми изменяют (без нагрузки или под нагрузкой) число включенных витков
обмоток трансформатора и тем самым регулируют напряжение на стороне ВН.
У трансформаторов с ПБВ со стороны ВН предусматривается возможность
изменения коэффициента трансформации относительно номинального на +5%
ступенями по 2,5%. У трансформаторов и автотрансформаторов с РПН со
стороны ВН предусматривается возможность изменения напряжения
относительно номинального от +9 до +16% ступенями: 6x1,5; 4x2,5; 6x1,67;
8x1,25 и 9x1,78%. ГОСТ 11920-85 предусматривает, что трансформаторы с ПБВ
должны снабжаться переключателем ответвлений с выведенной рукояткой
переключения, а трансформаторы с РПН - переключающим устройством для /
автоматического переюйочения ответвлений обмотки ВН под нагрузкой,
состоящим из: переключателя ответвлений высокого напряжения; привода;
счетчика числа переключений; блока автоматического управления приводом,
установленного отдельно от трансформатора и допускающего наружную
установку; комплекта подсоединительных проводов. Это устройство состоит
из следующих основных частей: трехфазного переключателя, помещенного в
специальный кожух, установленный на баке трансформатора; реактора,
помещенного в общий бак с трансформатором; приводного механизма и панели
автоматики, расположенных над переключателем. Приводной механизм
соединен с переключателем соединительной муфтой. Схемаг электрических
соединений переключающего устройства фазы трансформатора показана на
рис. 45. Девять ответвлений ступенчатой обмотки каждой фазы
трансформатора присоединяются к девяти неподвижным контактам
соответствующей фазы переключателя. Конец верхней половины обмотки А1
присоединяется к средней точке реактора А2, концы которого А12 и А13
присоединены к двум подвижным контактам переключателя П1 и П2,
скользящим по неподвижным контактам переключателя АЗ-А11. Подвижные
- 144-
контакты полного кругового вращения не имеют. В нормальном рабочем
положении переключателя контакты П1 и П2 находятся на одном и том же
неподвижном контакте. Переключение со ступени на соседнюю ступень
происходит без разрыва тока нагрузки при помощи переключающего
механизма. При этом вспомогательный подвижный контакт П2 перемещается
с неподвижного контакта на соседний неподвижный контакт; витки ступени
регулирования замыкаются при этом на реактор. Далее основной подвижный
контакт сходит с неподвижного контакта, весь ток нагрузки проходит через цепь
вспомогательного контакта, и основной подвижный контакт перемещается на
соседний неподвижный контакт, на котором уже находится подвижный
вспомогательный. Цикл переключения со ступени на ступень при этом
заканчивается, и переключатель устанавливается в рабочее положение.
Переключение происходит одновременно на всех трех фазах. Цикл
переключений с одной ступени на другую при переключении в направлении от
1-го положения к 9-му происходит в обратной последовательности: вначале от
неподвижного контакта отходит основной подвижный контакт, затем он касается
соседнего неподвижного и т. д. На рис. 46 показан более простой трехфазный
"нулевой" переключатель для регулирования напряжения при отключенном
трансформаторе с ручным приводом. У трансформаторов напряжением
6-10 кВ типа ТМ мощностью 1000-6300 кВА такой переключатель
устанавливается на выемной части.
I
О
3
ш
о
I
Рис. 45. Схема электрических соединений
переключающего устройства фазы трансформатора.
-145-
10-3890

Рис. 46. Трехфазный "нулевой"
переключатель типа
ТПСУ-9-120/10: а) - общий вид
переключателя; б) - вид снизу;
1 - колпак привода; 2 - дощечка;
3 - стопорный болт; 4 - фланец
колпака; 5 - крышка бака транс-
форматора; 6 - резиновое уплот-
няющее кольцо; 7 - болт с зам-
ковой шайбой; 8 - бумажно-ба-
келетовый цилиндр; 9 - фланец
цилиндра; 10 - изоляционная часть
вала; 11 - коленчатый вал;
12 - контактный сегмент;
13 - болт, прикрепляющий контакт
15 к цилиндру 8;
14 - контактный болт;
15 - неподвижный контакт;
16 - гетинаксовая центрирующая
пластина
1.72. Как производится проверка и
регулировке переключающих устройств
трансформаторов ?
В объем испытаний переключающих
устройств трансформаторов включаются:
измерение переходного сопротивления
контактов, проверка последовательности
действий контактов, проверка работы
отдельных элементов и их взаимодействия
в механизме привода. Сила контактного
нажатия проверяется только после ремонта
контактной системы. Изоляция проверяет-
ся вместе с трансформатором. Переходное
сопротивление постоянному току изме-
ряется при ревизии переключающего
устройства. Измерение производится
методом падения напряжения или при
помощи мостов, непосредственно
измеряющих электрическое сопротив-
ление.
Сопротивление контактов измеряется в
той среде, в которой они нормально
работают. Ток в электрической цепи при
этом не должен превышать 1/2
номинального значения тока контактов.
У контактов с несколькими разрывами
измеряются переходные сопротивления
для каждого разрыва в отдельности, после
чего измеряется общее сопротивление
всего контакта. Такая методика позволяет
выявить дефектное контактное соединение.
За переходное сопротивление контакта
принимают наибольшее измеренное
значение не менее, чем из трех измерений.
Переходное сопротивление единичного
контакта, измеренное микроомметром,
должно находиться в пределах 10-20 мкОм.
Независимо от схемы измерения
сопротивления, потенциальные концы для
измерения падения напряжения должны
быть короткими (порядка 0,5 м) и иметь
малое по сравнению с электрическим
сопротивлением прибора собственное
сопротивление (в 100 раз меньшее), чтобы
не вносить погрешности в результаты
- 146-
измерений. Измерение силы контактного нажатия производится при
ревизии переключающего устройства или отдельных контактных соединений
избирателя, предизбирателя или контактора. Для определения силы
контактного нажатия динамометром измеряется минимальное значение
силы, при которой контакт отжимается. Момент разрыва контакта
определяется по погасанию сигнальной лампы, включенной
последовательно с ним (рис. 47, а), либо по освобождению зажатого между
контактами щупа или бумажной прокладки толщиной не более 0,1 мм
(рис. 47, б). При этом испытании сила должна быть направлена вдоль
контактного нажатия. За силу контактного нажатия принимается среднее
арифметическое значение из трех измерений. Разброс в измерениях не
должен быть больше +10% среднего значения. Проверка
последовательности действий контактов производится у всех
переключающих устройств с регулированием напряжения под нагрузкой. У
медленно действующих устройств типа РНТ для этого снимается круговая
диаграмма; у быстродействующих устройств типов РНОА, РНТА и подобных
им осциллографируется, кроме того, процесс работы контактора.
Последовательность действий контактов
избирателя переключающего устройства,
проверяется при одном обороте выходного
вала приводного механизма. (Поэтому
диаграмма действий контактов переклю-
чающего устройства называется круговой).
Проверка переключающих устройств
должна происходить без разрыва цепи тока
в процессе переключения регулировочных
ответвлений, поэтому неизбежно возникнет
короткое замыкание каждой регулиро-
вочной секции, могущее привести к ее
повреждению. Во избежание этого,
переключения производят с помощью
токоограничивающего реактора или
активного сопротивления, выбираемых
таким образом, чтобы максимальный ток,
протекающий по регулировочным виткам обмотки во всех режимах, не
превышал номинального тока трансформатора. Реакторы обладают
значительным индуктивным сопротивлением и разрешают длительное
обтекание их номинальным током нагрузки трансформатора. Активные
токоограничивающие сопротивления рассчитываются только на
кратковременное протекание тока нагрузки, поэтому конструкции
переключающих устройств с активными сопротивлениями значительно
сложнее, чем с реакторами. Испытание переключающего устройства под
нагрузкой заключается в проверке его механической и электрической
прочности.
Рис. 47. Измерение силы кон-
тактного нажатия методом сиг-
нальной лампы (а) и при помощи
прокладки или щупа (б).
Д - динамометр; Л - сигнальная
лампа; Б - источник питания;
П - прокладка (щуп).
-147-

При испытании на механическую прочность переключающие устройства
подвергают установленному числу переключений (обычно 100 полных циклов),
после чего проверяют отсутствие повреждений контактов, пружин и других
деталей, прочность покрытия, зазоры и отсутствие иных повреждений,
препятствующих нормальной работе переключателей.
Механические испытания должны производиться до испытания
электрической прочности изоляции переключателя для выявления во время
электрических испытаний возникших механических повреждений (изломы,
трещины) отдельных изоляционных узлов.
Электрические испытания заключаются в проверке электрической
прочности изоляции: между контактами ответвлений одной фазы; между
фазами; между всеми контактами и осью переключателя; изолированной
части оси переключателя. Испытания производятся приложением
испытательного напряжения промышленной частоты продолжительностью
1 мин. и по той же методике, что испытание изоляции трансформаторов.
Переключающее устройство считается выдержавшим испытание на
электрическую прочность приложенным напряжением, если не произошло
пробоя или перекрытия его изоляции (обнаруженных визуально, на слух или
приборами) или частичных разрядов в масле, сопровождающихся звуком,
искрой, либо выходом пузырей газа, либо срабатыванием защитного
шарового разрядника.
Оценка состояния переключающих устройств осуществляется в
соответствии с требованиями инструкций заводов-изготовителей или
нормативно-технических документов.
7.73. Как осуществляется снятие круговой диаграммы переключателя?
Круговая диаграмма снимается на полностью собранном переключающем
устройстве, залитом маслом. По круговой диаграмме судят о правильности
сборки и регулировки избирателя, предизбирателя и контактора. У трехфазных
переключающих устройств круговая диаграмма снимается пофазно или
одновременно для трех фаз. У переключающих устройств с
токоограничивающими реакторами и отдельным контактором круговая
диаграмма снимается при полном обороте выходного вала привода (по
направлению движения и против движения часовой стрелки); у переключающих
устройств с токоограничивающими сопротивлениями круговая диаграмма
снимается при переключении контактов избирателя на два положения,
независимо от частоты вращения выходного вала привода.
У переключающих устройств без контакторов круговая диаграмма
снимается во всем диапазоне регулирования напряжения (от первого
положения избирателя до последнего) в двух направлениях (прямом и
обратном). При наличии реверсирования регулировочной обмотки круговая
диаграмма снимается и в том диапазоне регулирования, в котором
переключаются контакты предизбирателя (реверсора).
Круговая диаграмма снимается методом сигнальных ламп или методом
осциллографа. Метод сигнальных ламп, как более простой, получил широкое
распространение. Электрическая часть схемы собирается так, чтобы в
моменты замыкания или размыкания контактов избирателя, предизбирателя
-148-
или контактора загорались или гасли сигнальные лампы или показывающие
приборы, например, омметр.
Метод осциллографа для снятия круговой диаграммы используется при
наладке переключающих устройств в стационарных условиях.'
Перед включением нового трансформатора в работу, а также во время каждой
проверки (ревизии) трансформатора, но не реже, чем через каждые 5000
переключений, необходимо снять круговую диаграмму переключений, которая
должна отвечать требованиям заводской инструкции. Диаграмма переключения
определяет последовательность срабатывания контактов в зависимости от угла
поворота вала и указывает степень износа контактов переключателя. Диаграмма
снимается при ручном переключении. При снятии диаграммы отмечают угол
поворота вала переключателя в момент касания или размыкания контактов, а
также нормальное положение переключателя. К свободному концу вертикального
вала переключателя прикрепляют диск с круговой шкалой, разделенной на 360°
(рис. 48,, б), а к одному из болтов, расположенных на нониусной муфте
вертикального вала, прикрепляют металлическую стрелку.
Рис. 48. Установка шкалы и стрелки для снятия круговой диаграммы на приводе
переключающего устройства типа РНТ-13 или РНТ-20: а) - вид спереди; б) - вид
сверху; 1 - вертикальный вал привода; 2 - шкала; 3 - разрез в шкапе для надевания
на вал; 4 - стрелка; 5 - подкладки под шкалу; 6 - горизонтальный вал ручного
привода; 7 - шестерня на вертикальном валу привода, используемая вместо шкалы
Диаграмму снимают, пользуясь схемой, изображенной на рис. 49„
обмотка НН при этом должна быть закорочена. Питание схемы от сети
переменного тока напряжением 220 В. Напряжение подводят к началу и концу
обмотки, на которой производится переключение ответвлений. Для
регулировки напряжения используют реостат или автотрансформатор ЛАТР.
Для пояснения рассмотрим снятие круговой диаграммы регулирующего
устройства типа РНТ-13 без выведенной средней точки реактора (наиболее часто
встречающийся тип регулирования). Диаграмма у этого устройства снимается в
два этапа: сначала плеча И^-К,, затем плеча К,-!^ или наоборот. Для этого ме>еду
контактами 1С, правой половины контактора вставляют изоляционные прокладки
на все три фазы одновременно. Перед снятием круговой диаграммы
переключающее устройство прокручивают во всем диапазоне регулирования,
- 149-

чтобы убедиться в отсутствии каких-либо ненормальностей в работе
механической части привода и регулировочного устройства. Если замечены
какие-либо дефекты (заедание, неравномерность хода и т. п.), они устраняются,
а уж затем производится снятие фуговой диаграммы.
Для снятия круговой диаграммы
переключающее устройство устанав-
ливается в одно из положений,
например 3, путем вращения привода
ив ту сторону, в которую он будет
вращаться для снятия круговой
диаграммы. Это делается для
исключения люфта приводного
механизма. В противном случае
условный нуль шкалы, от которого
производится отсчет, будет смещен, и
круговая диаграмма получится
Рис. 49. Схема снятия круговой СДВИнугой и несимметричной. Если на
точки реактора. лимб« то на вращающемся валу
закрепляется шкала (как правило, это делают у нониусной муфты вертикального
вала) с нанесенными на ней по кругу делениями через градус, а на неподвижной
части закрепляется стрелка. После всех подготовительных работ и исключения
люфта положение стрелки на шкале отмечается как условный нуль, от которого
ведут отсчет при снятии диаграммы. Указатель положения на приводе при этом
показывает данное положение.
Включается напряжение в схеме испытания; при этом загорается сигнальная
лампа. Вращая медленно рукоятку, например , в сторону положения 4,
определяют визуально размыкание контакта К1 контактора и отмечают этот
момент на шкале по уменьшению накала горения сигнальной лампы. При
дальнейшем повороте привода сигнальная лампа гаснет - происходит
размыкание контакта И1 с ламелью контакта 3 избирателя. Сигнальная лампа
загорается после замыкания контакта И1 избирателя с ламелью контакта 4 и горит
ярче при замыкании контакта К1 в положении 4. Все эти моменты отмечаются на
шкале при первом полуобороте вала, т. е. при его повороте на 180°.
После этого рукоятку поворачивают еще на 40-50°, чтобы вывести люфты,
и снимают эту же часть диаграммы в обратном направлении, т. е. при
переключении с положения 4 на положение 3.
Аналогично снимают диаграмму для второй половины избирателя. Для
этого переставляют изоляционные прокладки в левые контакты контактора
и отмечают моменты срабатывания контактов И2 и К2 по характеру горения
сигнальной лампы. Эти отметки должны быть на шкале в диапазоне от 180
до 360°. Таким образом, снимаются диаграммы всех трех фаз.
При анализе полученных круговых диаграмм обращают особое внимание
на величину отрезка а (рис. 50), характеризующего угол перекрытия
контактов избирателя от момента размыкания контактов /С,, /С2, контактора
- 150-
до момента размыкания соответствующего контакта И1 или И2 избирателя.
Для переключающего устройства типа РНТ-13 этот угол поворота
вертикального вала должен быть в пределах 25-30°.
80 100 120 140 160 180 200 220 240 260 280 300 320 340 360°
Угол поворота вертикального вала
Рис. 50. Круговая диаграмма переключающего устройства РНТ-13:
К - контактор; И - избиратель; заштрихованная часть - контакт замкнут;
незаштрихованная - контакт разомкнут.
Для обеспечения безопасности работ перед подачей напряжения на
схему для снятия круговой диаграммы закорачивается одна из
нерегулируемых обмоток, например, обмотка низшего напряжения
испытываемого трансформатора.
Разомкнутое состояние Замкнутое состояние
-*\ос\р
Рис. 51. Типовая круговая диаграмма переключающего устройства.
- угол поворота вала от нормального положения до момента размыкания главного
контакта или от момента замыкания его до нормального положения;
- угол поворота вала от момента размыкания главного контакта до момента
размыкания дугогасительного контакта или от момента замыкания дугогаси-
тельного контакта до момента замыкания главного контакта;
- угол поворота вала от момента размыкания контакта дугогасительного до момента
размыкания контакта избирателя или от момента замыкания контакта избирателя
до момента замыкания дугогасительного контакта;
- угол поворота вала от момента размыкания контакта избирателя до момента
размыканий контакта предизбирателя или от момента замыкания контакта
предизбирателя до момента замыкания контакта избирателя.
Таблица 29
Тип переключающего
устройства
РНТ-20
РНТ-18
РНТ-13
РНТ-9
Сила нажатия пружин на контакты, кгс
избирателя
5-6
6-8
5-6
3-4
контактора
главные
8-10
25-30
8-10
дугогасительные
5-7
13-18
-151 -

7.74. Как осуществить параллельную работу трансформаторов?
При параллельной работе двухобмоточных трансформаторов нагрузка
между ними будет распределяться пропорционально их номинальной
мощности при следующих условиях:
- номинальные напряжения первичных и вторичных обмоток
трансформаторов должны быть соответственно равны или коэффициенты
трансформации должны быть одинаковыми. Отклонение по коэффициенту
трансформации не более, чем на +0,5% среднего значения;
- напряжения короткого замыкания каждого трансформатора должны
быть равны или допускать отклонение не более, чем ±10% среднеарифме-
тического значения напряжения короткого замыкания;
Параллельная работа трансформаторов с разными (сверх допусков)
коэффициентами трансформации, с разными напряжениями короткого
замыкания может быть допущена при обязательном условии, что ни один из
трансформаторов при этом не будет перегружен.
При включении на параллельную работу трансформаторов с разными
значениями напряжения короткого замыкания некоторое перераспределение
нагрузок может быть достигнуто изменением коэффициента трансформации
при помощи переключателе ответвлений (у перегруженных трансформаторов
вторичное напряжение при холостом ходе должно быть меньше, чем у
недогруженных трансформаторов).
- группы соединений обмоток трансформаторов должны быть
тождественны, а соотношения между мощностями - не более 1:3.
Параллельная работа трансформаторов по тождественности групп
соединения обмоток возможна в следующих случаях - между четными
группами соединения 0,4 и 8; между четными группами соединения 6, 10 и
2; между нечетными группами соединения 11, 3 и 7; между нечетными
группами соединения 5, 9 и1.
В этих случаях путем круговой перестановки выводов эти группы
приводятся друг к другу.
Параллельная работа между нечетными группами 11, 3 и 7 и группами 5,
9 и 1 также возможна при соответствующей леремаркировке выводов.
Пример такой перемаркировки для параллельного включения
трансформаторов с группой Соединения 11 с трансформаторами с группой
соединения 1 и 5 приведен в табл. 30.
Таблица 30
Параллельное включение трансформаторов с группой
соединения У/А-11 с трансформаторами, имеющими группу
соединения У/А-1 и У/А-5
Группа соединения
У/А-11
Высшее напряжение
АВС
ВАС
АСВ
СВА
ВАС
АСВ
СВА
Низшее напряжение
аЬс
Шс
асЬ
сЬа
асЬ
сЬа
Ьас
- 152-
В случае включения на параллельную работу трансформаторов с разными
коэффициентами трансформации вторичные напряжения оказываются
различными, и по первичным и вторичным обмоткам включенных
трансформаторов потекут уравнительные токи.
у" 7 -7 " 7 -7 *
^■к1 *-к2 *-к\ *-к2
где (71 и (Л, - номинальные напряжения первого и второго
трансформаторов; 7к1 и 2к2 - сопротивления первого и второго
трансформаторов, определяемые по формуле, Ом.
к Ю0/„о„ •
где ик - напряжение короткого замыкания трансформатора, %;
Чюм " номинальное напряжение трансформатора, В;
/ном - номинальный ток трансформатора, А.
Если напряжения Ц, 1/2 различны, то, подставив значения 2к1 и2Гк2, получим
У "«А ^2^2 ЦгМ Ц*2Ц>
100Л 100/2 100^ 100/2 '
Формула дает приближенное значение уравнительного тока как для
однофазных, так и для трехфазных трансформаторов.
При применении этой формулы для трехфазных трансформаторов нужно
иметь в виду, что Ц и (У2 - номинальные напряжения, а /1 и /2 - номинальные
линейные токи первого и второго трансформаторов. Уравнительный ток,
циркулирующий в замкнутых контурах обмоток трансформаторов, вызванный
неравенством коэффициентов трансформации, будет иметь место и втом случае,
когда трансформаторы не несут никакой нагрузки, т. е. при холостом ходе. При
работе трансформаторов уравнительный ток дополнительно нагружает обмотки
трансформаторов. Следовательно, ток нагрузки трансформатора состоит из двух
составляющих - тока, пропорционального общей нагрузке, и уравнительного
тока. Нагрузочный ток может иметь различную фазу в зависимости от характера
нагрузки. Таким образом, результирующий ток в обмотках каждого параллельно
работающего трансформатора определяется как геометрическая сумма
нагрузочного и уравнительного токов. Однако для упрощения расчетов их
складывают алгебраически.
Перед включением трансформаторов должна быть проведена их
фазировка.
1.75. Как производится фазировка силовых трехфазных
трансформаторов ?
Перед включением силовых трансформаторов на параллельную работу
с сетью должна быть проверена тождественность фаз напряжений
включаемого трансформатора и сети. В противном случае возможно
появление значительных уравнительных токов, которые приведут к
ограничению мощности или значительной перегрузке трансформатора, а
при несовпадении чередования фаз - к короткому замыканию.
-153-

Фазировка заключается в измерении напряжения между равноименными
фазами включаемого Трансформатора и сети (или другого работающего
трансформатора) и определении отсутствия напряжения между
одноименными фазами. Фазировка производится с помощью вольтметров
до 380 В или с помощью вольтметров и трансформаторов напряжения, если
фазируемые напряжения более 380 В. На напряжении 2-10 кВ фазировка
может производиться с помощью указателей напряжения, на низком
напряжении - с помощью ламп накаливания.
При фазировке трансформаторов должна быть электрическая связь
между фазируемыми цепями. Такой связью может быть заземление
нейтрали обоих фазируемых трансформаторов, общий нулевой провод или
специально устанавливаемая для фазировки перемычка. Производится
измерение подведенных для фазировки напряжений и их симметричность.
Во всех случаях фазировки для исключения ошибок фазируемые
напряжения должны быть одинаковы (допускается отклонение не более
10%). Измерения или проверка должны производиться между всеми
одноименными, а также между каждой из них и двумя остальными,
разноименными фазами.
На рис. 52 и 53 приведены схемы производства измерений при фазировке
силовых трансформаторов на низком и высоком напряжениях.
Рис. 52. Фазировка силовых трансформаторов на низком напряжении.
ТГ - работающий трансформатор; Т2 - фазируемый трансформатор.
При наличии заземления (рис. 52 а, 53) достаточно просто произвести
измерения или проверку с помощью вольтметра или какого-либо индикатора
напряжения, так как электрически замкнутый контур, необходимый для
измерения, образуется заземлением; при отсутствии заземления (рис. 52 б) для
образования замкнутого электрического контура необходимо перед
производством измерений или проверки соединять любую пару предполагаемых
одноименных фаз с помощью разъединителя или временной перемычки.
-154-
Рис. 53. Фазировка силовых трансформаторов на напряжении более 380 В при
помощи трансформаторов напряжения. ШСВ отключен.
Если при измерении оказывается, что между одноименными фазами
а^-а2, Ь^Ь2, с^с2 напряжение отсутствует, а между одной из одноименных и
противоположными разноименными а,-Ь2, а^с2, Ь^а2, Ь^-с2, с^-а2, с^Ь2
напряжение есть и примерно одинаково (рис. 54), то такой трансформатор
может быть включен в сеть или на параллельную работу. Но возможны и
другие случаи, представленные на рис. 55.
Рис. 54. Векторная диаграмма для нормального случая фазировки
трансформаторов.
На рис. 55 а трансформаторы соединены по схеме УД нейтрали
заземлены; при измерении нулевых показаний нет; измеренное напряжение
между одноименными фазами - 2Еф, а разноименными - Еф. Для
возможности включения^ребуется поменять начала и концы всех обмоток
фазируемого трансформатора. На рис. 55 б трансформаторы соединены по
схеме У/Л, нейтрали не заземлены; нулевых измерений нет; при измерении
одно напряжение - Ел, а второе - 2Ел. В этом случае перемычкой соединяются
такие разноименные фазы, между которыми было измерено Ел, и после этого
вновь повторяется фазировка. В этом случае оказались перепутаны между
-155-

собой фазы а2 и с2 (левый рисунок) или а2 и Ь2 (средний рисунок). Рисунок
правый относится к случаю восстановления перепутанных фаз. На рис. 55 в
показаний с нулевыми значениями нет или имеется только одно, а другие
измерения дают значения 7з Ел или 2ЕЛ при различных соединениях а2 с с1
(левый рисунок), а2 с Ъ1 (средний рисунок) и а2с а, (правый рисунок). Из всех
рисунков видно, что имеет место случай сдвига одноименных фаз на 60°,
т.е. несоответствие групп. В этом случае меняются местами фазы со стороны
питания фазируемого трансформатора и с низкой стороны, например Ас В
и а с Ь, что должно дать обратный сдвиг на 60° и обеспечить соответствие
групп, и фазировка повторяется.
Рис. 55. Векторная диаграмма для некоторых ненормальных случаев фазировки
трансформаторов.
Перед фазировкой на высоком напряжении с помощью трансформаторов
напряжения у последних должна быть проверена фазировка между собой
подачей на них одного и того же напряжения.
По результатам замеров строят векторные диаграммы фазируемых
напряжений и определяют возможность параллельной работы
трансформаторов в соответствии с табл. 31.
-156-
Таблица 31
Векторные диаграммы напряжений и оценка возможности
параллельной работы трансформатора
Вторичные
обмотки
трансфор-
маторов
имеют
Пере-
мычка ус-
тановлена
между
выводами
Результаты
изме-
рений
между
выводами
Векторная
диаграмма
напряжений
по измерениям
Оценка результатов
измерений
1
Заземленные
нейтрали
обмоток или
общий
нулевой
провод
3^=1,15(7
3^=0,581/
^=1,15(У
^2=0,581/
Трансформаторы имеют
разные группы соедине-
ний и векторы напряже-
ний вторичных обмоток
сдвинуты на угол 180°,
например У/ ^0 и У/ У -6,
А/У-11 иД/У-5идр.
Параллельная работа
возможна при соответ-
ствующем пересоеди-
нении подводимых кон-
цов к трансформатору со
стороны высокого и низ-
кого напряжения (только
для трансформаторов с
нечетными группами
соединений)
а^О.Зи
ар=0,Ш
9,02=1,11/
Ь,а2= 1,1 и
Ь1с2=0,8и
Параллельная работа
невозможна, так как
трансфррматоры имеют
разные группы соедине-
ний и векторы напряже-
ний вторичных обмоток
сдвинуты на угол 30°, нап-
римерУ/У-0иД/у-11
а1С2=
ь,ь2=о
Параллельная работа воз-
можна при соединении
выводов а, и а2> Ь, и Ь2;
с, и с2. Трансформаторы
имеют одинаковые груп-
пы соединений
Изолиро-
ванные
нейтрали
обмоток
с,-а0
а,Ь2=1,73(7
а1с2=2и
Ъ1с2=1>73и
Тоже
-157-

Продолжение табл. 31
1
Изолиро-
ванные
нейтрали
обмоток
Изолиро-
ванные
нейтрали
обмоток
Изолиро-
ванные
нейтрали
обмоток
2
Ь,*,
ага2
! сГа2
Ь,-а2
аГа2
сГа2
ь,-,
3Га2
3
з,Ь2=2(7
э,з2=1,73и
с,ь2-1,73(7
с,с2=(7
ь,ь2=о
Ь1С2=^
с,ь2=а
с,с2=0
3,Ь,=(7
а1С2=0
Ь,Ь2=1,73(7
Ь,с2=и
аА=0
а1^2=^
с,ь2=и
с,с2=0,73(7
Ь,Ь2=2(7
Ь,с2=1,73(7
с,Ь2=1,73(7
с,с2=2(7
з,ь2=2<7
з,с2=1,73(7
6^2=1,7317
Ь,с2=2(У
з,Ь2=1,73(7
з,с2=<7
С1ь2=и
С1С2=0
ь,ь2=а
6,02=1,73(7
с Ь = 0
°1и2 и
с,с2=и
4
'ч'
Л», 2
а,|
'1
Ь1 Д\ Ь2
а1
Г"
э
4^
/»2 \
V2
&
Т$1
\с.
^<>1в'
л1^|
Ь ^
ъ
^2 Х- «1
лг
^
т
т^
[>'
К
^1 • '
/ а2|
ь.
Г\а >'7Л
>^ =>
^с/^ .
к
аГ С-1
ь,
Я1
]
\^
Г~р
4
>•
ч*8 е.1
^
>
.1
5
Параллельная работа
возможна при соедине-
нии между собой выводов
з, из^иЬ^ис^
Трансформаторы имеют
одинаковые группы
соединений
Тоже
Трансформаторы име-
ют разные группы
соединений, и векторы
напряжений вторичных
обмоток сдвинуты на
180°, например У/У-0 и
УД-билиУ/А-11 и У/А-5
и др.
Параллельная работа
возможна между транс-
форматорами нечетных
групп при соответ-
ствующем пересоеди-
нении подводимых
концов к трансформа-
тору со стороны высо-
кого и низкого напря-
жения
Трансформаторы име-
ют разные группы сое-
динений, и векторы
напряжений вторичных
обмоток сдвинуты на
60°, например У/А-11 и
У/А-1.
Параллельная работа
возможна между транс-
форматорами нечетных
групп при соответст-
вующем пересоеди-
нении подводимых кон-
цов к трансформатору со
стороны высокого и
низкого напряжения
-158-
Продолжение табл. 31
Изолиро-
ванные
нейтрали
обмоток
Ь,-з2
аА=0
аЛ=<7
ърг=и
Ь,с2=0
*А=(7
з,с2= 1,73(7
0^2=1,73(7]
0,0=2(7
5^2=1,73(71
Ь,с2=<7
о,Ь2=2с7
0,02=1,73(7
_^:
Трансформаторы име-
ют разные группы сое-
динений, и векторы нап-
ряжений вторичных
обмоток сдвинуты на
120°, например У/А-11 и
У/А-7.
Параллельная работа
возможна при соответ-
ствующем пересоеди-
нении подводимых
концов к трансформа-
тору со стороны высо-
кого или низкого нап-
ряжения
Изолиро-
ванные
нейтрали
обмоток
з,Ь2=1,4(7
з,с2=1,91/
Ь,Ь2=0,5(7
5,02=1,4(7
ЗСР
Ь.-а9
3^2=1,91/
3,02=1,9(7
стЬ2= 1,9(7
0,02=1,4(7
Параллельная работа
невозможна, так как
трансформаторы име-
ют разные группы сое-
динений (один имеет
нечетную группу, а
другой - четную группу) и
векторы напряжений
вторичных обмоток сдви-
нуты на 30°, например
У/У-0 и У/А-11 или
У/А-6 или У/А-5
Ь,Ь2=0,5(7
Ъ,с2=0,5(7
с,Ь2=1,41/
с,с=0,5(7
1.76. Как снять векторную диаграмму с помощью прибора типа ВАФ-85
или однофазного фазометра?
При снятии векторной диаграммы в качестве опорной обычно
используется симметричная система трехфазных напряжений. Поэтому
первой операцией при снятии векторной диаграммы должна быть проверка
с помощью вольтметра симметрии фазных или линейных напряжений. Так
как в трехфазных сетях угол между векторами напряжений (120°) известен,
то после проверки симметрии напряжений можно в произвольном масштабе
изобразить систему векторов опорных напряжений на миллиметровой
бумаге. Все дальнейшие измерения и построения будут производиться
относительно этой опорной системы.
- 159-

Рассмотрим методику построения векторной диаграммы токов и
напряжений с помощью вольтамперфазоиндикатора типа ВАФ-85.
Опорным вектором, от которого производят отсчет всех углов, в ВАФ-85
принят вектор линейного напряжения IIАВ.
Подключают ВАФ-85 зажимами А, В, С на трехфазное напряжение 220
или 110 В в соответствии с маркировкой шин. Проверяют правильность
чередования фаз по вращению лимба (тормозной рычаг отводится) - при
правильном чередовании фаз он вращается по часовой стрелке.
Затем подключают токоотборную приставку к токовым зажимам прибора,
соблюдая полярность. Разжимают клещи и охватывают ими провод, идущий
от трансформатора тока фазы А таким образом, чтобы сторона клещей,
помеченная "звездочкой", была обращена к трансформатору тока. Левый
тумблер прибора должен стоять в положении /I/, а правый - в положении
"величина".
Замерив ток, который должен быть не менее 15-20% номинального,
правый тумблер переводят в положение "фаз".
Вращением лимба против часовой стрелки добиваются, чтобы стрелка
прибора подошла к нулю слева, и на лимбе против риски 110 или 220 В (в
зависимости от подведенного напряжения) производят отсчет угла и
квадранта (емкостного или индуктивного), в котором находится вектор тока
1А. При отсчете угла полезно помнить, что он будет правильным только в том
случае, если направление вращения лимба и движения к нулю стрелки
совпадают. При противоположном направлении фактический угол будет
отличаться от отсчитанного по лимбу на 180°.
Записав показания, наносят вектор тока 1А на диаграмму, помня при этом,
что отсчет углов ведется от вектора ЦАВ по часовой стрелке при индуктивной
нагрузке и против часовой стрелки - при емкостной.
Аналогичным образом производится измерение углов сдвига токов
других фаз и их нанесение на векторную диаграмму.
На рис. 56 приведена векторная диаграмма, снятая с помощью ВАФ-85 в
трехфазной цепи с симметричной нагрузкой индуктивного характера.
Стрелочками показаны направления отсчета углов при индуктивном финд и
емкостном фвмк характере тока.
Измерить угол сдвига между векторами напряжения можно, подключив
измеряемое напряжение на зажимы напряжения ВАФ-85 (токоотборная
приставка при этом не используется).
Измерения производятся в той же последовательности.
Для снятия векторной диаграммы можно воспользоваться также
однофазным фазометром. Измерения производятся в следующем порядке:
проверив симметрию фазных напряжений, строят их векторную диаграмму.
Затем обмотку напряжения фазометра подключают на напряжение фазы А
таким образом, чтобы фаза была на зажиме, помеченном звездочкой.
-160-
Рис. 56. Векторная диаграмма, снятая Рис. 57. Векторная диаграмма, снятая
с помощью прибора ВАФ-85. с помощью однофазного фазометра.
Токовую катушку фазометра включают в цепь тока фазы А так, чтобы
зажим, помеченный звездочкой, был подключен к выводу И1 трансформатора
тока или к генератору при бестрансформаторной схеме включения прибора.
Замерив угол, откладывают его на векторной диаграмме от вектора 1/А и
проводят вектор тока /А в принятом масштабе. Затем прибор аналогичным
образом подключают в фазы В, С и строят соответствующие векторы. На
рис. 57 показана векторная диаграмма, построенная для индуктивной
симметричной нагрузки с помощью фазометра.
При снятии векторных диаграмм для получения более точных результатов
нужно, чтобы ток нагрузки был не менее 15-20% номинального.
1.77. В каком объеме и в какие сроки должны производиться испытания
трансформаторного масла трансформаторов, находящихся в эксплуатации?
Испытание трансформаторного масла:
а) из трансформаторов:
производится:
1) после капитального ремонта трансформаторов;
2) не реже 1 раза в 5 лет для трансформаторов мощностью выше 630 кВА,
работающих с термосифонными фильтрами;
3) не реже 1 раза в 2 года для трансформаторов мощностью выше 630 кВА,
работающих без термосифонных фильтров.
Производится 1 раз в 2 года, а также при комплексных испытаниях
трансформатора.
У трансформаторов напряжением до 35 кВ включительно - по
показателям п.п. 1-5, 7 табл. 23.
У трансформаторов напряжением 110 кВ и выше - по показателям п.п. 1 -9
табл. 23, а у трансформаторов с пленочной защитой дополнительно по п. 10
той же таблицы.
б) из баков контакторов устройств РПН:
Производится в соответствии с инструкцией завода-изготовителя
данного переключателя.
Масло следует заменить:
1) при пробивном напряжении ниже 25 кВ в контакторах д изоляцией 10 кВ,
30 кВ - с изоляцией 35 кВ, 35 кВ - с изоляцией 40 кВ, 110 кВ - с изоляцией
220 кВ;
-161 -
И-3890

2) если в нем обнаружена вода (определение качественное) или
механические примеси (определение визуальное).
1.78. С какой целью и как выполняют визуальный контроль
трансформаторного масла?
Визуальный контроль выполняют, рассматривая жидкий диэлектрик в
пробе или кювете при толщине слоя 10 мм в проходящем свете, определяя
его цвет (возможно сравнение с рядом цветовых стандартов), наличие в нем
загрязнений (механических примесей, дисперсной воды, осадков),
прозрачность.
Результат контроля считается неудовлетворительным, если жидкость
содержит видимые загрязнения, если она мутная или значительно потемнела
по сравнению с предыдущим испытанием. Следует отметить, что визуальный
контроль не является основным критерием отбраковки жидких диэлектриков.
На основании результатов визуального контроля принимается решение
о проведении дополнительных лабораторных испытаний с определением
влагосодержания, наличия осадков или содержания механических
примесей, а также других показателей качества. Если дополнительные
лабораторные испытания подтвердят неудовлетворительные результаты
визуального контроля, то в протоколе испытаний указывается
необходимость замены, очистки или регенерации электроизоляционной
жидкости.
1.79. Как правильно производится отбор проб масла?
Основная задача персонала при отборе проб - обеспечить
представительность пробы, т. е. ее тождественность жидкости,
содержащейся в оборудовании или в емкости.
Отбор проб свежих масел из транспортной емкости осуществляется в
соответствии с требованиями ГОСТ 2517-85. В случае несоблюдения
процедуры отбора проб претензия по качеству поступившего масла не будет
обоснованной.
Отбор проб жидких диэлектриков из электрических аппаратов и других
емкостей должен осуществляться в соответствии с требованиями
ГОСТ 6433.5-84 или Публикации МЭК 475. В случае необходимости отбора
проб дегазированных, глубоко осушенных масел для определения их
влагосодержания, газосодержания и (или) электроизоляционных
характеристик целесообразно отбор проб осуществлять в соответствии с
требованиями "Методических указаний по подготовке и проведению
хроматографического анализа газов, растворенных в масле силовых
трансформаторов: РД 34.46.303-89" или Публикации МЭК 567.
Хроматографический анализ газов, растворенных в масле, позволяет
оценить состояние трансформаторов путем сопоставления измеренных
данных с граничными концентрациями газов в масле и по скорости роста
концентрации газов в масле.
Оценка состояния трансформатора и определение характера возможных
дефектов производится 1 раз в 6 месяцев в соответствии с рекомендациями
-162-
методических указаний по диагностике развивающихся дефектов по
результатам хроматографического анализа газов, растворенных в масле.
Небрежный отбор проб или загрязнение пробоотборной посуды приводит
к ошибочным заключениям в отношении качества масла и к неоправданным
потерям времени, трудозатрат и расходов на транспортировку и контроль
проб, т. е. правильный и грамотный отбор проб является важнейшим
фактором для получения достоверных результатов испытаний.
При отборе проб эксплуатационного масла следует соблюдать
следующие основные правила:
- выполнять отбор проб после необходимого специального инструктажа
персонала;
- избегать выполнения отбора проб при плохой погоде (осадки, сильный
ветер с пылью и др.) или соблюдать при этом дополнительные меры
предосторожности;
- использовать только специально подготовленную чистую и сухую
посуду - стеклянные бутылки (например, из-под химических реактивов) или
бесшовные металлические банки, - которая транспортируется к месту
отбора проб герметично закрытой и желательно в специальном контейнере
или коробке для устранения риска ее загрязнения;
- слить достаточное количество масла (не менее двух литров) для
удаления загрязнений, которые могут находиться на пробоотборном
патрубке;
- ополоснуть пробоотборную посуду отбираемым маслом (двукратно);
- обеспечить наполнение каждого сосуда не менее, чем на 95% его
вместимости, желательно использовать при этом чистые и сухие шланги из
силикона, которые погружаются до дна посуды;
- герметично закрывать сосуд сразу же после его заполнения пробкой,
желательно полиэтиленовой или из маслостойкой резины;
- восстановить после отбора пробы первоначальный вид пробоотборной
точки;
- проверить правильность и полноту маркировки этикетки;
- хранить образцы проб в темном и прохладном месте, если в качестве
пробоотборника использовались прозрачные бутылки, не допускать
близкого контакта с источниками тепла.
Отбор проб из оборудования производится при обычном режиме работы
или сразу после его отключения. Эту рекомендацию особенно важно
выполнять, когда определяется влагосодержание или зависящие от него
характеристики (1/пр, 1дб и др.).
После доставки проб в лабораторию не следует сразу открывать сосуды
и приступать к испытаниям, а необходимо подождать до тех пор, пока
температура пробы не достигнет комнатной.
Минимальный объем проб масла при проведении отдельных испытаний
приведен в табл. 32.
-163-

Таблица 32
Вид испытания
1. Определение пробивного напряжения I 300мл
2. Определение кислотного числа 50 мл
3. Определение влагосодержания: I
3.1. Метод определения наличия воды по ГОСТ 1547-84 I 100 мл
3.2. Метод определения растворенной воды по ГОСТ 7822-75 I 350 мл
3.3. Метод определения воды автоматическим кулонометрическим I 40 мл
титрованием (метод Карла Фишера) по Публикации МЭК 814
4. Определение тангенса угла диэлектрических потерь I не менее
по ГОСТ 6581-75 50 мл
5. Определение стабильности против окисления I
5.1. Метод определения стабильности против окисления по I 60 мл
ГОСТ 981-75 (метод ВТИ)
5.2. Метод определения стабильности против окисления 100 мл
ингибированных нефтяных изоляционных масел по Публикации I
МЭК 474 (Метод МЭК)
6. Определение температуры застывания I 100 мл
7. Определение температуры вспышки I 100 мл
8. Определение кинематической вязкости 100 мл
9. Определение содержания водорастворимых кислот: I
9.1. Метод определения наличия водорастворимых кислот и | 100 мл
щелочей по ГОСТ 6307-75 (качественное определение) I
9.2. Метод определения содержания водорастворимых кислот в I 100 мл
трансформаторном масле (количественное определение)
10. Определение содержания антиокислительной присадки:
10.1. Метод тонкослойной хроматографии (экспресс-метод) I
(основной)* I
10.2. Метод инфракрасной спектроскопии I
10.3. Метод высокоэффективной жидкостной хроматографии
(метод ОРГРЭС)
11. Определение содержания осадков и растворенного шлама I 10 г
12. Определение содержания механических примесей I
12.1. Определение содержания механических примесей весовым I 100 г
методом по ГОСТ 6370-83
12.2. Определение содержания механических примесей по классу
промышленной чистоты в соответствии с ГОСТ Р 17216-2001**
* По Публикации МЭК 567 или "Методических указаний по подготовке и
проведению хроматографического анализа газов, растворенных в масле силовых
трансформаторов: РД 34.46.303-89*
**В соответствии с ГОСТ 6433.5-84. Публикациями МЭК 475 или 970
При выполнении испытаний проб электроизоляционных жидкостей
следует в первую очередь после открытия пробоотборной посуды
определить влагосодержание, газосодержание, пробивное напряжение,
тангенс угла диэлектрических потерь и класс промышленной чистоты, а
затем остальные показатели качества. Эта рекомендация направлена на
снижение риска попадания загрязнений в пробу уже в ходе испытания
жидкого диэлектрика и получения недостоверных результатов.
- 164-
1.80. Как производится оценка влажности твердой и бумажной изоляции
трансформаторов ?
Оценка влажности твердой изоляции при капитальном ремонте
определяется по влагосодержанию заложенных в бак образцов, в
эксплуатации - расчетным путем.
Допустимое значение влагосодержания твердой изоляции после
капитального ремонта - 2%, эксплуатируемых - 4% по массе; в процессе
эксплуатации допускается не определять, если влагосодержание масла не
превышает Юг/т.
Производится первый раз через 10-12 лет после включения, в
дальнейшем 1 раз в 4-6 лет у трансформаторов напряжением 110 кВ и выше
мощностью 60 МВА и более.
Оценка состояния бумажной изоляции обмоток:
- по наличию фурановых соединений в масле. Допустимое содержание
фурановых соединений, в том числе фурфурола, приведено в п. 11 табл. 23;
- по степени полимеризации бумаги. Ресурс бумажной изоляции обмоток
считается исчерпанным при снижении степени полимеризации бумаги до
250 единиц.
Производится хроматографическими методами 1 раз в 12 лет, а после
24 лет эксплуатации - 1 раз в 4 года.
1.81. Как производится испытание бака трансформатора на плотность?
Испытание бака на плотность производится:
- у трансформаторов напряжением до 35 кВ включительно -
гидравлическим давлением столба масла, высота которого над уровнем
заполненного расширителя принимается равной 0,6 м; для баков волнистых
и с пластинчатыми радиаторами - 0,3 м;
- у трансформаторов с пленочной защитой масла - созданием внутри
гибкой оболочки избыточного давления воздуха 10 кПа;
- у остальных трансформаторов - созданием избыточного давления азота
или сухого воздуха 10 кПа в надмасляном пространстве расширителя.
Продолжительность испытания во всех случаях - не менее 3 ч.
Температура масла в баке трансформаторов напряжением до 150 кВ не
ниже 10°С, трансформаторов 220 кВ - не ниже 20°С.
Не должно быть течи масла.
Герметизированные трансформаторы и не имеющие расширителя
испытаниям не подвергаются.
1.82. Как контролируется работоспособность средств защиты масла от
воздействия окружающего воздуха?
Индикаторный силикагель должен иметь равномерную голубую окраску
зерен. Изменение цвета зерен силикагеля на розовый свидетельствует о его
увлажнении.
Проверка воздухоосушителя, установок азотной и пленочной защит
масла, термосифонного или адсорбирующего фильтров производится в
соответствии с требованиями инструкций заводов-изготовителей или
нормативно-технических документов.
- 165-

1.83. Назовите порядок испытания трансформаторов включением на
номинальное напряжение?
Включение трансформатора в работу производится при условии
удовлетворительных результатов всех измерений и испытаний и соответствия
их требованиям НТД. Кроме того, до включения трансформатора должны быть
закончены монтаж и наладка всего комплекса оборудования (вспомогательное
оборудование, оборудование распределительного устройства); системы
управления, сигнализации; всех устройств релейной защиты, которые при
первом включении должны быть обязательно включены на отключение с
нулевой выдержкой времени.
Проверяются также показания всех установленных термометров, уровень
масла в расширителе и его сообщаемость с баком, отсутствие воздуха в
газовом реле, соответствие указателей положения всех переключателей,
отсутствие посторонних предметов на трансформаторе, заземление бака и
отсутствие течи масла. Включение трансформатора под напряжение
производится с той стороны питания, где установлена защита. Все это
делается на случай, чтобы при наличии неисправности в трансформаторе
он мог быть отключен.
Включение трансформатора под напряжение разрешается производить
не ранее, чем через 12 ч после последней доливки масла.
Первое включение заключается в 3-5 кратной подаче на холостой
транрформатор толчком номинального напряжения и выдержки под
напряжением в течение времени не менее 30 мин.
Включение производится без предварительного подогрева
трансформатора, независимо от времени года и температуры масла
трансформатора.
Если защиты при этом не произвели отключения и не наблюдается
признаков ненормальной работы, то трансформатор остается под
напряжением и внимательно «прослушивается». На трансформаторы,
входящие в систему блока генератор - трансформатор, напряжение от
генератора поднимается с нуля, и при номинальном напряжении
трансформатор также «прослушивается». Одновременно при номинальном
напряжении измеряется ток холостого хода контрольным амперметром или
миллиамперметром не ниже класса 0,5, подключенным через трансформатор
тока. Ток холостого хода не нормируется, но обычно составляет 2-3%
номинального, причем в трехфазных трансформаторах он одинаков в обмотках
крайних сердечников, а среднего - на 20-35% меньше. В общем случае он
сравнивается с заводскими данными. Для измерения тока холостого хода не
могут применяться полупроводниковые приборы, так как ток может отличаться
от синусоидального, что приводит в этом случае к большим погрешностям.
При оценке результатов измерения учитывается значительная погрешность
измерительных трансформаторов тока, работающих при малом первичном
токе.
Если измеренный ток холостого хода превышает значение, приведенное
в протоколах заводских испытаний, за трансформатором устанавливается
- 166-
особое наблюдение во время эксплуатации, так как это может быть признаком
наличия виткового замыкания или дефектов в стали магнитопровода.
Обычно заводскими инструкциями требуется при новых включениях
производить испытание витковой изоляции обмоток трансформатора
напряжением 1,13 1)н в течение 1 мин (трансформаторов со шпильками -
напряжением 1,15 С/н).
При удовлетворительных результатах пробного включения на холостой
ход трансформатор может быть включен под нагрузку и сдан в эксплуатацию.
Желательно у всех трансформаторов напряжением до 220 кВ в течение
первого месяца работы отбирать пробы масла после включения через 10
дней,-1 месяц и далее в соответствии с действующими правилами и НТД.
1.64. Как и в каком объеме производятся испытания вводов и проходных
изоляторов?
Для того, чтабы в эксплуатации сделать заключение об исправности
(неисправности) вводов и проходных изоляторов, они подвергаются
следующим видам испытаний:
1. Измерение сопротивления изоляции.
Измеряется сопротивление основной
изоляции измерительной и последней обкладок
вводов с бумажно-масляной изоляцией
относительно соединительной втулки.
Измерение производится мегаомметром на
напряжение 2500 В.
Сопротивление изоляции должно быть не
менее 500 МОм.
В сырую погоду измерение сопротивления
изоляции вводов рекомендуется производить с
применением охранных колец (экранов).
2. Измерение тангенса угла диэлектрических
потерь (1д8) и емкости изоляции.
Производится у вводов и проходных
изоляторов с основной бумажно-масляной,
бумажно-бакелитовой и бумажно-эпоксидной
изоляцией.
Измерение *дб у вводов с маслобарьерной
изоляцией не обязательно.
Предельное увеличение емкости основной изоляции составляет 5% от
значения, измеренного при вводе в эксплуатацию.
Измерение 1д5 и емкости основной изоляции производится при
напряжении 10 кВ, изоляции измерительного конденсатора (С2) и (или)
последних слоев изоляции (С3) при напряжении 5 кВ; у вводов и проходных
изоляторов с потенциометрическим устройством (ПИН) производится
отдельно измерение тангенса угла диэлектрических потерь изоляции
основной и измерительной обкладок.
Рис. 58. Схема измерения
сопротивления изоляции
ввода и проходного
изолятора (измерительный
вывод и соединительная
втулка заземляются).
В - ввод испытываемый;
М - мегаомметр;
ОК - охранное кольцо
-167-

Рис. 59. Схемы измерения диэлектрических потерь вводов
а) - нормальная схема; б) - перевернутая схема для измерения емкости
конденсатора С,; в) - перевернутая схема для измерения емкости конденсаторов
Ц или С3; Г- трансформатор испытательный; К - конденсатор эталонный;
М - мост измерительный; В - ввод испытываемый.
Измеряется основная емкость между токоведущим стержнем и
измерительным выводом и емкость между потенциометрическим
устройством и соединительной втулкой. У вводов без ПИН измеряется
емкость между последней обкладкой и соединительной втулкой.
Вводы имеют основную емкость С1 между токоведущим стержнем и
измерительным выводом и емкость С2 между потенциометрическим
устройством и соединительной втулкой. У вводов без ПИН емкость между
последней обкладкой и соединительной втулкой обозначается С .
Измерение тдб производится отдельно для емкости С. и емкости С или
С3. Диэлектрические потери емкости С, измеряются по нормальной схеме
моста при испытательном напряжении 10 кВ. Диэлектрические потери
емкости С2 измеряются по «перевернутой» схеме моста при испытательном
- 168-
напряжении 10 кВ, а емкости С3 - по «перевернутой» схеме при испытательном
напряжении 2-3 кВ. В случаях, когда имеется возможность изолировать от
«земли» соединительную втулку ввода, диэлектрические потери емкости С2
или С3 измеряются по «нормальной» схеме моста. Схемы измерения
диэлектрических потерь ввода приведены на рис. 59. При измерении емкости
С2 или С3 по «нормальной» схеме разземля'ются измерительный вывод и
соединительная втулка, а при измерении по «перевернутой» схеме
разземляется только измерительный вывод, а соединительная втулка должна
быть заземлена. При измерении диэлектрических потерь ввода определяются
основная емкость С, и емкость С2 или емкость С3.
3. Испытание повышенным напряжением промышленной частоты.
Вводы, установленные на силовых трансформаторах, испытываются
совместно с обмотками этих трансформаторов испытательным напряжением
промышленной частоты в соответствии с требованиями табл. 26.
Таблица 33
Допускаемые значения 1д5 изоляции вводов
и проходных изоляторов при температуре 20°С
Вид и зона изоляции ввода
Бумажно-масляная изоляция:
основная изоляция (С,) и изоляция измерительного
конденсатора (С2);
последние слои изоляции (С3)
Твердая изоляция с масляным заполнением: основная
изоляция
Бумажно-бакелитовая изоляция с мастичным
заполнением: основная изоляция
Маслобарьерная изоляция ввода: основная изоляция
Предельные значения
1дб, %, для вводов с
номинальным
напряжением, кВ
35
1,5
9,0
110-150
1,5
3
1,5
5
220
1,2
2
4
Испытание повышенным напряжением является главным, определяющим
пригодность вводов и изоляторов к эксплуатации. Испытательное напряжение
прикладывается между контактным выводом и заземленным соединительной
втулкой измерительным выводом.
Продолжительность приложения испытательного напряжения для
вводов, испытываемых совместно с обмотками трансформаторов, а также
для вводов с основной фарфоровой изоляцией - 1 мин, для вводов и
изоляторов из органических твердых материалов и кабельных масс - 5 мин.
4. Проверка качества уплотнений вводов.
Производится у маслонаполненных негерметичных вводов с бумажно-мас-
ляной изоляцией на напряжение 110 кВ и выше созданием в них избыточного
давления масла 0,1 МПа. Продолжительность испытания - 30 мин.
- 169-

При испытании не должно быть признаков течи масла и снижения
испытательного давления.
Допускается снижение давления за время испытаний не более 5 кПа.
5. Испытание трансформаторного масла из маслонаполненных вводов.
Выполняется в соответствии с требованиями табл. 23.
6. Проверка манометра.
Проверяются манометры герметичных вводов путем сличения их
показаний с показаниями аттестованного манометра. Допустимое
отклонение показаний манометра от аттестованного не более 10% верхнего
предела измерений.
Проверка производится в трех оцифрованных точках шкалы: начале,
середине и конце.
1.85. В каком объеме и в какие сроки испытываются встроенные
трансформаторы тока?
Встроенные трансформаторы тока подлежат следующим испытаниям:
1. Измерение сопротивления изоляции:
- первичных обмоток.
Производится у трансформаторов напряжением выше 1000 В
мегаомметром на напряжение 2500 В, а значение сопротивления не
нормируется.
- вторичных обмоток.
Производится мегаомметром на напряжение 1000 В, и значение
сопротивления должно быть не ниже 1 МОм вместе с подсоединенными к
ним цепями.
У трансформаторов тока типа ТФН-220 кВ при наличии вывода от экрана
вторичной обмотки измеряется также сопротивление изоляции между
экраном и вторичной обмоткой.
2. Испытание повышенным напряжением промышленной частоты
изоляции вторичных обмоток.
Испытание выполняется на напряжение 1000 В в течение 1 мин.
3. Измерение коэффициента трансформации.
Отклонение измеренного коэффициента от паспортного или от
измеренного на исправном трансформаторе, однотипном с проверяемым,
не должно превышать 2%.
4. Измерение сопротивления обмоток постоянному току.
При сравнении измеренного значения с паспортными данными
измеренное значение должно приводиться к заводской температуре.
Отклонение измеренного сопротивления от паспортного или от
измеренного на других фазах не должно превышать 2%.
5. Испытания трансформаторного масла.
Масло трансформаторов тока 110-220 кВ испытывается согласно
требованиям табл. 23 по п.п. 1 -3 один раз в два года. Периодичность отбора
проб масла при превышении "нормально допустимых" должна
устанавливаться учащенно.
-170-
ПРИЗНАКИ НЕКОТОРЫХ НЕИСПРАВНОСТЕЙ РАБОТЫ
ТРАНСФОРМАТОРОВ
Перегрев трансформатора
1. Трансформатор перегружен. Необходимо проверить нагрузки
трансформатора: у трансформаторов с постоянной нагрузкой можно
установить перегрузку по амперметрам; у трансформаторов с неравномерным
графиком нагрузки устанавливаются путем снятия суточного графика по току.
Следует также иметь в виду, что трансформаторы допускают нормальные
перегрузки, зависящие от графика нагрузки, температуры окружающей среды
и недогрузки в летнее время. Кроме того, по ПТЭЭП допускаются аварийные
перегрузки трансформаторов независимо от предшествующей нагрузки и
температуры охлаждающей среды. Допустимые превышения температуры
отдельных частей трансформатора и масла над температурой охлаждающей
среды, воздуха или воды не должны превышать значений, указанных в табл. 34.
Для снижения температуры в этом случае необходимо разгрузить
трансформатор, включив в параллельную работу еще один трансформатор
или отключив менее ответственных Потребителей.
Таблица 34
Превышения температуры элементов трансформаторов
по ГОСТ 11677-85
Элементы трансформатора
Превышение
температуры, °С
Метод измерения
Масляный трансформатор или трансформатор с жидким диэлектриком
Обмотки 65
Поверхности магнитопровода и | 75
конструктивных элементов
Масло и другой жидкий диэлектрик в
верхних слоях:
- исполнение герметичное или с | 60
устройством, полностью защищаю-
щим масло или другой жидкий
диэлектрик от соприкосновения с
окружающей средой
- в остальных случаях, допускающих | 55
превышение температуры верхних
слоев масла до 60 °С
Сухой трансформатор
Обмотки, класс нагревостойкости по I
ГОСТ 8865-93:
А 60
Е 75
В 80
Р 100
Н 125
По измерению сопро-
тивления постоянному
току
По термометру или
термопаре
По термометру или
термопаре
Тоже
По изменению сопро-
тивления постоянному
току
-171 -

Продолжение табл. 34
Элементы трансформатора
Поверхность магнитопровода и
конструктивных деталей
1 Превышение
температуры, °С
Не более, чем
допустимая для
соприкасающихся
с ним изоляцион-
ных материалов
Метод измерения
По термометру или
термопаре
2. Высокая температура трансформаторного помещения. Необходимо
измерить температуру воздуха в трансформаторном помещении на
расстоянии 1,5-2 м 6т бака трансформатора на середине его высоты. Если
эта температура превышает более, чем на 8-10 °С температуру наружного
воздуха, необходимо улучшить вентиляцию трансформаторного помещения.
Для обеспечения нормальной вентиляции трансформаторных помещений, в
которых установлены трансформаторы мощностью 1000 кВА и выше,
применяют специальные вытяжные трубы, устанавливаемые наверху
помещения, а внизу помещения делают соответствующие отверстия для
подвода холодного воздуха. Входные и выходные отверстия закрывают
решетками или жалюзи. Обычно вентиляцию трансформаторных помещений
рассчитывают так, чтобы разница между температурами входящего воздуха
(внизу) и выходящего (вверху) не превышала 15°С.
3. Низкий уровень масла в трансформаторе. В данном случае
обнаженная часть обмотки и активной стали сильно перегревается;
убедившись в отсутствии течи масла из бака, необходимо долить масло до
нормального уровня.
4. В трансформаторе имеются внутренние повреждения: замыкания
между витками, фазами, образование короткозамкнутых контуров из-за
повреждения изоляции болтов (шпилек), стягивающих активную сталь
трансформатора, замыкания между листами активной стали
трансформатора.
Все эти недостатки при незначительных короткозамкнутых контурах,
несмотря на их высокую местную температуру, обычно не всегда дают
заметное повышение общей температуры масла, в то время как развитие
этих повреждений ведет к быстрому росту температуры масла.
Ненормальное гудение в трансформаторе
1. Ослабла прессовка шихтованного магнитопровода. Необходимо
подтянуть прессующие болты.
2. Нарушена прессовка стыков в стыковом магнитопроводе. С
течением времени, под влиянием вибрации магнитопровода, ослабла
затяжка вертикальных болтов, стягивающих стержни с ярмами. Это изменило
зазоры в стыках, что и вызвало усиленное гудение. Необходимо
перепрессовать магнитопровод, заменив прокладки в верхних и нижних
стыках листов магнитопровода.
-172-
3. Вибрируют крайние листы магнитопровода. Необходимо
расклинить листы электрокартоном.
При установившихся токах короткого замыкания и их длительности,
температура обмотки, рассчитанная исходя из начальной температуры т.нач,
равной сумме максимальной температуры 1тах охлаждающей среды и
температуры *пр превышения, не должна быть выше, °С:
Для масляных трансформаторов с жидким диэлектриком с
обмотками из меди 250
То же с обмотками из алюминия 200
Для сухих трансформаторов с обмотками из меди и изоляцией
классов нагревостойкости:
А 180
Е 250
В^Н 350
Тоже с обмотками из алюминия и изоляцией классов
нагревостойкости:
А 180
Е.В.Н 200
4. Ослабли болты, крепящие крышку трансформатора и прочие детали.
Необходимо проверить затяжку всех болтов.
5. Трансформатор перегружен или нагрузка фаз отличается
значительной несимметричностью. Необходимо устранить перегрузку
трансформатора или уменьшить несимметрию нагрузки.
6. Имеются замыкания между фазами, между витками. Необходимо
отремонтировать обмотку.
7. Трансформатор работает при повышенном напряжении.
Необходимо установить переключатель напряжения (при его наличии) в
положение, соответствующее повышенному напряжению.
Потрескивание внутри трансформатора
1. Произошло перекрытие (но не пробой) между обмоткой или отводами
на корпус вследствие перенапряжений. Необходимо осмотреть и
отремонтировать обмотку.
^2. Обрыв заземления. Как известно, активная сталь и все прочие детали
магнитопровода в трансформаторе заземляются для отвода в землю
статических зарядов, появляющихся на этих частях, так как обмотка и
металлические части магнитопровода по существу являются обкладками
конденсатора. При обрыве заземления могут происходить разряды обмотки
или ее отводов на корпус, что воспринимается как треск внутри
трансформатора. Необходимо восстановить заземление в полном
соответствии с выполнением его заводом-изготовителем: присоединить
заземление в тех же точках и с той же стороны трансформатора, т. е. со
стороны выводов обмотки низшего напряжения. При неправильном
восстановлении заземления в трансформаторе могут возникнуть
короткозамкнутые контуры, в которых могут появиться циркулирующие токи.
- 173-

Пробой обмоток и обрыв в них
1. Пробой обмоток на корпус, между обмотками высшего и низшего
напряжения или между фазами. Причины: а) возникли перенапряжения,
связанные с грозовыми явлениями, аварийными или коммутационными
процессами; б) резко ухудшилось качество масла (увлажнение, загрязнение
и пр.); в) понизился уровень масла; г) изоляция подверглась естественному
износу (старению); д) при внешних коротких замыканиях, а таю^е при
замыканиях внутри трансформатора возникли электродинамические усилия.
Необходимо подчеркнуть, что при перенапряжениях могут происходить не
пробои изоляции, а только перекрытия между обмотками, фазами или между
обмоткой и корпусом. В результате перекрытия обычно происходит лишь
оплавление поверхности нескольких витков и появляется копоть на соседних
витках, полное же соединение между витками, фазами или же между обмоткой
и корпусом отсутствует. Пробой изоляции обмотки можно обнаружить
мегаомметром. Однако в некоторых случаях, когда в результате
перенапряжений получаются оголенные места на обмотке в виде точек
(точечный разряд), выявить дефект можно, только испытав трансформатор
приложенным или индуктированным напряжением. Необходимо
отремонтировать обмотку, а в случае необходимости заменить
трансформаторное масло.
2. Обрывы в обмотках. В результате обрыва или плохого контакта
происходит оплавление или выгорание части проводника. Дефект
обнаруживается по выделению горючего газа в газовом реле и работе реле
на сигнал или отключение. Причины: а) плохо выполнена пайка обмотки;
б) имеются повреждения проводов, соединяющих концы обмоток с выводами;
в) при коротких замыканиях внутри и вне трансформатора развиваются
электродинамические усилия. Обрыв можно обнаружить по показаниям
амперметров или с помощью мегаомметра. При соединении обмоток
треугольником нахождение фазы, имеющей обрыв, производится путем
разъединения обмотки в одной точке и испытания каждой фазы
трансформатора в отдельности. Обрыв чаще всего происходит в местах изгиба
кольца под болт. Необходимо отремонтировать обмотку. Чтобы предотвратить
повторение обрыва в отводах обмотки, следует отвод, выполненный круглым
проводом, заменить гибким соединением - демпфером, состоящим из набора
тонких медных лент с общим сечением, равным сечению провода.
Работа газовой защиты
Газовая защита является чувствительной защитой от внутренних
повреждений или ненормального режима работы трансформатора. Защита в
зависимости от интенсивности газообразования срабатывает или на сигнал,
или на отключение, или одновременно на то и другое.
1. Газовая защита сработала на сигнал. Причины: а) произошли
небольшие внутренние поврездения трансформатора, что привело к слабому
газообразованию; б) при заливке или очистке масла в трансформатор попал
воздух; в) медленно понижается уровень масла из-за снижения температуры
окружающей среды или вследствие течи масла из бака.
-174-
2. Газовая защита сработала на сигнал и на отключение или только
на отключение. Это вызывается внутренними повреждениями и другими
причинами, сопровождаемыми сильным газообразованием:
а) произошло замыкание между витками первичной или вторичной обмоток
трансформатора. Данное повреждение может быть вызвано недостаточной
изоляцией переходных соединений, продавливанием изоляции витков при
опрессовке или из-за заусенцев на меди витка, механическими
повреждениями изоляции, естественным изнором, перенапряжениями,
электродинамическими усилиями при коротких замыканиях, обнажением
обмотки вследствие снижения уровня масла. По замкнутым накоротко виткам
проходит ток большой силы, причем ток в фазе может лишь незначительно
возрасти; изоляция витков быстро сгорает, могут выгорать сами витки, причем
возможно разрушение и соседних витков. При развитии авария может перейти
в междуфазное короткое замыкание. Если число замкнутых витков
значительно, то в короткий промежуток времени масло сильно нагревается и
может закипеть. При отсутствии газового реле может произойти выброс масла
и дыма через предохранительную пробку расширителя. Замыкание между
витками характеризуется не только ненормальным нагревом масла и
некоторым увеличением тока на стороне питания, но и уменьшением
химического сопротивления фазы, имеющей замыкание;
б) произошло междуфазное короткое замыкание, вызванное теми же
причинами, что и пробой изоляции, и сопровождающееся бурным
газовыделением. При этом может произойти выброс масла из расширителя
или через диафрагму предохранительной трубы, которая устанавливается в
трансформаторах мощностью 1000 кВА и выше;
в) образовался короткозамкнутый контур из-за повреждения изоляции
болтов, стягивающих активную сталь трансформатора. Короткозамкнутый
контур сильно нагревается и вызывает перегрев масла. Болт и близлежащие
листы активной стали могут быть разрушены. В трансформаторах со
стыковыми магнитопроводами короткозамкнутый контур может получиться
при соприкосновении накладок, прессующих стержни, с ярмами;
г) произошло замыкание между листами активной стали вследствие
повреждения междулистовой изоляции, естественного износа (старения)
изоляции. Из-за такого повреждения изоляции появляются значительные
вихревые токи, которые приводят к большим местным перегревам активной
стали, что с течением времени может привести к местному выгоранию стали
(пожару в железе). В стыковых магнитопроводах может произойти сильное
нагревание стыков вихревыми токами из-за повреждения прокладок в них;
д) значительно снизился уровень масла в трансформаторе или интенсивно
выделяется воздух из масла вследствие резкого похолодания или же после
ремонта (заливка свежего масла, его очистка центрифугой и пр.). Необходимо
подчеркнуть, что в практике отмечены также случаи ложной работы газовой
защиты из-за неисправности цепей вторичной коммутации защиты. Работа
газовой защиты может быть вызвана различными причинами, и, перед тем как
приступить к устранению неисправности, необходимо точно установить причину,
вызвавшую срабатывание газовой защиты. Для этого необходимо выяснить, какая
-175-

из защит (релейных) сработала, произвести исследование газов, скопившихся в
газовом реле, и определить их горючесть, цвет, количество и химический состав.
Горючесть газа свидетельствует о наличии внутреннего повреждения.
Если газы бесцветны и не горят, то причиной действия реле является
выделившийся из масла воздух.
Цвет выделившегося газа позволяет судить о характере повреждения:
бело-серый цвет свидетельствует о повреждении бумаги или картона, желтый
- дерева, черный - масла. Но так как окраска газа может через некоторое время
исчезнуть, то его цвет следует определить тут же при его появлении. Снижение
температуры вспышки масла также свидетельствует о наличии внутреннего
повреждения. Если причиной действия газовой защиты является выделение
воздуха, то воздух из реле необходимо выпустить.
При снижении уровня масло следует долить или отключить газовую
защиту от действия на отключение до ближайшей возможности пополнения
уровня масла.
При повреждении обмотки необходимо найти место повреждения и
произвести соответствующий ремонт.
Замкнутые накоротко витки обмотки можно найти при включении
трансформатора со стороны низшего напряжения на пониженное
напряжение. Короткозамкнутый контур будет сильно разогрет, и из обмотки
появится дым.
Поврежденные места в активной стали могут быть найдены при холостом
ходе трансформатора (при вынутом сердечнике). Эти места будут сильно
нагреты. При этом испытании напряжение подводят к обмотке низшего
напряжения и поднимают с нуля; обмотка высшего напряжения должна быть
предварительно разъединена в нескольких местах во избежание пробоя
обмотки (из-за отсутствия масла).
Замыкание между листами активной стали и ее оплавление следует
устранить перешихтовкой поврежденной части магнитопровода с заменой
междулистовой изоляции. Поврежденную изоляцию в стыках
магнитопровода заменяют новой, состоящей из листов асбеста 0,8-1 мм,
пропитанных глифталевым лаком, сверху и снизу прокладывают кабельную
бумагу толщиной 0,07-0,1 мм.
Ненормальное вторичное напряжение трансформатора
1. Первичные напряжения одинаковы; вторичные напряжения
одинаковы при холостом ходе, но сильно разнятся при нагрузке.
Причины: а) плохой контакт в соединении одного зажима или внутри обмотки
одной фазы; б) обрыв первичной обмотки трансформатора стержневого
типа, соединенного по схеме треугольник - звезда или треугольник -
треугольник.
2. Первичные напряжения одинаковы; вторичные напряжения
неодинаковы при холостом ходе и при нагрузке. Причины: а) вывернута
обмотка (перепутаны начала и конец обмотки) одной фазы вторичной обмотки
при соединении звездой; б) обрыв в первичной обмотке трансформатора,
-176-
соединенного по схеме звезда-звезда. В этом случае три линейных вторичных
напряжения не равны нулю; в) обрыв во вторичной обмотке трансформатора
при соединении его по схеме звезда-звезда или треугольник-звезда. В этом
случае только одно линейное напряжение не равно нулю, а два других
линейных напряжения рабны нулю. При схеме соединения треугольник-
треугольник обрыв его вторичной цепи можно установить измерением
сопротивлений или по нагреву обмоток: обмотка фазы, имеющей обрыв, будет
холодной из-за отсутствия в ней тока. В последнем случае возможна
временная эксплуатация трансформатора при сниженной примерно до 50%
от номинальной токовой нагрузки вторичной обмотки. Для устранения
неисправностей, вызывающих нарушения симметрии вторичного напряжения
трансформатора, необходим ремонт обмоток.
Неравномерная нагрузка параллельно работающих
трансформаторов
1. Параллельно включенные трансформаторы (соединенные
параллельно на первичной и вторичной сторонах) имеют неодинаковый
коэффициент трансформации. В этом случае между ними протекает
уравнительный "^ок; при нагрузке трансформатор с более высоким
вторичным напряжением (при холостом ходе) примет на себя большую (в
процентном отношении) нагрузку.
2. Параллельно включенные трансформаторы имеют различные
напряжения короткого замыкания. В этом случае нагрузка между ними
распределяется пропорционально их номинальным мощностям и обратно
пропорционально напряжениям короткого замыкания.
Параллельное включение трансформаторов с нетождественными
группами соединения обмоток равносильно короткому замыканию.
Неисправности переключателей напряжения
Здесь рассматриваются переключатели, предназначенные для
регулирования коэффициента трансформации при отключении
трансформатора (ПБВ).
Оплавлены или полностью выгорели контактные поверхности (стержни и
кольца). Причины: а) неудовлетворительная конструкция переключателя,
которая не обеспечивает необходимого нажатия контактов (относится главным
образом к переключателям устаревших типов); б) переключатель плохо
собран; в) термическое действие токов короткого замыкания. Значительное
оплавление или выгорание контактных частей переключателя может привести
к порче масла и срабатыванию газовой защиты. При незначительном
повреждении контактных поверхностей можно ограничиться зачисткой
оплавленных мест и тщательной прошлифовкой. При значительных
оплавлениях рекомендуется заменить переключатель новым. В зависимости
от конструкции переключателя и дефектов его сборки возможен ряд других
неисправностей, могущих вызвать аварию трансформатора. Для выявления
неисправностей необходимо своевременно выявлять их причины путем
измерения омического сопротивления обмоток на всех ответвлениях
-177-
12-3890

Течь масла
1. Нарушена плотность сварных соединений бака трансформатора
(стенок бака с дном, мест заделки труб радиаторов в стенку бака и пр.).
Места течи подварить ацетиленовой сваркой. До подварки бака масло из
него слить, сердечник трансформатора вынуть, радиаторы снять с бака. По
окончании сварки бак испытать, незначительную течь масла можно устранить
чеканкой или специальными мастиками.
2. Между крышкой и баком трансформатора имеются неплотности.
Необходимо подтянуть болты, крепящие крышку. Если это не поможет,
установить новое уплотнение.
3. Имеются неплотности в установке вводов. Необходимо устранить
течь масла между опорными фланцами и крышкой трансформатора подтяжкой
болтов или заменой прокладки на новую. Просачивание масла в армировке
опорного фланца, если фарфор имеет бортик, устранить заармировкой ввода
в новый фланец и установкой резиновой прокладки между верхом фланца и
опорной поверхностью фарфора. Если фарфор старого типа (без бортика,
резиновой или пробковой прокладки), то необходимо заменить ввод.
1.86. В каком объеме производятся испытания токоограничивающих
сухих реакторов ?
Испытания производят в следующем объеме:
1. Внешним осмотром проверяется целость изоляции, целость и
комплектность изоляторов, качество лакового покрытия, правильность
монтажа выводов.
Проверяется также правильность установки комплекта реакторов при
вертикальном их расположении. Реакторы должны быть установлены в
соответствии с заводской маркировкой: «Н» - нижний; «С» - средний и «В» -
верхний.
Направление намотки витков среднего реактора должно быть
противоположным направлению намотки витков нижнего и верхнего
реакторов.
2. Измеряется сопротивление изоляции обмоток относительно болтйв
крепления мегаомметром на напряжение 2500 В - между одним из выводов
и каждым из болтов крепления. Сопротивление изоляции должно быть:
после капитального ремонта - не ниже 0,5 МОм, в эксплуатации - не ниже
0,1 МОм.
3. Испытываются опорные изоляторы повышенным напряжением
промышленной частоты (можно производить совместно с испытанием
изоляторов ошиновки ячейки) в соответствии с табл. 26. Продолжительность
испытания - 1 мин.
-178-
2. СБОРНЫЕ И СОЕДИНИТЕЛЬНЫЕ ШИНЫ, ИХ
КОНТАКТНЫЕ СОЕДИНЕНИЯ, А ТАКЖЕ КОНТАКТНЫЕ
СОЕДИНЕНИЯ ПРОВОДОВ И ГРОЗОЗАЩИТНЫХ ТРОСОВ
2.1. Назовите требования, по которым проверяются сборные и
соединительные шины в эксплуатации?
В процессе эксплуатации сборные и соединительные шины подвергаются
следующим проверкам:
1. Проверка сопротивления изоляции подвесных и опорных фарфоровых
изоляторов.
Производится мегаомметром на напряжение 2500 В только при
положительной температуре окружающего воздуха.
Сопротивление каждого подвесного фарфорового изолятора или каждого
элемента многоэлементного изолятора должно быть не менее 300 МОм.
2. Испытание изоляции повышенным напряжением.
Вновь устанавливаемые многоэлементные или подвесные фарфоровые
изоляторы должны испытываться повышенным напряжением 50 кВ частоты
50 Гц, прикладываемым к каждому элементу изолятора.
В эксплуатации значения испытательного напряжения принимаются в
соответствии с табл. 26.
3. Проверка состояния вводов и проходных изоляторов.
Данная проверка производится в соответствии с указаниями в вопросе
1.84 данного издания.
4. Контроль контактных соединений.
4.1. Контроль болтовых контактных соединений:
а) контроль затяжки болтов контактных соединений;
Проверяется затяжка болтов контактных соединений, выполненных с
применением соединительных плашечных, петлевых переходных,
соединительных переходных, ответвительных, аппаратных зажимов.
Проверка производится в соответствии с инструкцией по монтажу зажима.
б) измерение переходных сопротивлений;
На подстанциях сопротивление контактного соединения не должно более
чем в 1,2 раза, превышать сопротивление участка (провода, шины) такой же
длины, как и соединителя.
Измеряется переходное сопротивление неизолированных проводов ВЛ
напряжением 35 кВ и выше, шин и токопроводов распределительных
устройств на ток 1000 А и более.
Периодичность контроля 1 раз в 6 лет.
При положительных результатах тепловизионного контроля измерения
переходных сопротивлений не проводятся.
4.2. Контроль сварных контактных соединений:
а) контроль контактных* соединений сборных и соединительных шин,
выполненных сваркой;
В сварном соединении не должно быть трещин, прожогов, кратеров,
непроваров сварного шва более 10% его длины при глубине более 15%
толщины свариваемого металла. Суммарное значение непроваров, подрезов,
газовых включений в швах алюминиевых шин должно быть не более 15%
толщины свариваемого металла в каждом рассматриваемом сечении.
-179-

2.2. Как осуществляется контроль контактных соединений проводов и
грозозащитных тросов?
В эксплуатации проводятся следующие испытания:
1. Контроль опрессованных контактных соединений
Контролируются геометрические размеры и состояние контактных соедине-
ний. Геометрические размеры (длина и диаметр опрессованной части корпуса
зажима) должны соответствовать требованиям указаний по монтажу зажимов.
На поверхности зажима не должно быть трещин, коррозии, механических
повреждений.
Стальной сердечник опрессованного соединительного зажима не должен
быть смещен относительно симметричного положения более, чем на 15%
длины прессуемой части зажима.
2. Контроль контактных соединений, выполненных с применением
овальных соединительных зажимов.
Геометрические размеры зажимов не должны отличаться от
предусмотренных указаниями по монтажу зажимов.
На поверхности зажима не должно быть трещин, коррозии (на стальных
соединительных зажимах), механических повреждений.
Число витков скрутки скручиваемых зажимов на сталеалюминиевых,
алюминиевых и медных проводах должно быть не менее 4 и не более 4,5; а
зажимов типа СОАС-95-3 при соединении проводов АЖС70/39 - от 5 до 5,5
витков.
3. Контроль болтовых контактных соединений:
а) контроль затяжки болтов контактных соединений;
Проверяется затяжка болтов контактных соединений, выполненных с
применением соединительных плашечных, петлевых переходных,
соединительных переходных, ответвительных, аппаратных зажимов.
Проверка производится в соответствии с инструкцией по монтажу
зажима.
б) измерение переходных сопротивлений;
На ВЛ сопротивление участка провода с соединителем не должно более,
чем в 2 раза, превышать сопротивление участка провода такой же длины.
Измеряется переходное сопротивление неизолированных проводов ВЛ
напряжением 35 кВ и выше, шин и токопроводов распределительных
устройств на ток 1000 А и более.
Периодичность контроля - 1 раз в 6 лет.
При положительных результатах тепловизионного контроля измерения
переходных сопротивлений не проводятся.
Измерения переходных сопротивлений производятся мостами,
контактомерами, микроомметрами или методом вольтметра и амперметра.
Оценка состояния контактных соединений шин производится методом
сравнения падения напряжения от переменного тока на участке с контактным
соединением с падением напряжения оттока того же значения на целом участке
шин такой же длины, не имеющей контактного соединения (рис. 60). В качестве
источника тока используется нагрузочный трансформатор, которым может
служить,трансформатор безопасности напряжением 220/12 В. В качестве
милливольтметра используется электромагнитный милливольтметр с
пределами измерений 0-50 или 0-125 мВ.
- 180-
Для удобства соединения или
ответвления проводов подстанций 35 кВ и
выше стараются проверять сразу после
выполнения этих соединений на земле. В
противном случае при обнаружении
дефектных мест требуется повторный спуск
проводов, усложняющий монтаж.
Проверка контактных соединений может
производиться непосредственным измере-
нием сопротивления постоянному току.
Оценка состояния контактных соедине-
ний ошиновок по значению сопротивления
постоянному току или методом сравнения
падений напряжения не является достаточ-
ной. Результаты измерения в обоих случаях
могут быть удовлетворительными при
неполной поверхности соприкосновения
контактов, что недопустимо. Удовлетвори-
Рис. 60. Схема проверки
контактных соединений
ошинковки.
Т - нагрузочный трансформатор;
ЛАТР - лабораторный
автотрансформатор.
тельное состояние контакта по всей его поверхности обеспечивается лишь
соблюдением технологических требований и технических условий на монтаж
и приемку соединительной и ответвительной арматуры, на что и обращается
особое внимание при приемке ее в эксплуатацию.
Согласно требованиям измерение переходного сопротивления болтовых
контактных соединений у сборных и соединительных шин на ток 1000 А и
более производится выборочно (2-3%). У сварных контактных соединений
переходные сопротивления не измеряются, соединения бракуются только
при наличии пережогов или усадочных раковин. Опрессованные контактные
соединения бракуются только при несоответствии геометрических размеров
требованиям инструкций по монтажу, при наличии трещин, признаков
коррозии и механических повреждений, а также кривизны.
Сопротивление разъемных контактов комплектных распределительных
устройств должно быть не более значений, указанных в заводских
инструкциях, а в случае их отсутствия - не более следующих значений, мкОм:
Для контактов на ток: 400 А -75
600 А -60
900 А -50
1200 А -40
4. Контроль сварных контактных соединений.
Контроль контактных соединений, выполненных с применением
термитных патронов:
в сварных соединениях, выполненных с применением термитных патронов,
не должно быть пережогов наружного повива провода или нарушения сварки
при перегибе сваренных концов провода; усадочных раковин в месте сварки
глубиной более 1/3 диаметра провода из алюминия, его сплавов или меди,
глубиной более 6 мм для сталеалюминиевых проводов сечением 150-600 мм2.
- 181 -

3. ПОЛУПРОВОДНИКОВЫЕ ПРЕОБРАЗОВАТЕЛИ
И УСТРОЙСТВА
(ДАЛЕЕ - ПРЕОБРАЗОВАТЕЛИ)
3.1. Какие испытания преобразователя необходимо провести для оценки
его исправного состояния?
Для обеспечения работоспособности преобразователя в эксплуатации
необходимо провести следующие его испытания:
1. Измерение сопротивления изоляции токоведущих частей.
Производится в холодном состоянии и при незаполненной системе
охлаждения для силовой части мегаомметром на напряжение 2500 В, для
цепей вторичной коммутации - мегаомметром на напряжение 1000 В. Все
тиристоры, вентили, конденсаторы, обмотки трансформаторов на время
испытаний следует закоротить. Значение сопротивления изоляции должно
быть не менее 5 МОм.
2. Испытание повышенным напряжением промышленной частоты
изоляции токоведущих цепей агрегата относительно корпуса и между
цепями, не связанными между собой
Силовые цепи переменного и выпрямленного напряжений на время
испытаний должны быть электрически соединены.
Продолжительность испытания - 1 мин, а значение испытательных
напряжений должны соответствовать значениям, указанным в табл. 35.
Таблица 35
Испытательные напряжения промышленной частоты
изоляции полупроводниковых преобразователей
Номинальное напряжение, В
до 24
25-60
61-200
201-500
свыше 500
0,5
1,0
1,5
2,0
2,51/ л+1, но не более 3*
> рао '
*4>аб"" действующее значение напряжения испытываемой цепи.
Испытательное напряжение, кВ
3. Проверка режимов работы силовых полупроводниковых приборов:
а) разброс в распределении токов по параллельным ветвям тиристоров
или вентилей должен быть не более 15% среднего значения тока через ветвь;
б) разброс в распределении напряжения по последовательно
включенным тиристорам и вентилям должен быть не более 20% среднего
значения;
в) измерение сопротивления анод-катод на всех тиристорах (проверка
отсутствия пробоя);
-182-
Разброс значений сопротивлений должен быть не более 10%. Измерения
производятся омметром.
г) проверка отсутствия обрыва в вентилях (измерения прямого и
обратного падения напряжения на вентилях);
Падение напряжения на вентилях должно быть в пределах заводских
данных, а измерения производятся вольтметром или осциллографом при
предельном токе.
4. Измерение сопротивления обмоток трансформатора агрегата
(выпрямительного, последовательного и др.)
При измерениях допускается снижение относительно результатов
заводских испытаний не более, чем на 65%.
Данные измерений должны быть приведены к одной температуре с
заводскими данными.
5. Проверка системы управления тиристорами.
Данная проверка производится в объеме и по методике,
предусмотренной техническими условиями и заводскими инструкциями.
6. Проверка системы охлаждения тиристоров и вентилей.
Проверка производится по методике завода-изготовителя, при этом
температура должна оставаться в нормированных пределах.
7. Снятие рабочих, регулировочных, динамических и других
характеристик.
Производится по методикам, указанным заводом-изготовителем, а
отклонения от заданных характеристик должны оставаться в пределах,
установленных им (заводом-изготовителем).
8. Проверка трансформаторов агрегата.
Производится в соответствии с указаниями раздела "Силовые
трансформаторы и реакторы" данного издания и инструкций завода-изгото-
вителя.
- 183-

4. РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА И ПОДСТАНЦИИ
Положения данного раздела распространяются на распределительные
устройства (далее - РУ) и подстанции (далее -ГЮ) Потребителей
йапряжением от 0,4 до 220 кВ.
Распределительные устройства электрических подстанций бывают
внутренней и наружной установки и соответственно называются закрытыми
(далее - ЗРУ) с расположением оборудования в зданиях и открытыми
(далее - ОРУ) с расположением всего или основного оборудования на
открытом воздухе. РУ могут быть комплектными для внутренней установки
(далее - КРУ) и для наружной установки (далее - КРУН), а также включать в
свой состав комплектные трансформаторные подстанции (далее - КТП).
Закрытые РУ .применяются на напряжениях 3-20 кВ, а также в частных
случаях на 35-220 кВ при ограниченности площадей РУ и в случае повышенной
загрязненности атмосферы и при особо тяжелых климатических условиях.
Различные РУ включают в себя большое разнообразие
электрооборудования, которое различается по назначению, конструктивному
исполнению, классу напряжения, максимальному току и т. д. Поэтому по
вопросам технологии проведения ремонта в каждом конкретном случае
необходимо обращаться и использовать документацию заводов-изгото-
вителей или специальную литературу.
4.7. Каким требованиям должно отвечать помещение РУ?
Помещение РУ Потребителя, примыкающее к помещениям,
принадлежащим сторонним организациям, и имеющее оборудование,
находящееся под напряжением, должно быть изолировано от них. Оно
должно иметь отдельный запирающийся выход.
Оборудование РУ, находящееся на обслуживании Потребителей и
используемое энергоснабжающей организацией, должно управляться на
основе инструкции, согласованной Потребителем и энергоснабжающей
организацией.
В помещениях РУ <цвери, окна должны быть всегда закрыты, а проемы в
перегородках между аппаратами, содержащими масло, заделаны. Все отверстия
в местах прохождения кабеля уплотняются. Для предотвращения попадания
животных и птиц все отверстия и проемы в наружных стенах помещений
заделываются или закрываются сетками с размером ячейки (1x1) см.
Токоведущие части пускорегулирующих аппаратов и аппаратов защиты
должны быть ограждены от случайных прикосновений. В специальных
помещениях (электромашинных, щитовых, станциях управления и т. п.)
допускается открытая установка аппаратов без защитных кожухов.
Все РУ (щиты, сборки и т. д.), установленные вне электропомещений,
должны иметь запирающие устройства, препятствующие доступу в них
работников неэлектротехнического персонала.
(ПТЭЭП п.п. 2.2.2.-2.2.4.)
4.2. Как должно выбираться электрооборудование, установленное в РУ
в зависимости от условий работы, защиты от перенапряжения и т. д.?
Электрооборудование РУ всех видов и напряжений должно удовлетворять
условиям работы как при нормальных режимах, так и при коротких
замыканиях, перенапряжениях и перегрузках.
- 184-
Класс изоляции электрооборудования должен соответствовать
номинальному напряжению сети, а устройства защиты от перенапряжений
- уровню изоляции электрооборудования. (ПТЭЭП п. 2.2.5.)
4.3. Какие меры должны быть приняты для обеспечения надежности
изоляции электрооборудования РУ, расположенных в местах с загрязненной
атмосферой?
При расположении электрооборудования в местности с загрязненной
атмосферой должны быть осуществлены меры, обеспечивающие
надежность изоляции.
В открытых распределительных устройствах:
- усиление, обмывка, очистка, покрытие гидрофобными пастами.
В закрытых распределительных устройствах:
- защита от проникновения пыли и вредных газов.
В комплектных распределительных устройствах наружной установки -
герметизация шкафов и обработка изоляции гидрофобными пастами.
(ПТЭЭП п. 2.2.6.)
4.4. Какой температурный режим должен обеспечиваться в
помещениях РУ?
Температура воздуха внутри помещений ЗРУ в летнее время должна быть
не более 40°С. В случае ее повышения должны быть приняты меры к
снижению температуры оборудования или охлаждению воздуха.
Температура воздуха в помещении компрессорной станции должна
поддерживаться в пределах (10-35)°С; в помещении элегазовых
комплектных распределительных устройств (далее - КРУЭ) - в пределах
(1-40)°С.
За температурой разъемных соединений шин в РУ должен быть
организован контроль по утвержденному графику.
Нагрев наведенным током конструкций, находящихся вблизи токоведущих
Частей, по которым протекает ток, и доступных для прикосновения персонала,
должен быть не выше 50°С. (ПТЭЭП п.п. 2.2.7.-2.2.8.)
4.5. Какие мероприятия обеспечивают содержание помещений РУ в
чистоте и беспрепятственный отвод воды?
Покрытие полов в ЗРУ, КРУ и КРУН должно быть таким, чтобы не
происходило образования цементной пыли.
Помещения, предназначенные для установки ячеек комплектного РУ с
элегазовой изоляцией, а также для их ревизии перед монтажом и ремонтом,
должны быть изолированы от улицы и Других помещений. Стены, пол и
потолок должны быть окрашены пыленепроницаемой краской.
Оборудование РУ должно периодически очищаться от пыли и грязи.
Сроки очистки устанавливает ответственный за электрохозяйство с
учетом местных условий.
Уборку помещений РУ и очистку электрооборудования должен выполнять
обученный персонал с соблюдением правил безопасности.
Уборка помещений должна производиться мокрым или вакуумным
способом Помещения должны быть оборудованы приточно-вытяжной
вентиляцией с отсосом воздуха снизу. Воздух приточной вентиляции должен
проходить через фильтры, предотвращающие попадание в помещение пыли.
- 185-

Кабельные каналы и наземные кабельные лотки ОРУ и ЗРУ должны быть
закрыты несгораемыми плитами, а места выхода кабелей из кабельных
каналов, лотков, этажей и переходы между кабельными отсеками должны
быть уплотнены огнеупорным материалом.
Туннели, подвалы, каналы должны содержаться в чистоте, а дренажные
устройства обеспечивать беспрепятственный отвод воды.
(ПТЭЭПп.п. 2.2.10, 2.2.17.)
4.6. Соблюдение каких требований обеспечивают безаварийную работу
маслонаполненного электрооборудования РУ?
Уровень масла в масляных выключателях, измерительных трансформаторах
и вводах.должен оставаться в пределах шкалы маслоуказателя при
максимальной и минимальной температурах окружающего воздуха.
Масло негерметичных вводов должно быть защищено от увлажнения и
окисления.
Маслоприемники, гравийная подсыпка, дренажи и маслоотводы должны
поддерживаться в исправном состоянии. (ПТЭЭП п.п. 2.2.11.-2.2.12.)
4.7. Каким требованиям должны отвечать дороги и подъезды к РУи чем
обеспечивается невозможность перекрытия на деревья и кустарники?
Дороги для подъезда автомашин к РУ и подстанциям должны находиться
в исправном состоянии.
Места, в которых допускается переезд автотранспорта через кабельные
каналы, должны отмечаться знаком.
Расстояние оттоковедущих частей ОРУ до деревьев, высокого кустарника
должны быть такими, чтобы была исключена возможность перекрытия.
(ПТЭЭПп.п. 2.2.9, 2.2.13.)
4.8. Какие надписи обеспечивают безопасность обслуживания РУ
персоналом?
На дверях и внутренних стенках камер ЗРУ, оборудовании ОРУ, лицевых
и внутренних частях КРУ наружной и внутренней установки, сборках, и также
на лицевой и оборотной сторонах панелей щитов должны быть выполнены
надписи, указывающие назначение присоединений и их диспетчерское
наименование.
На дверях РУ должны быть предупреждающие плакаты и знаки
установленного образца.
На предохранительных щитках и (или) у предохранителей присоединений
должны быть надписи, указывающие номинальный ток плавкой вставки.
На всех ключах, кнопках и рукоятках управления должны быть надписи,
указывающие операцию, для которой они предназначены («Включать»,
«Отключать», «Убавить», «Прибавить» и др.).
На сигнальных лампах и сигнальных аппаратах должны быть надписи,
указывающие характер сигнала («Включено», «Отключено», «Перегрев» и др.).
Выключатели и их приводы должны иметь указатели отключенного и
включенного положений.
На выключателях со встроенным приводом или с приводом,
расположенным в непосредственной близости от выключателя и не
отделенным от него сплошным непрозрачным ограждением (стенкой),
допускается установка одного указателя - на выключателе или на приводе.
На выключателях, наружные контакты которых ясно указывают включенное
-186-
положение, наличие указателя на выключателе и встроенном или не
отгороженном стенкой приводе необязательно.
Приводы разъединителей, заземляющих ножей, отделителей,
короткозамыкателей и другого оборудования, отделенного от аппаратов
стенкой, должны иметь указатели отключенного и включенного положений.
Все приводы разъединителей, отделителей, короткозамыкателей,
заземляющих ножей, не имеющих ограждений, должны иметь
приспособления для их запирания как во включенном, так и в отключенном
положении.
РУ, оборудованные выключателями с пружинными приводами, должны
быть укомплектованы приспособлениями для завода пружинного механизма.
(ПТЭЭП п.п. 2.2.14, 2.2.15, 2.2.20.)
4.9. Как обеспечивается возможность заземления электрооборудования,
установленного в РУ?
Для наложения заземлений в РУ напряжением выше 1000 В должны, как
правило, применяться стационарные заземляющие ножи.
Рукоятки приводов заземляющих ножей должны быть окрашены в
красный цвет, а приводы заземляющих ножей, как правило, - в черный.
Операции с ручными приводами аппаратов должны производиться с
соблюдением правил безопасности.
При отсутствии стационарных заземляющих ножей должны быть
подготовлены и обозначены места присоединения переносных заземлений
ктоковедущим частям и заземляющему устройству. (ПТЭЭП п. 2.2.19.)
4.10. Как проверяется исправность резервных элементов РУ?
Исправность резервных элементов РУ (трансформаторов, выключателей,
шин и др.) должна регулярно проверяться включением под напряжение в
сроки, установленные местными инструкциями. (ПТЭЭП п. 2.2.16.)
4.11. Разрешено ли деблокирование блокировочных устройств РУ
оперативному персоналу?
Блокировочные устройства распределительных устройств, кроме
механических, должны быть постоянно опломбированы. Персоналу,
выполняющему переключения, самовольно деблокировть эти устройства не
разрешается. (ПТЭЭП п. 2.2.18.)
4.12. Чем должен быть обеспечен персонал, обслуживающий РУ?
Персонал, обслуживающий РУ, должен располагать документацией по
допустимым режимам работы в нормальных и аварийных условиях.
У дежурного персонала должен быть запас калиброванных плавких
вставок. Применение плавких некалиброванных вставок не допускается.
Плавкие вставки должны соответствовать типу предохранителей.
В РУ должны находиться электрозащитные средства и средства
индивидуальной защиты (в соответствии с нормами комплектования
средствами защиты), защитные противопожарные и вспомогательные
средства (песок, огнетушители) и средства для оказания первой помощи
пострадавшим от несчастных случаев.
Для РУ, обслуживаемых оперативно-выездными бригадами (далее - ОВБ),
средства защиты могут находиться у ОВБ. (ПТЭЭП п.п. 2.2.16, 2.2.21.)
4.13. Какие меры обеспечивают работоспособность электро-
оборудования РУ в зимних условиях?
-187-

Шкафы с аппаратурой устройств релейной защиты и автоматики, связи и
телемеханики, шкафы управления и распределительные шкафы воздушных
выключателей, а также шкафы приводов масляных выключателей,
отделителей, короткозамыкателей и двигательных приводов разъединителей,
установленных в РУ, в которых температура воздуха может быть ниже
допустимого значения, должны иметь устройства электроподогрева.
Включение и отключение электроподогревателей должно, как правило,
осуществляться автоматически. Система автоматического включения и
отключения электроподогревателей должна также предусматривать
постоянный контроль за их целостностью с передачей информации на
местный щит управления и (или) диспетчерский пульт.
Масляные выключатели должны быть оборудованы устройствами
электроподогрева днищ баков и корпусов, включаемых при понижении
температуры окружающего воздуха ниже допустимой. Значения температур,
при которых должны осуществляться ввод в действие и вывод из работы
электроподогревателей, устанавливаются местными инструкциями с учетом
указаний заводов-изготовителей электрооборудования.
Шарнирные соединения, подшипники и трущиеся поверхности
механизмов выключателей, разъединителей, отделителей, короткозамыка-
телей и их приводов должны смазываться низкозамерзающими смазками,
а масляные демпферы выключателей и других аппаратов заполняться
маслом, температура замерзания которого должна быть не менее, чем на
20°С ниже минимальной зимней температуры наружного воздуха.
(ПТЭЭП п.п. 2.2.22, 2.2.24.)
4.14. На основании каких данных и проверок при контроле состояния
масляных электромагнитных выключателей делается вывод об их
пригодности к эксплуатации?
1. Измерение сопротивления изоляции:
- измерение сопротивления изоляции подвижных и направляющих частей
масляных выключателей, выполненных из органических материалов,
производится мегаомметром на напряжение 2500В. Сопротивление
изоляции должно соответствовать данным табл. 36.
Таблица 36
Наименьшее допустимое сопротивление изоляции
подвижных и направляющих частей выключателей,
выполненных из органического материала
Номинальное напряжение выключателя, кВ
Сопротивление изоляции, МОм
3-10
300
15-150
1000
220
3000
- 1 1, I ! ,
- измерение сопротивления изоляции вторичных цепей и обмоток,
электромагнитов управления (далее - ЭМУ).
Измерение производится мегаомметром на напряжение 1000 В.-
Измерения производятся со всеми присоединенными аппаратами (катушки,-
контакторы, пускатели и г д.) Сопротивление изоляции должно быть не
менее 1 МОм.
-188-
* 2. Испытание повышенным напряжением промышленной частоты:
- опорной изоляции и изоляции относительно корпуса.
Значение испытательного напряжения принимается в соответствии с
табл. 26 настоящего издания.
У маломасляных выключателей 6-10 кВ испытывается также изоляция
межконтактного разрыва. Продолжительность испытания - 1 мин.
- изоляции вторичных цепей и обмоток ЭМУ. Испытательное напряжение
-1000 В, продолжительность испытания - 1 мин. При проведении испытаний
мегаомметром на 2500 В можно не проводить измерений мегаомметром на
500-1000 В.
При испытаниях внешней изоляции электрооборудования повышенным
напряжением промышленной частоты, производимом при факторах внешней
среды, отличающихся от нормальных (температура воздуха 20°С, абсолютная
влажность 11 г/м3, атмосферное давление 101,3 кПа, если в стандартах на
электрооборудование не приняты другие пределы), значение
испытательного напряжения должно определяться с учетом поправочного
коэффициента на условия испытаний, регламентируемого
соответствующими государственными стандартами.
3. Испытание вводов.
Испытания проводятся в соответствии с указаниями, изложенными в
вопросе 1.84 данного издания.
4. Оценка состояния внутрибаковой изоляции и изоляции дугогасительных
устройств баковых масляных выключателей 35 кВ производится, если при
измерении *дб вводов на полностью собранном выключателе получены
повышенные значения по сравнению с нормами, приведенными в табл. 33
Если 1д5 вводов снижен более, чем на 5%, то изоляция подлежит сушке.
5. Измерение сопротивления постоянному току:
- контактов масляных выключателей.
Сопротивление токоведущего контура не^должно превосходить значений,
указанных в табл. 37.
Нормы на значения сопротивлений отдельных участков токоведущего
контура указываются в заводской инструкции.
- шунтирующих резисторов дугогасительных устройств.
Измеренные значения сопротивлений должны соответствовать
заводским данным с указанными в них допусками.
Таблица 37
Характеристики масляных и электромагнитных выключателей
Тип выключателя
ВМП-10(ПЭ-11)*
(пружинный привод)
мг-ю
МГ-20
мгг-ю
Номи-
нальный
ток, А
630
1000
5000
I 5000
3150
4000
| 5000
Сопротивле-
ние контак-
тов, мкОм
78
72
300**
300**
| 18, 240**
14, 240**
| 12, 240**
Собственное время, с,
не более
включения
0,3
0,2
0.75
I 0,8
Г 0,4
отключения
0,12
^
0.135
0,155
0_Л1
- 189-

Продолжение табл. 37
Тип выключателя
ВМ-14, ВМ-16
ВМ-22
ВМ-23
ВМГ-133(ПС-10)
(ППМ-10)
(П6-10)
ВМГ-10
ВПМП-10
ВМПЭ-10
ВМПП-10
ВМП-10
ВМП-10П
ВММ-10
ВК-10
ВКЭ-10
ВЭ-10, ВЭС-6
С-35 (ШПЭ-12)
(ПП-67)
(ЩПЭ-38)
МКП-35
ВТ-35, ВТД-35 |
МКП-110
МКП-110М
МКП-110-5(ШПЭ-37)
Номи-
нальный
| ток, А
200
600
600
1000. 1500
600
1000. 1500
600
630
1000
530
1000
630
1000
1600
3150
630
1666
1600
600
1000
1500
600
1000
1500
400
630
630
1000 I
1600
630
1000
1600
1600 I
2000-2500
3200-3600
630
630
3200
1000
630 |
630
630
1000
I Сопротивле-
ние контак-
| тов, мкОм
350
150
150
100
150
100
100
75
70
I 78
| 72
50
40
30
10
55
45
32
55
40
30
55
40
30
55
85
50/45 ***
45/40 ***
25
50/45 *** |
45/40 ***
25
30
20
15
310
310
80
250 |
550 |
1300
800
800
Собственное время, с,
| не более
I включения
0,24
0,24
0,28
0,23
I 0,3
0,16
0.3
0,3
0,3
0,3
0,2
0,3
0,2
0,2
0,075
0,3
0,075
0,34
0.4
0,64
0,43
0,35 |
0,6
0,06
0,85
I отключения
0,12
0.15
0,15
0,1
I 0,1
0,1
0.12
0,12
0,07
0,09
0,1
0,1
0,1
0,1
0.05
0,07
0,06
0,05
0.12
0,055
0,05
0,12
0,05
0,05
0,06
-190-
Продолжение табл. 37
Тип выключателя
(ШПЭ-44)
У-110-2000-40 (ШПВ)
(ШПЭ)
У-110-2000-50 (ШПВ)
(ШПЭ)
ВМТ-110. 25 кА
40кА
ММО-110
ВМТ-220, 25 кА
40 кА
МКП-220
ИИГ574
У-2201000/2000-25
У-220-2000-40
Номи-
нальный
ток, А
2000
2000
1250
600
I 666
2000
2000
Сопротивле- I
ние контак-
тов, мкОм
800
365
115
85
180
115
85
| 1200
800
600
450
Собственное время, с,
не более
включения
0,5'
0,3
0,7
0,3
0,7
0,13
0.13
0,15
0,13
0.13
0,7
0,8
| 0,75
отключения
0,055
0,06
0,06
0,05
0,05
0,035
0.03
0,05
0,035
0,03
0,03
0,05
| 0,045
* - в скобках указан тип привода.
** - сопротивление дугогасительных контактов.
*** - в числителе указаны данные для выключателей на номинальный ток
отключения 20 кА, в знаменателе - на ток отключения 40 кА.
- обмоток ЭМУ должно соответствовать заводским данным.
6. Проверка времени движения подвижных частей выключателя.
Собственное время включения - время от момента родачи импульса на
включение до замыкания контактов выключателя - определяется по схеме
рис. 61, а.
Собственное время отключения - время от момента подачи импульса на
отключение до момента размыкания контактов выключателя - определяется
по схеме рис. 61, б.
Измерения производятся электрическим секундомером, а при
измерении значений менее 0,1 с - миллисекундомером.
Полученные значения
времени от подачи команды
до момента замыкания
(размыкания) контактов
масляных выключателей
должны соответствовать
величинам, указанным в
табл. 37.
В процессе эксплуатации
Рис. 61. Схема проверки работы довольно часто приходится
выключателя. измерять скорость движения
а) - времени включения; б) - времени траверсы выключателя при
отключения; ЭС - электрический секундомер; включении и отключении.
В - масляный выключатель.
-191 -
1

Большая скорость движения траверсы в процессе включения и малое
собственное время включения по сравнению с заводскими данными могут
вызвать чрезмерные ударные механические нагрузки на подвижные частц
выключателя, малая скорость и большое собственное время отключения
могут приводить к вибрации и уменьшению отключающей способности
выключателя.
Одной из причин увеличения скорости и уменьшения времени включения
может быть ослабление пружин.
Причинами уменьшения скорости и увеличения Собственного времени
отключения чаще всего являются также ослабление пружин, заедания,
перекосы и повышенное трение в механизме выключателя.
При измерениях времени по схеме на рис. 61 обращается внимание на
выбор рубильника. Все три ножа его должны замыкаться одновременно и
четко. Включение при измерении должно производиться быстро во
избежание погрешности за счет неодновременности подачи импульса на
привод и запуск секундомера. Измерения могут считаться точными только
при строго номинальном напряжении оперативного тока. Выключатель при
измерениях должен быть залит маслом.
Скорость движения траверсы определяется с помощью вибрографа,
укрепляемого на период измерений специальными приспособлениями
напротив траверсы или подвижном стержне, соединенным жестко с
траверсой выключателя.
Рис. 62. Виброграф.
7 - электромагнит; 2 - обмотка; 3 - корпус; 4 - пружина; 5 - якорь;
6 - пишущее устройство; 7 - планка; 8 - бумажная лента.
- 192-
Виброграф представляет собой электромагнит с пишущим устройством
на конце якоря (рис. 62). При питании обмотки электромагнита переменным
напряжением якорь его с частотой 50 Гц колеблется вместе с пишущим
устройством. На движущейся против пишущего устройства ленте описывается
периодическая кривая. Период этой кривой зависит от скорости движения
ленты, но так как лента укрепляется на траверсе выключателя, то кривая,
изображаемая на ленте (виброграмма), соответствует скорости движения
траверсы. Скорость определяется по виброграмме при ее дальнейшей
расшифровке для каждого участка хода количеством периодов, приходящихся
на длину данного участка. Примеры виброграмм и расшифровки их
представлены на рис. 63 и 64. Примеры графиков скоростей движения
траверсы выключателей представлены на рис. 65.
200
200 Включение юо 60 40
ОШ7.Н Ч« И« Ч« И
~~т~^ 0АП _*> 5.5 I 3,8 3,0
240
200
10,8
МГГ-229, 1=3000 А привод ПС-30
Ход траверсы, мм
Участок вибро-
4- граммы, мм
вкл. Время движе-
-4- ния, сотые
доли секунды
Ход траверсы, мм
^.Участок вибро-
граммы, мм
Время движе-
ния, сотые
Размыкание контактов, 3=92 доли секунды
6,5 ' I 3,8
Замыкание контактов, 5=92
Отключение ЮО
-И*
Рис. 63. Примерный вид виброграммы выключателя типа МГГ-229
с приводом ПС-30.
9,7 17,1 21,5
Ы/\/\/\/\1/Л/\к\/\
а)
0,025
0{39
0,02
<*——Н
0,86
0,02
N Н
1,07
21,1
0,02
и и
1,05
Длина участка, мм
Время движения, с
Скорость движения, м/с
Длина участка хода траверсы, мм
100 100 100 100 100 50 50 50 50 35 30
Откл.
Ч%]
8,6
4,3
3,8
Вкл.
I 5.7 I 4.8 I 4.3 I 3.8 Ь&^Ь.81 У.И 125\ 1.5 I
1.Ф
1,7\125\
1,5
Время движения траверсы на участке, с-10г2
б) \1,16 М, 75 \2,08 \2,23 \2,63 \г5б\2&\г78\г94\ 2,8\ 2,0 I
Средняя скорость движения траверсы на участке, м/с
Рис. 64. Расшифровка виброграммы.
а) - обработка виброграммы;
б) - определение средней скорости на участках по виброграмме.
13-3890
-193-

160 200 240 280 мм
I I I I I
1
1±-
и*
>
Г"
-*.
Включение "
_
>
^
ч
к
у
1
||[||||
"Включение"
1111
. ""п
в)
1
в)
50 100 150 200 250 мм ° .__ „ .,
Рис. 65. Кривые скорости движения траверсы выключателей.
а) - МГГ-299 на 3000 А, привод ПС-30; б) - ВМГ-133, привод РБА;
■ МКП-35 на 6000 А. привод ПС-30; г) - МКП-274 на 800 А, привод ПС-300.
200 400 600 800 1000 мм
При расшифровке виброграмма разбивается на ряд участков, длина
которых в каждом случае зависит от длины виброграммы (хода траверсы или
подвижной системы), но во всех случаях разбивка на участки дрлжна быть
такой, чтобы получить наибольшую точность измерений в характерных
точках, т. е. для моментов замыкания или размыкания контактов выключателя
и при выходе контактов из гасительной камеры. После разбивки на участки
длина каждого из них измеряется точной линейкой или штангенциркулем, а
время движения траверсы на этом участке определяется по числу периодов
колебаний на этом участке (рис. 64, а). Средняя скорость, м/с на данном
участке определяется по формуле
кР =
где /-^ - длина участка, м; Г - время движения на участке, с (частота
колебаний вибрографа 100 периодов в секунду).
Полученные таким образом значения средней скорости относятся к
серединам соответствующих участков (рис. 64, б), и по ним строится кривая
зависимости скорости движения траверсы выключателя от ее пути
-194-
Для всех кривых рекомендуется совмещать с началом координат
положение «включено». На рис. 65 приводятся кривые скорости движения
траверсы различных типов выключателей. Регулировка выключателей
считается удовлетворительной, если полученные скорости не отличаются
от заводских данных более чем на ±10%.
При отклонениях, превышающих 10%, производится регулировка
рыключателя и повторяются измерения скорости движения траверсы
выключателя. Завод-изготовитель выключателя дает значения скоростей в
моменты замыкания и размыкания контактов и в момент выхода контактов
из гасительной камеры, а также максимальной скорости при включении и
отключении выключателя; в некоторых случаях он дает типовую кривую
скорости для данного типа выключателя.
Измерение скорости и времени не обязательно для отдельных
выключателей, для которых заводскими инструкциями предусматривается
Измерение хода подвижных контактов на отдельных участках.
7. Измерение хода подвижной части выключателя, вжима (хода)
контактов при включении, контроль одновременности замыкания и
размыкания контактов.
Полученные значения должны соответствовать величинам, указанным в
табл. 37 или соответствовать заводским данным.
Таблица 38
Снятые скорости
ые характеристики некоторых масляных
выключателей
Тип
выключателя
МКП-110М
МКП-110МП
МГ-110
ВМ-35 и ВМД-35
МГ-35
вмп
Тип
при-
вода
ПЭ-33
ПЭ-31
I ПС-30
ПС
ПС-206
ПЭ-11
Операция
Включение
Отключение
Включение
Отключение
, Включение
Отключение
Включение
Отключение
Включение
Отключение
I Включение
| Отключение
Скорость движения подвижных контактов, м/с
макси-
маль-
ная
~з!з
2,7
3,5
2,7
1,7
5,0
1,7
2,45
2,5
2,7
4,5
| 5,0
в момент
замыкания или
размыкания
контактов
дугогаси-
тельных камер |
13
1,5
1,8
1,5
I 2'°
2,3
1,0
1,96
2,06
3,6
| 3,5
в момент замыкания
или размыкания
промежуточного
контакта с
подвижным или
рабочим контактом
3^3
2,3
3,0
2,3
1,75
4,3
2,4
2,4
8. Проверка действия механизма свободного расцепления.
Механизм свободного расцепления должен позволить проведение
операции отключения на всем ходе контактов, т. е. в любой момент от начала
операции включения.
-195-

Механизм свободного расцепления проверяется в работе при полностью
включенном положении привода и в двух-трех промежуточных положениях.
Допускается не производить проверку срабатывания механизма
свободного расцепления приводов ПП-61 и ПП-67 в промежуточных
положениях из-за возникновения опасности резкого возврата рычага
ручного привода.
9. Проверка регулировочных и установочных характеристик механизмов
приводов выключателей.
Проверка производится в объеме и по нормам заводских инструкций и
паспортов каждого типа привода и выключателя.
10. Проверка срабатывания привода при пониженном напряжении.
Минимальное напряжение срабатывания электромагнитов отключения
приводов масляного выключателя должно быть не менее 0,71/ном при
постоянном токе и 0,651/НОМ при переменном токе; электромагнитов
включения 0,85(УНОМ при переменном токе и 0,81/ном при постоянном токе.
Наименьшее напряжение срабатывания электромагнитов управления
выключателей с пружинными приводами должно определяться при рабочем
натяге (грузе) включающих пружин, согласно указаниям заводских
инструкций.
11. Испытание выключателя многократными включениями и
отключениями.
Включение, отключение и сложные циклы (В-О, О-В, О-В-О) при
многократном опробовании должны производиться при номинальном
напряжении на выводах электромагнитов.
Число операций для каждого режима опробования - (3-5).
Двух-, трехкратное опробование в циклах О-В и О-В-0 производится для
выключателей, предназначенных для работы в цикле АПВ.
12. Испытание трансформаторного масла из баков выключателя.
Для баковых (многообъемных) выключателей на напряжение 110 кВ и
выше испытания проводятся при выполнении ими предельно допустимого
числа коммутаций (отключений и включений) токов короткого замыкания или
нагрузки.
Масло из баковых выключателей на напряжение до 35 кВ и маломасляных
(малообъемных) на все классы напряжения после выполнения ими
предельно допустимого числа коммутаций токов короткого замыкания или
токов нагрузки испытанию не подлежит и должно заменяться свежим.
Баковые выключатели 110 кВ и выше:
а) пробивное напряжение - не менее 60 кВ для выключателей 110 кВ и не
менее 65 кВ для выключателей 220 кВ;
б) содержание механических примесей - отсутствие.
Пробивное напряжение трансформаторного масла баковых^
выключателей.
- на напряжение до 15 кВ - 20 кВ
- на напряжение до 35 кВ - 25 кВ.
- 196-
13. Испытание встроенных трансформаторов тока производится в
соответствии с указаниями, изложенными в вопросе 1.85 данного издания
4.15. Каков объем испытаний и проверок воздушных выключателей при
контроле их состояния?
1. Измерение сопротивления изоляции:
- воздухопроводов, опорных и подвижных частей, выполненных из
органических материалов.
Наименьшее допустимое сопротивление изоляции должно
Соответствовать значениям, указанным в табл. 36.
Производится мегаомметром на напряжение 2500 В.
- многоэлементных изоляторов.
Производится мегаомметром на напряжение 2500 В только при
положительной температуре окружающего воздуха. Сопротивление каждого
элемента многоэлементного изолятора должно быть не менее 300 МОм.
- вторичных цепей, обмоток включающего и отключающего
электромагнитов.
Производится мегаомметром на напряжение 1000 В. Сопротивление
изоляции должно быть не менее 1 МОм.
2. Испытание повышенным напряжением промышленной частоты:
- опорной изоляции рыключателей.
Значение испытательного напряжения принимается в соответствии с
табл. 26.
Продолжительность испытания - 1 мин.
- изоляции вторичных цепей и обмоток ЭМУ.
Испытательное напряжение -1000 В, продолжительность испытания -1 мин.
При проведении испытаний мегаомметром на 2500 В можно не проводить
измерений мегаомметром на 500-1000 В рабочих цепей напряжением выше
50 В, не содержащих устройств с микроэлектронными элементами.
При испытании внешней изоляции электрооборудования повышенным
напряжением промышленной частоты, производимом при факторах внешней
среды, отличающихся от нормальных (температура воздуха 20°С, абсолютная
влажность 11 г/м3, атмосферное давление 101,3 кПа, если в стандартах на
электрооборудование не приняты другие пределы), значение
иЬпытательного напряжения должно определяться с учетом поправочного
коэффициента на условия испытания, регламентируемого
соответствующими государственными стандартами.
3. Измерение сопротивления постоянному току:
- токоведущего контура.
Сопротивление токоведущего контура при капитальных ремонтах
измеряется для каждого элемента в отдельности, при текущих ремонтах
допускается измерять сопротивление токоведущего контура в целом.
Предельные значения сопротивлений контактных систем должны
соответствовать величинам, приведенным в табл. 39.
-197-

Таблица 39
Значения сопротивлений постоянному току элементов
воздушных выключателей
Тип выключателя
ВВУ-35
ВВН-110
ВВШ-110
ВВУ-110
ВВБ-110
ВВБМ-110
ВВБК-110
ВВН-154
ВВШ-150
ВВБ-220
ВВБК-220
ВВД-220
Сопротивление
токоведущего контура
полюса, мкОм, не более
80
140
140
300
80
80
80
200
200
зоб
300
300
Сопротивление одного элемента
омического делителя или
шунтирующего резистора, Ом
4,6-0,25
150+5
150(+4,-2)
5+0,3 (нижний модуль)
100±2 (верхний модуль)
100±2
50+1
47,5 (+1,-0,5)
15000±150
150 (+4,-2)
100+2
47,5 (+1,-0,5)
50±1
Примечания: 1. Предельные значения сопротивлений одного элемента (разрыва)
гасительной камеры и отделителя и одного дугогасительного устройства модуля:
выключателей серии ВВН-20 мкОм, серий ВВУ, ВВБ, ВВБК, ВВД - 80 мкОм.
2. Сопротивления шунтирующих резисторов, устанавливаемых на одном полюсе
выключателя, не должны различаться более, чем допускается заводской инструкцией.
- делителей напряжения и шунтирующих резисторов.
Значения сопротивлений должны соответствовать величинам, приведенным
в табл. 39.
При отсутствии норм значения сопротивлений при измерениях должны
соответствовать данным первоначальных измерений с отклонением не более 5%.
- измерение сопротивления обмоток электромагнитов и цепей управления.
Измеренные значения должны составлять:
электромагниты типа ВВ-400-15 с форсировкой:
- первая обмотка - (10+1,5) Ом;
- вторая обмотка - (45±2) Ом;
- обе обмотки - (55+3,5) Ом;
электромагниты завода «Электроаппарат» - (0,39+0,03) Ом.
4. Проверка срабатывания привода выключателя при пониженном
напряжении.
Проверка производится при наибольшем рабочем давлении в
резервуарах выключателя.
Напряжение на электромагниты должно подаваться толчком. ЭМУ должны!
срабатывать при напряжении не более 0,7(Уном при питании от1
аккумуляторных батарей и не более 0,65(УНОМ при питании от сети
переменного тока через выпрямительные устройства.
-198-
5. Проверка характеристик выключателей.
Виды операций и сложных циклов, значения давлений и напряжений
оперативного тока, при которых должна производиться проверка
выключателей, приведены в табл. 40.
Таблица 40
Условия и число операций при испытаниях воздушных
выключателей
Операция
или цикл
1. Включение
2. Отключение
3. В-0
4. Включение
5, Отключение
6. В-0
7. Включение
8. Отключение .
9. О-В
10 Включение
11. Отключение
12. В-0
13. О-В-0
14. О-В-0
Давление
при опробовании
Наименьшее срабатывания
тоже
«
Наименьшее рабочее
Тоже
«
Номинальное
Тоже
«
Наибольшее рабочее
Тоже
«
«
Наименьшее для АПВ
Напряжение
на выводах
электромагнитов
Номинальное
Тоже
«
«
«
«
«
«
«
0,7 номинального
Тоже
Номинальное
Тоже
« <
Число
операций
и циклов
3
3
2
3
3
2
3
3
2
2
2
2
2
Примечание: При выполнении операций в сложных циклах (п.п. 4, 6, 9, 12-14)
должны быть сняты зачетные осциллограммы.
При проверке работы воздушных выключателей должны определяться
характеристики, предписанные заводскими инструкциями и паспортами на
выключатели.
Для проверки характеристик производится опробование работы
выключателей при номинальном, минимальном и максимальном давлениях
воздуха в различных простых и сложных циклах с осциллографированием и
снятием виброграмм у выключателей с ножевыми отделителями. Вначале
производится проверка работы привода в циклах «отключение» (О) и
«включение» (В) при минимальном рабочем давлении с постепенным
повышением его до максимального. Одновременно по манометру,
установленному в агрегатном шкафу, измеряется сброс давления, т. е.
снижение давления воздуха за период операции (разность показаний
манометра до начала цикла и через 30 с после завершения операции).
Результаты измерения сравниваются с допустимыми (данные завода или
таблиц). Величина сброса давления регулируется с помощью заглушающих
винтов на клапане отсечки или иглы отсечки. После опробования привода и
регулировки сброса в простых циклах производится опробование и
КЭгулировка сброса давления в сложных циклах в соответствии с табл. 40.
аиболее частой причиной ненормальностей, выявляемых при опробовании
и регулировках, являются утечки воздуха через клапаны уплотнения
-199-

(проверяется мыльным раствором, зимой можно трансформаторным маслом
с последующей тщательной протиркой), заклинивание клапанов. Причиной
утечек могут быть некачественные резиновые уплотнения в тарелках клапанов,
деформация или неравномерность затяжки и др. Причиной заклинивания
клапанов могут быть загрязнения, перекосы, допущенные при монтаже.
* При опробованиях обращается особое внимание на работу сигнально-бло-
кировочных контактов - СБК (общее состояние, регулировка, надежность
замыкания и размыкания), правильность подключенных цепей по полярности
с контактом быстродействующих электромагнитов, имеющих магнитное дутье
(при нарушениях работы их возможны неполнофазные операции включения
и отключения, перегрев и повреждения обмоток электромагнитов). В случаях
отказа выключателя при операциях следует немедленно отключать цепь
оперативного тока во избежание повреждения электромагнитов, не
рассчитанных на длительное прохождение тока через них.
После регулировки сброса давления
производится измерение времени и других
характеристик. На воздушных выключателях с
ножевыми отделителями скорость движения
контактов измеряется с помощью вибрографа
и специального сектора, поставляемого
заводом-Изготовителем вместе с
выключателем (рис. 66). Время работы
контактов в этом случае определяется с
помощью миллисекундомера. Время работы
контактов и другие параметры всех других
типов воздушных выключателей
определяются с помощью осциллограмм.
Проверка характеристик выключателей
110 кВ и выше производится для каждой фазы
в отдельности. Отклонение характеристик от
заводских или нормативных может иметь
место из-за низкого качества монтажа
(перекос деталей, наличие грязи,
некачественная смазка и т. д.).
Все контакты схемы осциллографи-
рования выполняются надежно с помощью
болтовых соединений для исключения
обрывов цепей при работе выключателя и
искажений осциллограмм.
Рис. 66. Пример установки
вибрографа и сектора.
7 - виброграф; 2 - скоба для
крепления вибрографа; 3 - нож
разъединителя; 4 - сектор, на
котором укрепляется полоска
бумаги для записи виброграммы
У выключателей с воздухонаполненными отделителями (ВВН) рабочие и
дугогасительные контакты располагаются последовательно. Поэтому на
одной осциллограмме можно фиксировать работу контактов
дугогасительных камер и контактов отделителей.
Осциллограммы снимаются для каждой фазы отдельно. При этом на
трубопроводах, идущих к неработающим фазам, устанавливаются заглушки.
-200-
Началом отсчета времени на всех осциллограммах служит момент подачи
командного импульса на включающий или отключающий электромагнит. Ток
Рис. 67. Схема соединений для осциллографирования работы контактов
воздушного выключателя
К^К6 - контакты гасительных камер; О^Об - контакты отделителей;
Б - батарея 4,5 В; В - вибратор осциллографа; ДС - добавочное сопротивление;
Ш - шунт; ЭО - электромагнит отключения; ЭВ - электромагнит включения
На рис. 68 и 69 приведены примеры осциллограмм работы контактов
воздушного выключателя при операциях «отключение» и «включение».
По осциллограмме «отключение» (рис. 68) определяются:
- собственное время отключения - время от момента подачи напряжения
(точка а) до момента размыкания первого контакта камеры (точка б);
- разновременность размыкания контактов камер - время между
моментами размыкания контактов первой и последней камер (между
точками б и в);
- опережение размыкания контактов камер - время от момента
размыкания последнего контакта камеры (точка в) до момента размыкания
первого контакта отделителя (точка г). Время опережения размыкания
контактов камер (запаздывания размыкания контактов отделителей)
регулируется диаметром отверстия диафрагмы в импульсном трубопроводе.
-201 -

Небольшое увеличение диаметра отверстия (или даже закругление острых
граней) приводит к значительному уменьшению времени опережения;
- разновременность размыкания контактов отделителей - время между
моментами размыкания первого и последнего контактов отделителя (между
точками гид). Время размыкания контакта отделителя зависит от числа
открытых отверстий в корпусе подвижного контакта отделителя. Установка
дополнительных заглушек (уменьшение числа отверстий) уменьшает время
работы контакта отделителя. Однако при этом снижаются давление
залипания и давление отлипания этого контакта;
1-я камера
2-я камера \
3-я камера |
4-я камера |
5-я камера \
6-я камера
7-я камера
8-я камера
1-Й отделитель
2-й отделитель
3-й отделитель •
4-й отделитель
5-й отделитель \
6-й отделитель \
I
Ток электро-
магнита
Отметчик I
времени^ \
(50 Гц)
А
4 Ц-
^оплллл]"
-/-тлгишг
.ЛЛЛЛГ,
-Гипл-шц"
^п_п_п^^
-Ы-
X
М.
\ 1
I I
-и
I I
б в г д
-к
А А
А1 А
I
А
А А
А
I
А А А А
Рис. 68. Осциллограмма работы контактов воздушного выключателя при операции
отключение
1-й | отделитель
2-й ■ отделитель
3-й I отделитель
4-й, отделитель
5-й' отделитель
6-й | отделитель
Ток электро-
магнита
Отметчик
времени л
(50 Гц)
у\-
л л л л л л
и
А А А А
о
«.
О I
1Д-
1_л
_л_
"Н-
"И-
А А А
Рис. 68. Осциллограмма работы контактов воздушного выключателя при операции
"включение".
-202-
- бесконтактная пауза камер при отключении - время от момента
размыкания последнего контакта камеры до первого вибрационного
смыкания (между точками в и е);
- разновременность смыкания контактов камер - время между точками е
и ж (момент прекращения вибрации камер);
- длительность отключающего импульса - время от момента подачи
оперативного тока до момента срабатывания СБК (между точками а и и).
Момент срабатывания контактов СБК регулируется диаметром
дроссельной диафрагмы перед приводом СБК. Увеличение отверстия
уменьшает время работы привода. При этом обращается внимание на четкое
отключение электромагнита. Нечеткое (растянутое) затухание тока говорит
об использовании одной пары контактов СБК вместо рекомендуемых двух.
По осциллограмме «включение» (рис. 69) определяются:
- время включения - время от момента подачи командного импульса на
включение (точка а) до момента первого вибрационного замыкания
контактов отделителя (точка б);
- разновременность замыкания контактов отделителя - время от момента
появления до момента прекращения вибрации контактов отделителя (между
точками б и в);
- длительность включающего импульса - время от момента подачи
оперативного тока до момента срабатывания СБК (время между точками а и и).
Момент срабатывания СБК регулируется изменением диаметра отверстия
дроссельной диафрагмы в начале воздухопровода, идущего к приводу СБК.
Причинами отклонения результатов измерений по осциллограммам
«отключение» и «включение» от нормативных требований могут быть:
некачественная смазка, отсутствие подогрева в шкафу управления (в
холодное время года), заедание клапанов, загрязнение механизмов,
дефекты пружин.
После окончания регулировки и снятия осциллограмм в циклах
«отключение» и «включение» снимаются осциллограммы для проверки
работы контактов выключателя в циклах «включение на короткое замыкание»
(В-О), «АПВ успешное» (О-В) и «АПВ неуспешное» (О-В-О). На всех
осциллограммах сложных циклов контролируется четкость работы СБК. По
осциллограмме АПВ определяется длительность бесконтактной паузы
(время от размыкания последнего контакта гасительных камер до первого
вибрационного замыкания контактов отделителя). После проверки работы
и снятия осциллограмм каждой фазы осциллографируется операция
«включение» всех трех фаз и при этом проверяется их разновременность
включения.
После снятия осциллограмм проверяется минимальное давление работы
(давления залипания) отделителя. Для этого производится операция
«отключение» при постепенном понижении начального давления [через
0,5 кгс/см2 (0,049 МПа)]. При этом во избежание выхода из строя катушек
электромагнитов напряжение с них сразу после окончания операции
снимается.
-203-

Милли-
секундомер
110-220В
110-220В
Рис. 70. Схема измерения времени включения/отключения воздушного
выключателя.
220В
110-220ЕГ^
Рис. 71. Схема измерения
неодновременности размыкания
контактов воздушного выключателя.
Милли-
\ ^[секундомер
220В 110-220В$ЭВ
Рис. 72. Схема измерения
неодновременности размыкания
контактов воздушного выключателя.
НЭО
,.„ ,_ ЭВ
220В 110-220В^
Рис. 73. Схема измерения времени
бесконтактной паузы гасительной
камеры.
220В *"•*упм—н1 Ю-220В ' 3 ЭВ
Рис. 74. Схема измерения времени за-
паздывания ножа отделителя при
отключении.
-204-
После окончания осциллографирования каждой фазы проверяется
давление самовключения и давление, при котором контакты отделителя
начинают двигаться на смыкание. Для этого на отверстия антикомпрессионных
клапанов вывешивают сигнальные флажки из материи. Выключатель
отключается. Открываются спускные пробки баков. Давление, при котором
контакты отделителя начинают двигаться на смыкание, фиксируется по
манометру в агрегатнрм шкафу в момент, когда сигнальный флажок начинает
колебаться потоком воздуха, рыходящего из антикомпрессионного клапана.
Давление самовключения фиксируется по замыканию контактов отделителя
(на осциллографе, контрольной лампой или омметром).
Измерение неодновременности размыкания контактов гасительных
камер производят при помощи электрического миллисекундомера по
схемам на рис. 71 и 72. Если стрелка прибора при испытании по схеме на
рис. 71 остается на нуле, это означает, что контакты размыкаются
одновременно или контакт первого разрыва размыкается позднее контакта
второго разрыва. В этом случае необходимо испытания провести по схеме,
приведенной на рис. 72. Блокирующая кнопка БК (рис. 71 и 72)
устанавливается под .ножом привода отделителя так, чтобы при включенном
ноже отделителя она находилась в замкнутом состоянии, а при отключенном
ноже отделителя - в разомкнутом.
У выключателей с числом дугогасящих разрывов больше двух
неодновременность размыкания контактов гасительных камер сначала
определяется для первогб и второго разрывов, аналогично описанному,
затем для контактов второго и третьего разрывов и т. д. При этом все
разрывы, кроме испытуемой пары, должны быть надежно закорочены.
Измерение бесконтактной паузы гасительной камеры - времени, в
течение которого контакты гасительной камеры находятся в разомкнутом
положении, производится по схеме рис. 73. Измерение производится
отдельно для каждого разрыва. Измерение времени запаздывания ножа
отделителя - времени от момента размыкания контактов гасительной
камеры до момента выхода ножа отделителя из неподвижного контакта -
производится по схеме рис. 74.
Шунтирующие сопротивления на время проведения испытаний должны
быть отключены.
Проверка срабатывания привода выключателя при пониженном
напряжении оперативного тока производится при максимальном давлении
воздуха в баке; напряжение срабатывания электромагнитов управления
должно быть не более 65% номинального.
Завершающей операцией наладки является наладка действия
вентиляционной системы выключателя с проверкой расхода воздуха на
вентиляцию и утечки и проверка действия всех трех фаз от руки и защит.
6. Испытание выключателя многократными включениями и
отключениями.
Количество операций и сложных циклов, выполняемых при разных
давлениях, устанавливается согласно табл. 40. Опробования в цикле
В-0 обязательны для всех выключателей; в циклах О-В и О-В-0 - только для
выключателей, предназначенных для работы в режиме АПВ.
-205-

7. Испытание конденсаторов делителей напряжения.
У конденсаторов делителей напряжения проводятся следующие
проверки и измерения:
- проверка состояния конденсатора;
Производится внешним осмотром. Не должно быть течи пропитывающей
жидкости, повреждения изоляторов, габаритные размеры должны
соответствовать указанным в инструкции завода-изготовителя.
С эксплуатации снимаются конденсаторы, имеющие неустранимую
капиллярную течь, повреждение изоляторов, увеличение габаритных
размеров сверх указанных в заводской инструкции.
- измерение сопротивления изоляции;
Сопротивление изоляции между выводами и корпусом должно соответст-
вовать данным заводской инструкции, а отношение П60/Я^ не нормируется.
Производится мегаомметром на напряжение 2500 В.
- измерение емкости отдельного элемента;
Производится при температуре (15-35)°С.
При контроле конденсаторов под рабочим напряжением оценка их
состояния производится сравнением измеренных значений емкостного тока
или напряжения конденсатора с исходными данными или значениями,
полученными для конденсаторов других фаз (присоединений).
Измеренная емкость должна отличаться от паспортных данных не более, чем
на ±5% - конденсаторов связи, отбора мощности и делительных.
При удовлетворительных результатах тепловизионного контроля
измерение емкости не обязательно.
- измерение тангенса угла диэлектрических потерь.
Измеренное значение *д5 не должно превышать значения 0,8% (при
температуре 20°С).
Измерение производится по нормальной схеме у каждого элемента в
отдельности.
4.16. Каким требованиям должны отвечать сжатый воздух и
воздухоприготовительные установки воздушных выключателей?
Устройства автоматического управления, защиты и сигнализации
воздухоприготовительной установки, а также предохранительные клапаны
должны систематически проверяться и регулироваться согласно
требованиям инструкций завода-изготовителя.
Время между остановом и последующим запуском рабочих компрессоров
(нерабочая пауза) должно быть не менее 60 мин для компрессоров с рабочим
давлением 4,0-4,5 МПа (40-45 кгс/см2) и не менее 90 мин для компрессоров
с рабочим давлением 23 МПа (230 кгс/см2).
Восполнение расхода воздуха рабочими компрессорами должно
обеспечиваться не более, чем за 30 мин для компрессоров с рабочим
давлением (4,0-4,5) МПа (40-45) кгс/см2 и 90 мин для компрессоров с
рабочим давлением 23 МПа (230 кгс/см2).
Осушка сжатого воздуха для коммутационных аппаратов должна
осуществляться термодинамическим способом.
Требуемая степень осушки сжатого воздуха обеспечивается при кратности
перепада между номинальным компрессорным и номинальным рабочим
-206-
давлениями коммутационных аппаратов, не менее двух - для аппаратов
номинальным рабочим давлением 2 МПа (20 кгс/см2) и не менее четырех - для
аппаратов номинальным рабочим давлением (2,6-4,0) МПа (26-40 кгс/см2).
В целях уменьшения влагосодержания рекомендуется дополнительно
применять адсорбционные .методы осушки сжатого воздуха.
Влагу из воздухосборников с компрессорным давлением (4,0-4,5) МПа
(40-45) кгс/см2 необходимо удалять не реже 1 раза в 3 сут., а на объектах без
лостоянного дежурного персонала - по утвержденному графику,
составленному на основании опыта эксплуатации.
Днища воздухосборников и спускной вентиль должны быть утеплены и
оборудованы устройством электроподогрева, включаемым при удалении
влаги на время, необходимое для таяния льда при отрицательных
температурах наружного воздуха.
Удаление влаги из конденсатосборников групп баллонов давлением
23 МПа (230 кгс/см2) должно осуществляться автоматически при каждом
запуске компрессора. Во избежание замерзания влаги нижние части баллонов
и конденсатосборники должны быть размещены в теплоизоляционной камере
с электроподогревателем, за исключением баллонов, установленных после
блоков очистки сжатого воздуха (далее - БОВ). Продувка влагоотделителя БОВ
должна производиться не реже 3 раз в сутки.
Проверка степени осушки - точки росы воздуха на выходе из БОВ -
должна производиться 1 раз в сутки. Точка росы должна быть не выше минус
50°С при положительной температуре окружающего воздуха и не выше минус
40°С - при отрицательной.
Внутренний осмотр и гидравлические испытания воздухосборников и
баллонов компрессорного давления должны проводиться в соответствии с
установленными требованиями. Внутренний осмотр резервуаров воздушных
| выключателей и других аппаратов должен производиться при капитальных
ремонтах.
* Гидравлические испытания резервуаров воздушных выключателей
должны производиться в тех случаях, когда при осмотре обнаруживаются
г дефекты, вызывающие сомнение в прочности резервуаров.
|' Внутренние поверхности резервуаров должны иметь антикоррозийное
^покрытие.
Сжатый воздух, используемый в воздушных выключателях и приводах
^других коммутационных аппаратов, должен быть очищен от механических
^примесей с помощью фильтров, установленных в распределительных
ашкафах каждого воздушного выключателя или на питающем привод каждого
аппарата воздухопроводе.
3 После окончания монтажа воздухоприготовительной сети перед
'первичным наполнением резервуаров воздушных выключателей и приводов
^других аппаратов должны быть продуты все воздуховоды.
Для предупреждения загрязнения сжатого воздуха в процессе
^эксплуатации должны производиться продувки:
- магистральных воздухопроводов при положительной температуре
'окружающего воздуха - не реже 1 раза в 2 месяца;
-207-

- воздухопроводов (отпаек от сети) до распределительного шкафа и от
шкафа до резервуаров каждого полюса выключателей и приводов других
аппаратов с их отсоединением от аппарата - после каждого капитального
ремонта аппарата;
- резервуаров воздушных выключателей - после каждого капитального и
текущего ремонта, а также при нарушении режимов работы компрессорных
станций.
У воздушных выключателей должна периодически проверяться работа
вентиляции внутренних полостей изоляторов (для выключателей, имеющих
указатели).
Периодичность проверок должна быть установлена на основании
рекомендаций заводов-изготовителей. (ПТЭЭП п.п. 2.2.23, 2.2.25-2.2.31.)
4.17. Каков объем контроля характеристик элегазовых выключателей?
В процессе эксплуатации элегазовые выключатели подвергаются
следующим видам проверок и измерений:
1. Измерение сопротивления изоляции вторичных цепей и обмоток
электромагнитов.
Измерения производятся со всеми присоединенными аппаратами
(катушки, контакторы, пускатели, выключатели, реле, приборы и т. д.)
мегаомметром напряжением 1000-2500 В. Сопротивление изоляции должно
быть не менее 1 МОм.
2. Испытание изоляции:
- испытание изоляции повышенным напряжением промышленной частоты.
Значение испытательного напряжения принимается по табл. 26.
Испытание производится на полностью собранных аппаратах
напряжением 35 кВ и ниже.
- испытание изоляции вторичных цепей и обмоток ЭМУ.
Испытательное напряжение -1000 В, продолжительность испытания -1 мин.
При проведении испытаний мегаомметром на 2500 В можно не проводить
измерений мегаомметром на 500-1000 В.
При испытании внешней изоляции электрооборудования повышенным
напряжением промышленной частоты, производимом при факторах внешней
среды, отличающихся от нормальных (температура воздуха 20°С, абсолютная
влажность 11 г/м3, атмосферное давление 101,3 кПа, если в стандартах на
электрооборудование не приняты другие пределы), значение
ирпытательного напряжения должно определяться с учетом поправочного
коэффициента на условия испытания, регламентируемого
соответствующими государственными стандартами.
3. Измерение сопротивления постоянному току:
- измерение сопротивления главной цепи;
Сопротивление должно измеряться как в целом всего токоведущего
контура, так и отдельно каждого разрыва дугогасительного устройства (если
это позволяет конструкция аппарата). При текущем ремонте измеряется
сопротивление токоведущего контура выключателя в целом.
- измерение сопротивления обмоток ЭМУ и добавочных резисторов в их
цепи.
Измеренные значения сопротивлений должны соответствовать
заводским нормам.
-208-
4. Проверка минимального напряжения срабатывания выключателей.
Проверка проводится при номинальном давлении элегаза в полостях
выключателя и наибольшем рабочем давлении в резервуарах привода.
Выключатели должны срабатывать при напряжении:
- не более 0,71/ном при питании привода от источника постоянного тока;
- не более 0,65С/НМОМ при питании привода от сети переменного тока.
Напряжение на электромагниты должно подаваться толчком.
5. Испытание конденсаторов делителей напряжения.
У конденсаторов делителей напряжения проводятся следующие
проверки и измерения:
- проверка состояния конденсатора;
Производится внешним осмотром. Не должно быть течи пропитывающей
жидкости, повреждения изоляторов, габаритные размеры должны
соответствовать указанным в инструкции завода-изготовителя.
С эксплуатации снимаются конденсаторы, имеющие неустранимую
капиллярную течь, повреждение изоляторов, увеличение габаритных
размеров сверх указанных в заводской инструкции.
- измерение сопротивления изоляции;
Сопротивление изоляции между выводами и корпусом должно соответст-
вовать данным заводской инструкции, а отношение #60/Я15 не нормируется.
Производится мегаоометром на напряжение 2500 В.
- измерение емкости отдельного элемента;
Производится при температуре (15-35)°С.
При контроле конденсаторов под рабочим напряжением оценка их
состояния производится сравнением измеренных значений емкостного тока
или напряжения конденсатора с исходными данными или значениями,
полученными для конденсаторов других фаз (присоединений).
Измеренная емкость должна отличаться от паспортных данных не более, чем
- на ±5% - конденсаторов связи, отбора мощности и делительных.
При удовлетворительных результатах тепловизионного контроля
измерение емкости не обязательно.
- измерение тангенса угла диэлектрических потерь.
Измеренное значение Тд5 не должно превышать значения 0,8% (при
температуре 20°С).
Измерение производится по нормальной схеме у каждого элемента в
отдельности.
Значения измеренной емкости должны соответствовать норме завода-
изготовителя.
6. Проверка характеристик выключателей.
При проверке работы элегазовых выключателей должны определяться
характеристики, предписанные заводскими инструкциями. Результаты
проверок должны соответствовать паспортным данным. Виды операций и
сложных циклов, значения давлений в резервуаре привода и напряжений
оперативного тока, при которых должна производиться проверка, приведены
в табл. 40.
Значения собственных времен отключения и включения должны
обеспечиваться при номинальном давлении элегаза в дугогасительных
14-3890
-209-

камерах выключателя, избыточном начальном давлении сжатого воздуха в
резервуарах привода, равном номинальному, и номинальном напряжении
на выводах ЭМУ.
7. Контроль наличия утечек элегаза.
Контроль производится с помощью течеискателя. Щупом течеискателя
обследуются места уплотнений стыковых соединений и сварных швов
выключателя. Контроль производится при номинальном давлении элегаза.
Результат контроля считается удовлетворительным, если выходной
прибор течеискателя не показывает утечки.
8. Проверка содержания влаги в элегазе.
Содержание влаги определяется на основании измерения точки росы.
Температура точки росы должна быть не выше минус 50°С.
Измерения производятся перед заполнением и пробы элегаза после
заполнения. Влажность элегаза в КРУЭ, элегазовых выключателей должна
контролироваться первый раз не позднее, чем через неделю после
заполнения оборудования элегазом, а затем 2 раза в год (зимой и летом).
Контроль концентрации элегаза в помещениях КРУЭ и ЗРУ должен
производиться с помощью специальных течеискателей на высоте 10-15 см
от уровня пола.
Концентрация элегаза в помещении должна быть в пределах норм,
указанных в инструкциях заводов-изготовителей аппаратов.
Контроль должен производиться по графику, утвержденному техническим
руководителем Потребителя.
Утечка элегаза не должна превышать 3% от общей массы в год.
Необходимо принять меры по наполнению резервуаров элегазом при
отклонении его давления от номинального.
Проводить операции с выключателями при пониженном давлении элегаза
не допускается.
9. Испытания встроенных трансформаторов тока производятся в
соответствии с указаниями, изложенными в вопросе 1.85 данного издания.
(ПТЭЭП п.п. 2.2.32-2.2.34.)
4.18. Какие характеристики вакуумных выключателей контролируются в
эксплуатации?
В эксплуатации контролируется:
1. Измерение сопротивления изоляции вторичных цепей и ЭМУ.
Измерение производится со всеми присоединенными аппаратами
(катушки, контакторы, пускатели, выключатели, реле, приборы и т. д.)
мегаомметром напряжением 1000-2500 В. Сопротивление изоляции должно
быть не менее 1 МОм.
2. Испытание изоляции повышенным напряжением:
- испытание изоляции выключателя;
Значение испытательного напряжения принимается согласно табл. 26.
- испытание изоляции вторичных цепей и обмоток ЭМУ.
Испытательное напряжение - 1000 В, продолжительность испытания - 1 мин.
При проведении испытаний мегаомметром на 2500 В можно не проводить
измерений мегаомметром на 500-1000 В.
-210-
При испытании внешней изоляции электрооборудования повышенным
напряжением промышленной частоты, производимом при факторах внешней
среды, отличающихся от нормальных (температура воздуха 20°С, абсолютная
влажность 11 г/м3, атмосферное давление 101,3 кПа, если в стандартах на
электрооборудование не приняты другие пределы), значение
испытательного напряжения должно определяться с учетом поправочного
коэффициента на условия испытания, регламентируемого
соответствующими государственными стандартами.
3. Проверка минимального напряжения срабатывания ЭМУ.
ЭМУ должны срабатывать при напряжениях:
- электромагниты включения - 0,85 С/ном;
- электромагниты отключения - 0,7 (7ном.
4. Испытания выключателей многократными опробованиями.
Испытания проводятся при номинальном напряжении на выводах
электромагнитов.
Число операций сложных циклов должно составлять:
- (3-5) операций включения и отключения;
- (2-3) цикла В-0 без выдержки времени между операциями.
5. Проверка характеристик выключателя.
Производится в соответствии с указаниями заводов-изготовителей.
Вакуумные дугогасительные камеры (далее - КДВ) должны испытываться
в объемах и в сроки, установленные инструкциями заводов-изготовителей
выключателей.
При испытаниях КДВ повышенным напряжением с амплитудным
значением свыше 20 кВ необходимо использовать экран для защиты от
возникающих рентгеновских излучений. (ПТЭЭП п. 2.2.35.)
4.19. Назовите, в каком объеме контролируются характеристики
выключателей нагрузки?
1. Измерение сопротивления изоляции вторичных цепей и обмоток ЭМУ.
Измерение производится со всеми присоединенными аппаратами (катушки,
контакторы, пускатели, выключатели, реле, приборы и т. д.) мегаомметром
напряжением 1000-2500 В. Сопротивление изоляции должно быть не менее
1 МОм.
2. Испытание повышенным напряжением промышленной частоты:
- изоляции выключателей;
Испытательное напряжение должно соответствовать данным табл. 26.
Продолжительность испытания - 1 мин.
- изоляции вторичных цепей и обмоток ЭМУ.
Испытательное напряжение -1000 В, продолжительность испытания -1 мин.
При проведении испытаний мегаомметром на 2500 В можно не проводить
измерений мегаомметром на 500-1000 В.
При испытании внешней изоляции электрооборудования повышенным
напряжением промышленной частоты, производимом при факторах внешней
среды, отличающихся от нормальных (температура воздуха 20°С, абсолютная
влажность 11 г/м3, атмосферное давление 101,3 кПа, если в стандартах на
-211 -

электрооборудование не приняты другие пределы), значение
испытательного напряжения должно определяться с учетом поправочного
коэффициента на условия испытания, регламентируемого
соответствующими государственными стандартами.
3. Измерение сопротивления постоянному току.
Производится у контактной системы фазы и каждой пары рабочих
контактов выключателя.
Сопротивление не должно быть выше первоначального или исходного
более, чем в 1,5 раза.
- токоведущего контура;
Результаты измерения сопротивления токоведущего контура полюса
должны соответствовать заводским данным, а при их отсутствии - данным
первоначальных измерений, отличающимся не более, чем на 10%.
- обмоток ЭМУ.
Результаты должны соответствовать заводским данным, а при их
отсутствии - данным первоначальных измерений.
4. Определение степени износа дугогасящих вкладышей.
Толщина стенки вкладышей должна быть в пределах (0,5-1,0) мм.
Проверка гасительных камер выключателей нагрузки, установление
степени износа газогенерирующих дугогасящих вкладышей и обгорания
неподвижных дугогасящих контактов производится периодически, в сроки,
установленные ответственным за электрохозяйство, в зависимости от
частоты оперирования выключателями нагрузки.
5. Определение степени обгорания контактов.
Определяется расстоянием между подвижным и неподвижным главными
контактами в момент их замыкания.
Обгорание подвижного и неподвижного дугогасительных контактов в
сумме должно быть не более 4 мм.
6. Проверка действия механизма свободного расцепления.
Механизм свободного расцепления должен быть проверен в работе при
включенном положении привода, в двух-трех промежуточных его положениях
и на границе зоны действия свободного расцепления.
7. Проверка срабатывания привода при пониженном напряжении.
Минимальное напряжение срабатывания электромагнитов отключения
выключателя должно быть не менее 0,71/ном при постоянном токе и 0,65(Уном
при переменном токе; электромагнитов включения 0,85(7ном при переменном
токе и 0,8(/ном при постоянном токе.
8. Испытание выключателя многократными включениями и
отключениями.
Включение, отключение и сложные циклы (В-О, О-В, О-В-О) при
многократном опробовании должны производиться при номинальном
напряжении на выводах электромагнитов.
Число операций для каждого режима опробования - (3-5).
Двух-, трехкратное опробование в циклах О-В и О-В-0 производится для
выключателей, предназначенных для работы в цикле АПВ. (ПТЭЭП п. 2.2.36.)
-212-
5. КОНДЕНСАТОРНЫЕ УСТАНОВКИ
Настоящий раздел распространяется на конденсаторные установки
напряжением от 0,22 до 10 кВ и частотой 50 Гц, предназначенные для
компенсации реактивной мощности, а также регулирования напряжения и
присоединяемой параллельно индуктивным элементам электрической сети.
5.1. Каким должен быть режим работы конденсаторных установок?
Управление конденсаторной установкой, регулирование режима работы
батарей конденсаторов должно быть, как правило, автоматическим.
Управление конденсаторной установкой, имеющей общий с
индивидуальным приемником электрической энергии коммутационный
аппарат, может осуществляться вручную, одновременно с включением или
отключением приемника электрической энергии.
Разработка режимов работы конденсаторной установки должна
выполняться исходя из договорных величин экономических значений
реактивной энергии и мощности. Режимы работы конденсаторной установки
должны быть утверждены техническим руководителем Потребителя.
(ПТЭЭП п.п. 2.9.2-2.9.4.)
5.2. При каких режимах работы по напряжению и току конденсаторная
установка должна отключаться от сети?
При напряжении, равном 110% от номинального значения, вызванном
повышением напряжения в электрической сети, продолжительность работы
конденсаторной установки в течение суток должна быть не более 12 ч. При
повышении напряжения свыше 110% от номинального значения
конденсаторная установка должна быть немедленно отключена.
Если напряжение на любом единичном конденсаторе (конденсаторах
последовательного ряда) превышает 110% его номинального значения,
работа конденсаторной установки не допускается.
Если токи в фазах различаются более, чем на 10%, работа
конденсаторной установки не допускается. (ПТЭЭП п.п. 2.9.5-2.9.6.)
5.3. Какой температурный режим обеспечивает надежную работу
конденсаторной установки?
В месте установки конденсаторов должен быть предусмотрен прибор для
измерения температуры окружающего воздуха. При этом должна быть
обеспечена возможность наблюдения за его показаниями без отключения
конденсаторной установки и снятия ограждений.
Если температура конденсаторов ниже предельно допустимой низшей
температуры, обозначенной на их паспортных табличках или в документации
завода-изготовителя, то включение в работу конденсаторной установки не
допускается.
Включение конденсаторной установки разрешается лишь после
повышения температуры окружающего воздуха до указанного в паспорте
значения температуры.
Температура окружающего воздуха в месте установки конденсаторов
должна быть не выше максимального значения, указанного на их паспортных
табличках или в документации завода-изготовителя. При превышении этой
температуры должна быть усилена вентиляция. Если в течение 1 ч
-213-

температура не снизилась, конденсаторная установка должна быть
отключена. (ПТЭЭП п.п 2.9.7-2.9.9.)
5.4. Как должно производиться повторное включение конденсаторной
батареи, отключенной действием защитных устройств?
Включение конденсаторной установки, отключенной действием
защитных устройств, разрешается только после выяснения и устранения
причины отключения.
Включение конденсаторной установки после ее отключения допускается
не ранее, чем через 1 мин, при наличии разрядного устройства,
присоединяемого непосредственно (без коммутационных аппаратов и
предохранителей) к конденсаторной батарее. Если в качестве разрядного
устройства используются только встроенные в конденсаторы резисторы, то
повторное включение конденсаторной установки допускается не ранее, чем
через 1 мин для конденсаторов напряжением 660 В и ниже и через 5 мин
для конденсаторов напряжением выше 660 В. (ПТЭЭП п.п. 2.9.11-2.9.12.)
5.5. Как оборудуется помещение конденсаторной установки?
На дверях снаружи и внутри камер, дверях шкафов конденсаторных
батарей должны быть выполнены надписи, указывающие их диспетчерское
наименование. На внешней стороне дверей камер, а также шкафов
конденсаторных батарей, установленных в производственных помещениях,
должны быть укреплены или нанесены несмываемой краской знаки
безопасности. Двери должны быть постоянно заперты на замок.
Конденсаторы батареи должны иметь порядковые номера, нанесенные
на поверхность корпуса.
Конденсаторная установка должна быть обеспечена:
- резервным запасом предохранителей на соответствующие
номинальные токи плавких вставок;
- специальной штангой для контрольного разряда конденсаторов,
хранящейся в помещении конденсаторной батареи;
- противопожарными средствами (огнетушители, ящик с песком и
совком). (ПТЭЭП п.п. 2.9.10, 2.9.13)
5.6. Как безопасно производится замена предохранителей
конденсаторной установки и ее разряд?
При замене предохранителей конденсаторная установка должна быть
отключена от сети и должен быть обеспечен разрыв (отключением
коммутационного аппарата) электрической цепи между предохранителями
и конденсаторной-батареей. Если условий для такого разрыва нет, то замена
предохранителей производится после контрольного разряда всех
конденсаторов батареи специальной штангой.
Контрольный разряд конденсаторов разрешается производить не ранее,
чем через 3 минуты после отключения установки, если нет других указаний
заводов-изготовителей. (ПТЭЭП п. 2.9.14.)
5.7. Что необходимо делать с конденсаторами, имеющими
трихлордифениловую пропитку, в случае выхода их из строя?
При техническом обслуживании конденсаторов, в которых в качестве
пропитывающего диэлектрика используется трихлордифенил, следует
принимать меры для предотвращения его попадания в окружающую среду.
Вышедшие из строя конденсаторы с пропиткой трихлордифенилом при
-214-
отсутствии условий их утилизации подлежат уничтожению в специально
отведенных местах. (ПТЭЭП п. 2.9.15.)
5.8. В каком объеме и как производятся проверки и испытания
конденсаторов в эксплуатации?
1. Проверка состояния конденсатора.
Производится внешним осмотром. Не должно быть течи пропитывающей
жидкости, повреждения изоляторов, габаритные размеры должны
соответствовать указанным в инструкции завода-изготовителя.
С эксплуатации снимаются конденсаторы, имеющие неустранимую
капиллярную течь, повреждение изоляторов, увеличение габаритных
размеров сверх указанных в заводской инструкции.
2. Измерение сопротивления изоляции.
Сопротивление изоляции между выводами и корпусом должно
соответствовать данным заводской инструкции.
Производится мегаомметром на напряжение 2500 В. Отношение Я60/#15
не нормируется.
3. Испытание повышенным напряжением промышленной частоты.
Испытывается изоляция относительно корпуса при закороченных выводах
конденсатора. Испытание конденсаторов, имеющих один соединенный с
корпусом вывод, не производится.
Значение и продолжительность приложения испытательного напряжения
устанавливаются заводскими инструкциями. При отсутствии указаний
заводов-изготовителей испытательные напряжения конденсаторов для
повышения созф принимаются по табл. 41, а для конденсаторов связи по
табл. 26. Продолжительность приложения испытательного напряжения -
1 мин. Испытания напряжением промышленной частоты могут быть
заменены одноминутным испытанием выпрямленным напряжением
удвоенного значения.
Таблица 41
Испытательное напряжение промышленной частоты конденсаторов
Испытательное напряжение, (кВ), при номинальном напряжении (типе)
^ конденсатора, кВ
до 0,66
2,3
1.05
4,3
3.15
15,8
6,3
22,3
10.5
30,0
СММ-20/3-0.107
22,5
КМ2-10.5-24
22,5-25,0
Мощность испытательного трансформатора при испытании изоляции
между выводами конденсаторов сравнительно велика и может быть
определена по формуле
Рном=о,0/*-10-*,
где Рном - потребляемая мощность, кВА;
С - емкость конденсатора, пФ;
и - испытательное напряжение, кВ;
со - угловая частота испытательного напряжения.
Подъем испытательного напряжения следует производить плавно, с нуля
или со значения, равного 20-25% испытательного. Снижение напряжения
также должно производиться плавно.
-215-

4. Измерение емкости отдельного элемента.
Измеренная емкость должна отличаться от паспортных данных не более,
чем:
- на ±10% - конденсаторов в установках для повышения коэффициента
мощности, конденсаторов в установках продольной компенсации и
конденсаторов в установках для защиты от перенапряжений;
- на ±5% - конденсаторов связи, отбора мощности и делительных.
При удовлетворительных результатах тепловизионного контроля
измерение емкости не обязательно.
Производится при температуре (15-35)°С.
При контроле конденсаторов под рабочим напряжением оценка их
состояния производится сравнением измеренных значений емкостного тока
или напряжения конденсатора с исходными данными или значениями,
полученными для конденсаторов других фаз (присоединений).
Измерение емкости производится при помощи мостов переменного тока,
микрофарадметром, методом амперметра-вольтметра (рис. 75, а) или при
помощи двух вольтметров (рис. 75, б).
Величина емкости при измерениях амперметром и вольтметром
подсчитывается по формуле •
х со(У '
где Сх - емкость конденсатора, мкФ;
/ - измеренный ток, А;
(У - напряжение на конденсаторе, В;
со -угловая частота сети.
При измерениях при помощи двух вольт-
метров емкость определяется по формуле
с 1°6
х оо#*дф'
а) б) где Я - внутреннее сопротивление
Рис. 75. Схемы измерения вольтметра, Ом;
емкости конденсатора: т.дср определяют по косинусу угла ф сдвига
а) - методом амперметра- фаз между напряжениями вольтметров I/, и
вольтметра; и ; со$ф = ШЦЛ.
б) - методом двух вольтметров.
В однофазных конденсаторах измеряется емкость между выводами, в
трехфазных - между каждой парой закороченных выводов и третьим
выводом согласно табл. 42.
Измерение емкости между выводами и корпусом не производится.
-216-
Таблица 42
Схемы измерения емкости трехфазных конденсаторов
Замкнуть накоротко зажимы
Измерить емкость между
выводами
Обозначение измеренной
емкости
2иЗ I 1-(2иЗ)
1иЗ 2-(1иЗ)
1и2 | 3-(1и2)
Примечание. Нумерация выводов произвольная.
С (1-2.3)
С (2-1.3)
С(3-1.2)
Емкость каждой фазы конденсатора, соединенного треугольником,
определяется по данным измерений из следующих уравнений:
Г» _ ^(1-2.3) + С(2-1.3) -С(3-1 2) п ^(1-2.3) +С(3-1.2) ~С(2-1 3)
С, 2- 2 .С,.з 2 :
-1 31 +С/1
'2.3
'(1-2 3) "г^(2-1 3) "•"^{3-1.2)
Полная емкость конденсатора С= (1~2,3)—^^—(з^
5. Измерение тангенса угла диэлектрических потерь
Измерения производятся на конденсаторах связи, отбора мощности и
делителей напряжения.
Измеренное значение *д5 не должно превышать значения 0,8% (при
температуре 20°С).
-217-

6. АККУМУЛЯТОРНЫЕ УСТАНОВКИ
Настоящая глава распространяется на стационарные установки кислот-
ных и щелочных аккумуляторных батарей, устанавливаемых у Потребителя.
Аккумуляторные батареи должны устанавливаться и обслуживаться в соот-
ветствии с требованиями правил устройства электроустановок, правил
технической эксплуатации электроустановок потребителей и инструкций
заводов-изготовителей.
Сборку аккумуляторов, монтаж батарей и приведение их в действие должны
выполнять специализированные организации в соответствии с техническими
условиями на аккумуляторные установки и инструкциями заводов-изготовителей.
6.1. Каким требованиям должно отвечать помещение аккумуляторной?
Стены и потолок помещения аккумуляторной, двери и оконные
переплеты, металлические конструкции, стеллажи и другие части должны
быть окрашены кислотостойкой (щелочестойкой) и не содержащей спирта
краской. Вентиляционные короба и вытяжные шкафы должны окрашиваться
с наружной и внутренней стороны.
Для окон необходимо применять матовое или покрытое белой клеевой
краской стекло.
Установка кислотных и щелочных аккумуляторных батарей в одном
помещении не допускается. (ПТЭЭП п.п. 2.10.4-2.10.5.)
6.2. Какие требования предъявляются к оборудованию освещения
аккумуляторных?
Для освещения помещений аккумуляторных батарей должны
применяться лампы накаливания, установленные во взрывозащищенной
арматуре. Один светильник должен быть присоединен к сети аварийного
освещения.
Выключатели, штепсельные розетки, предохранители и автоматы должны
располагаться вне аккумуляторного помещения. Осветительная
электропроводка должна выполняться проводом в кислотостойкой
(щелочестойкой) оболочке. (ПТЭЭП п. 2.10.6.)
6.3. Какие требования предъявляются к электролиту кислотных
аккумуляторов?
Приготовление кислотного электролита, хранение и транспортировка
электролита и кислоты, приведение аккумуляторной батареи в рабочее
состояние должны выполняться в соответствии с указаниями инструкции
завода-изготовителя и инструкции по эксплуатации стационарных
свинцово-кислотных аккумуляторных батарей.
Уровень электролита в кислотных аккумуляторных батареях должен быть:
- выше верхнего края электродов на 10-15 мм для стационарных
аккумуляторов с поверхностно-коробчатыми пластинами типа СК;
- в пределах 20-40 мм над предохранительным щитком для стационарных
аккумуляторов с намазными пластинами типа СН.
Плотность кислотного электролита, приведенная к температуре 20°С,
должна быть:
- для аккумуляторов типа СК - 1,205±0,005 г/см3;
- для аккумуляторов типа СН - 1,24+0,005 г/см3.
Для снижения испарения электролита кислотного аккумулятора
открытого исполнения следует применять покровные стекла или прозрачную
-218-
кислотостойкую пластмассу, опирающиеся на выступы (приливы) пластин.
Размеры этих стекол должны быть меньше внутренних размеров бака. Для
аккумуляторов с размерами бака более 400x200 мм допускается применять
покровные стекла из двух частей и более. (ПТЭЭП п.п. 2.10.7-2.10.9.)
6.4. Какими перемычками должны соединяться между собой щелочные
аккумуляторы при сборке в батарею и батареи между собой?
Щелочные аккумуляторы при сборке в батарею должны быть соединены
в последовательную цепь посредством стальных никелированных
межэлементных перемычек.
Аккумуляторные щелочные батареи должны быть соединены в
последовательную цепь с помощью перемычек из медного проводника.
(ПТЭЭП п. 2.10.10.)
6.5. Каков должен быть уровень электролита в щелочных аккумуляторах?
Уровень электролита натрий-литиевых и калий-литиевых заряженных
аккумуляторов должен быть на 5-10 мм выше верхней кромки пластин.
(ПТЭЭП п. 2.10.10.)
б. 6. Какие материалы должны применяться для приготовления щелочного
и кислотного электролита?
Для приготовления щелочного электролита следует применять гидроксиды
калия или гидроксиды натрия, гидроксиды лития, дистиллированную воду,
удовлетворяющие существующим государственным стандартам.
Для приготовления кислотного электролита надлежит применять серную
кислоту и дистиллированную воду, качество которых удостоверено
заводским сертификатом или протоколом химического анализа,
проведенного в соответствии с требованиями государственных стандартов.
При приготовлении электролита и приведении аккумуляторной батареи
в рабочее состояние должны выполняться указания инструкции
завода-изготовителя. (ПТЭЭП п.п. 2.10.8, 2.10.11.)
6.7. Что проверяется при приемке вновь смонтированной (после
капитального ремонта) аккумуляторной батареи?
При приемке вновь смонтированной или вышедшей из капитального
ремонта аккумуляторной батареи должны быть проверены:
- емкость (током 10-часового разряда или в соответствии с указаниями
инструкции завода-изготовителя);
- качество электролита;
- плотность электролита и напряжение на элементах в конце заряда и
разряда батареи;
- сопротивление изоляции батареи относительно земли;
- исправность приточно-вытяжной вентиляции.
Батареи должны вводиться в эксплуатацию после достижения ими 100%
номинальной емкости.
(ПТЭЭП п. 2.10.13.)
6.8. Назовите требования, предъявляемые к заряду и контрольному
разряду кислотных аккумуляторных батарей, а также к зарядным устройствам?
Кислотные батареи, работающие в режиме постоянного подзаряда,
должны эксплуатироваться без уравнительных периодических перезарядов.
Для поддержания всех аккумуляторов в полностью заряженном состоянии
и для предотвращения сульфатации электродов в зависимости от состояния
-219-

батареи, но не реже 1 раза в год, должен быть проведен уравнительный заряд
(дозаряд) батареи до достижения установившегося значения плотности
электролита во всех элементах, равного:
- для аккумуляторов типа СК - 1,205+0,005 г/см3;
- для аккумуляторов типа СН - 1,24+0,005 г/см3.
Продолжительность уравнительного заряда зависит от технического
состояния батареи и должна быть не менее 6 ч.
На подстанциях работоспособность батареи должна проверяться по
падению напряжения при толчковых токах.
Уравнительный перезаряд всей батареи или отдельных ее элементов
должен осуществляться только по мере необходимости.
Заряжать и разряжать батарею допускается током, не выше
максимального для данной батареи. Температура электролита в конце
заряда должна быть не выше 40°С для аккумуляторов типа СК и не выше 35°С
для аккумуляторов типа СН.
Контрольные разряды кислотных батарей должны проводиться в
соответствии с инструкцией по эксплуатации стационарных свинцово-кислот-
ных аккумуляторных батарей для определения фактической емкости батареи
по мере необходимости или 1 раз в 1 -2 года.
Значение тока разряда каждый раз должно быть одним и тем же.
Результаты измерений при контрольных разрядах должны сравниваться с
результатами измерений предыдущих разрядов.
Кислотные батареи, работающие в режиме постоянного подзаряда,
должны эксплуатироваться без тренировочных разрядов. Разряд отдельных
аккумуляторов (или их группы) может производиться для выполнения
ремонтных работ или при устранении неисправностей в них.
Мощность и напряжение зарядного устройства должны быть
достаточными для заряда аккумуляторной батареи на 90% номинальной
емкости в течение не более 8 ч при предшествующем 30-минутном разряде.
Подзарядное устройство должно обеспечивать стабилизацию напряжения на
шинах батареи с отклонением +2%. Выпрямительные установки, применяемые
для заряда и подзаряда аккумуляторных батарей, должны присоединяться со
стороны переменного тока через разделительный трансформатор.
Дополнительные аккумуляторы батарей, постоянно не используемые в
работе, должны иметь отдельное устройство подзаряда.
Аккумуляторная установка должна быть оборудована вольтметром с
переключателем и амперметрами в цепях зарядного, подзарядного
устройств и аккумуляторной батареи.
Элементы аккумуляторной батареи должны быть пронумерованы.
Крупные цифры наносятся на лицевую вертикальную стенку бака
кислотостойкой (щелочестойкой) краской. Первым номером в батарее
обозначается элемент, к которому присоединена положительная шина.
(ПТЭЭП .п.п. 2.10.12, 2.10.14-2.10.16.)
6.9. Каким требованиям должна удовлетворять приточно-вытяжная
вентиляция помещения аккумуляторной батареи?
Порядок эксплуатации системы вентиляции в помещении
аккумуляторной батареи с учетом конкретных условий должен быть
определен местной инструкцией.
-220-
Приточно-вытяжная вентиляция помещения аккумуляторной батареи
должна быть включена перед началом заряда батареи и отключена после
полного удаления газов, но не раньше, чем через 1,5 ч после окончания
заряда. Для аккумуляторной батареи следует предусматривать блокировку,
не допускающую проведения заряда с напряжением более 2,3 В на элемент
при отключенной вентиляции. (ПТЭЭП п. 2.10.17.)
6. 10. Какой уровень напряжения на шинах оперативного тока должна
обеспечивать аккумуляторная батарея в нормальном режиме?
Напряжение на шинах оперативного постоянного тока в нормальных
условиях эксплуатации допускается поддерживать на 5% выше
номинального напряжения токоприемников. (ПТЭЭП п. 2.10.18.)
6.11. Как часто производится контроль изоляции аккумуляторных батарей
в эксплуатации?
Измерение сопротивления изоляции аккумуляторной батареи
производится 1 раз в 3 месяца, его значение в зависимости от номинального
напряжения батареи должно быть следующим:
Напряжение аккумуляторной
батареи, В 24 48 60 110 220
Сопротивление
изоляции Яиз, кОм, не менее 15 25 30 50 100
Шины постоянного тока должны быть снабжены устройством для
постоянного контроля изоляции, действующим на сигнал при снижении
сопротивления изоляции одного из полюсов до значения 3 кОм в сети 24 В,
5 кОм в сети 48 В, 6 кОм в сети 60 В, 10 кОм в сети 110 В, 20 кОм в сети 220 В.
В условиях эксплуатации сопротивление изоляции сети постоянного
оперативного тока/ измеряемое периодически с помощью устройства
контроля изоляции (или вольтметра), должно быть не ниже двукратного по
отношению к указанным выше минимальным значениям. (ПТЭЭП п. 2.10.20.)
6.12. Какие действия должен предпринять обслуживающий персонал в
случае замыкания аккумуляторной батареи на «землю»?
При замыкании на землю (или снижении сопротивления изоляции до
срабатывания устройства контроля) в сети оперативного тока следует
немедленно принять меры к его устранению.
Производство работ под напряжением в сети оперативного тока, если в
этой сети имеется замыкание на землю, не допускается, за исключением
работ по поиску места замыкания. (ПТЭЭП п. 2.10.21.)
6.13. Какое основное требование должно быть соблюдено при питании
сборок и кольцевых магистралей постоянным током?
Все сборки и кольцевые магистрали постоянного тока должны
обеспечиваться питанием от двух источников. (ПТЭЭП п. 2.10.19.)
6. 14. Как контролируется проведение необходимых работ на
аккумуляторной батарее в эксплуатации?
Обслуживание аккумуляторных установок должно быть возложено на
специалиста, обученного правилам эксплуатации аккумуляторных батарей.
На каждой аккумуляторной установке должен быть журнал
аккумуляторной батареи для записи результатов осмотров и объемов
выполненных работ. (ПТЭЭП п. 2.10.22.)
-221 -

6.15. Как часто контролируется состояние электролита работающей
кислотной аккумуляторной батареи?
Анализ электролита работающей кислотной аккумуляторной батареи
должен производиться ежегодно по пробам, взятым из контрольных элементов.
Количество контрольных элементов устанавливает ответственный за
электрохозяйство Потребителя в зависимости от состояния аккумуляторной
батареи, но не менее 10% количества элементов в батарее. Для использования
в качестве контрольных каждый год должны назначаться разные элементы.
При контрольном разряде пробы электролита отбираются в конце разряда.
Для доливки аккумуляторов должна применяться дистиллированная вода,
проверенная на отсутствие хлора и железа. (ПТЭЭП п. 2.10.23.)
6.16. Какой уровень напряжения аккумуляторной батареи должен
поддерживаться в течение времени эксплуатации?
При эксплуатации аккумуляторных батарей должен обеспечиваться
необходимый уровень напряжения на шинах постоянного тока в нормальном
и аварийном режимах.
Для обеспечения надежной работы батареи следует соблюдать
требования инструкции завода-изготовителя.
В батарее может быть не более 5% отстающих элементов. Напряжение
отстающих элементов в конце разряда должно отличаться от среднего
напряжения остальных элементов не более, чем на 1,5%.
(ПТЭЭП п.п. 2.10.3, 2.10.24.)
6.17. В каком объеме и как осуществляются проверки и испытания
аккумуляторных батарей?
В эксплуатации аккумуляторные батареи проверяются и испытываются
в следующем объеме:
1. Проверка емкости отформованной аккумуляторной батареи.
Проверка емкости отформованной аккумуляторной батареи
производится после получения устойчивого (в течение 1 ч) напряжения
элемента, равного 2,6-2,75 В, и возникновения интенсивного выделения
газов на всех пластинах.
Через 30 мин после окончания заряда производится контрольный разряд
током 3,5 или 10-часового режима для кислотных и 8-часового режима для
щелочных аккумуляторов. Разряд ведется до снижения напряжения на
зажимах элемента до 1,8 В. Если хотя бы на одном элементе напряжение
окажется ниже 1,8 В, разряд должен быть прекращен.
Во время контрольного разряда ежечасно измеряются: напряжение на
зажимах каждого элемента и всей батареи, разрядный ток, плотность электролита
в элементах, температура электролита в контрольных элементах.
Полученную в результате разряда емкость, Ач, приводят к температуре
20°С по формуле С
°20 = 1+0,008(^-20) ,
где Г - средняя температура электролита при разряде, °С; С, - емкость,
полученная при разряде, Ач; С20 - емкость, приведенная к температуре
20°С, Ач; 0,008 - температурный коэффициент.
-222-
Полученная в результате контрольного разряда емкость батареи,
приведенная к температуре 20°С, должна соответствовать заводским данным.
При снижении емкости батареи ниже 70% первоначальной, она подлежит
замене или восстановлению.
2. Проверка плотности электролита в каждой банке.
Плотность электролита (г/см3) полностью заряженного аккумулятора в
каждом элементе в конце заряда и в режиме постоянного подзаряда,
приведенная к температуре 20°С должна быть с отклонением ±0,005, г/см3:
- для аккумуляторов типа С(СК) - 1,205 г/см3;
- для аккумуляторов типа СП (СПК) и СН - 1,24 г/см3.
Температура электролита при заряде должна быть не выше 40°С для аккуму-
ляторов типа С (СК), СП (СПК) и не выше 45°С для аккумуляторов типа СН.
Плотность электролита в конце разряда у исправных аккумуляторов
должна быть не менее 1,145 г/см3.
Проверка производится 1 раз в месяц.
3. Химический анализ электролита.
Производится не реже 1 раза в 3 года.
Нормативные характеристики серной кислоты и электролита приведены
в табл. 43.
Таблица 43
Нормы на характеристики серной кислоты и электролита
для аккумуляторных батарей
Показатель
Внешний вид
Интенсивность окраски (определяется
калориметрическим способом), мл
Плотность при температуре 20°С, г/см3
Содержание железа, %, не более
Содержание нелетучего осадка после
прокаливания, %, не более
Содержание окислов азота, %, не более
Содержание мышьяка, %, не более
Содержание хлористых соединений, %,
не более
Содержание марганца, %, не более:
Содержание меди, %, не более
Содержание веществ, восстанавливаю-
щих марганцевокислый калий, мл 0,01 Н
раствора КМп04, не более
Содержание суммы тяжелых металлов в
пересчете на свинец, %, не более
Серная
кислота
высшего
сорта |
Прозрачная |
0,6
1,83-1,84
0,005
0,02
0,00003
0,00005
0,0002
0,00005
0,0005
4,5
0,01
Электролит
Разведенная
свежая кислота
для заливки
Прозрачная
0,6
1,18±0,005
0,004
0,03
0,00005
0,00005
0,0003
0,00005
0,0005
Электролит из
работающего
аккумулятора
Прозрачная
1
1,2-1,21
0,008
-223-

4. Измерение напряжения каждого элемента батареи.
В батарее должно быть не более 5% отстающих элементов. Напряжение
отстающих элементов в конце разряда должно отличаться не более, чем на
1-1,5% от среднего значения напряжения остальных элементов.
Напряжение каждого элемента батареи, работающей в режиме
подзаряда, должно составлять 2,2+0,05 В.
Напряжение в конце разряда устанавливается на основании указаний
завода-изготовителя.
5. Измерение сопротивления изоляции батареи.
Измерение сопротивления изоляции аккумуляторной батареи
производится мегаомметром на напряжение 1000 В или методом вольтметра
по схеме рис. 76. Измеряются поочередно напряжение между полюсами
батареи и напряжение каждого полюса по отношению к «земле».
Измерения должны производиться одним вольтметром с внутренним
сопротивлением не ниже 50000 Ом.
Сопротивление изоляции подсчитывается по формуле
Яиэ=(й^йГ1)Япр'
где Я^ - сопротивление изоляции батареи, Ом;
(У - напряжение между полюсами батареи, В;
1/1 - напряжение между «плюсом» батареи и
Рис. 76. Измерение «землей», В;
сопротивления у _ напряжение между «минусом» батареи и
изоляции 2 ** "* 7
~ «землей», В:
аккумуляторной "; ' ' Л
батареи вольтметром. Япр " внутреннее сопротивление вольтметра, Ом.
Сопротивление изоляции должно быть не менее 15 кОм при напряжении
24 В, 25 кОм при 48 В, 30 кОм при 60 В, 50 кОм при 110 В, 100 кОм при 220 В.
Измерения производятся перед заливкой электролита.
В процессе эксплуатации измерение производится штатным устройством
контроля изоляции.
6. Измерение высоты осадка (шлама) в банке.
Между осадком и нижним краем положительных пластин должно быть
свободное пространство не менее 10 мм.
Измерение высоты шлама в аккумуляторах открытого исполнения с
непрозрачными баками производится с помощь угольника мз
кислотостойкого материала.
Одна из сторон угольника выполняется из стерженька диаметром 8 мм,
внизу под прямым углом к нему прикрепляется планка длиной 100-120 мм,
высотой 10 мм и толщиной 2-3 мм.
При выполнении измерений из средней части аккумулятора вынимается \
один сепаратор. В освободившееся пространство между электродами
опускается угольник до соприкосновения со шламом. Линейкой измеряется |
расстояние между краем электрода и верхним концом угольника. Затем ]
приподнимается несколько рядом стоящих сепараторов (если они выступают
-224-
ниже краев электродов), угольник поворачивается на 90° с подводом его под
электроды и поднимается вверх до соприкосновения с нижней кромкой
электродов. В этом положении повторно измеряется расстояние между
верхним концом угольника и верхней кромкой электрода.
Расстояние от поверхности шлама до нижней кромки электродов будет
равно разнице измерений по верхнему концу угольника плюс 10 мм.
Если угольник не проворачивается или проворачивается с трудом, то
шлам уже соприкасается с электродами или близок к этому.
7. Проверка напряжения при толчковых токах.
Значения напряжения на выводах батареи (при отключенном подзарядном
агрегате) при разряде батареи в течение не более 5 с при наибольшем токе, но
не более 2,5 кратного тока одночасового режима разряда, без участия концевых
элементов должны сопоставляться с результатами предыдущих измерений и
не могут снижаться более, чем на 0,4 В, на каждый элемент от напряжения,
предшествовавшему толчку.
Рекомендуется проводить испытания 1 раз в год.
НЕКОТОРЫЕ НЕИСПРАВНОСТИ АККУМУЛЯТОРНЫХ БАТАРЕЙ
И СПОСОБЫ ИХ ВЫЯВЛЕНИЯ
Наиболее распространенными неисправностями являются отставание
элементов, сульфатация, короткое замыкание, коробление и чрезмерный рост
электродов, вредные примеси в электролите, чрезмерное отложение шлама, пе-
реплюсовка элементов, повреждения отдельных баков, повышенный саморазряд.
Определение неисправностей производится по результатам
проведенных испытаний и измерений, а также по результатам внешних
осмотров аккумуляторных батарей.
Отставание элементов
У аккумуляторной батареи, работающей в режиме постоянного
подзаряда, пониженное напряжение и снижение плотности электролита на
отдельных аккумуляторах по сравнению с остальными определяют
отстающие элементы. В большей степени эти различия проявляются в
процессе контрольного разряда, особенно в конце разряда.
Выявить отстающие элементы можно также по газовыделению. Так, если у
аккумуляторной батареи, работающей в режиме постоянного подзаряда,
отключить подзарядный агрегат и дать ей разрядиться на постоянную нагрузку на
10-15 мин, а затем включить на заряд током около 0,25 нормального зарядного
тока, то через несколько минут отстающие элементы покажут слабое
газообразование или даже отсутствие его по сравнению с остальными элементами.
Если заряд какого-либо отстающего элемента не дает результата или
если на исправленном элементе повторно снизятся напряжение и плотность
электролита, то проверяют наличие в нем короткого замыкания либо вредных
примесей в электролите.
Если в батарее обнаружен аккумулятор с пониженной емкостью при
отсутствии Других неисправностей (короткое замыкание, сульфатация
электродов или наличие вредных примесей в электролите), то с помощью
кадмиевого электрода можно определить, электроды какой полярности
имеют недостаточную емкость.
15-3890
-225-

Проверка емкости электродов производится на аккумуляторе,
разряженном до 1,8 В, в конце контрольного разряда. В таком аккумуляторе
потенциал положительных электродов по отношению к кадмиевому
электроду должен быть примерно равен 1,96 В, а отрицательных - 0,16 В.
Признаком недостаточности емкости положительных электродов служит
понижение их потенциала менее 1,96 В, а отрицательных электродов -
повышение их потенциала более 0,2 В.
Измерения производятся на аккумуляторе, включенном на нагрузку,
вольтметром с большим внутренним сопротивлением (более 1000 Ом).
Кадмиевый электрод может иметь форму стержня диаметром 5-6 мм и
длиной 8-10 см или пластины с поверхностью 4-5 см2. К электроду
припаивается медный провод в кислотостойкой изоляции. Мрсто пайки
покрывается кислотостойким лаком и обматывается изоляционной лентой.
На электрод должна быть надета перфорированная трубка также из
кислотостойкого материала.
Новый кадмиевый электрод должен быть выдержан в электролите в
течение 2-3 суток, что позволяет получить устойчивые показания. При
перерывах в измерениях не допускать его высыхания. Если же электрод
высох, его не менее, чем за 0,5 ч до возобновления отсчетов, нужно опустить
в электролит. После измерений он тщательно промывается водой.
При измерениях поверхность электрода должна смачиваться примерно
одинаково или электрод должен быть полностью погружен в электролит.
Наличие в электролите примеси меди, превышающей допустимое
значение, искажает результаты измерений, что необходимо иметь в виду.
Сульфатация аккумуляторов
Активная масса заряженных электродов аккумулятора при разряде
превращается в сульфат свинца. Сульфат свинца при определенных условиях
может становиться труднорастворимым или нерастворимым и не
преобразовываться при заряде обратно в двуокись свинца на
положительном и в свинец на отрицательном электродах. Это явление
называют сульфатацией.
Следствием сульфатации является снижение емкости аккумулятора.
Признаками сульфатации аккумулятора являются следующие:
- пониженное напряжение при разряде и повышенное при заряде, а
плотность электролита ниже, чем у нормальных аккумуляторов;
- при заряде постоянной силой тока или плавноубывающим током
газообразование начинается раньше, чем у нормальных аккумуляторов;
- температура электролита при заряде повышена при одновременном
высоком напряжении;
- снижение емкости на контрольных разрядах;
- положительные электроды в начальной стадии сульфатации светло-
коричневого цвета, а при глубокой, запущенной сульфатации - оранжево-
красные или оранжево-коричневые, иногда с белыми пятнами;
- отрицательные электроды приобретают белесый оттенок, появляются
белые пятна, при значительной и глубокой сульфатации активная масса
выпучивается из ячеек повыпадает в шлам.
-226-
У исправного аккумулятора в заряженном состоянии положительные
электроды темно-коричневого или темно-синего цвета, бархатистые на
ощупь, а отрицательные - металлического цвета с мягкой активной массой.
Электролит - бесцветный, прозрачный.
Внешние признаки сульфатации затруднено видеть из-за недостаточного
обзора электродов, поэтому для определения её четких признаков
рекомендуется снимать зависимость зарядного напряжения от времени
заряда.
При двухступенчатом режиме заряда предварительно разряженной
батареи током первой ступени или заряда плавноубывающим током
напряжение у исправного аккумулятора плавно увеличивается от значения
около 2 В до 2,3-2,4 В, при котором начинается газовыделение. При
дальнейшем заряде током второй ступени напряжение возрастает до
установившегося значения. При заряде засульфатированного аккумулятора
напряжение сразу и быстро (в зависимости от степени сульфатации)
достигает максимального значения около 2,7-2,8 В и только по мере
растворения сульфата начинает более или менее снижаться в зависимости
от степени сульфатации. При запущенной сульфатации процесс может стать
трудно обратимым или совсем необратимым.
Короткие замыкания
Выявить наличие полного (металлического) короткого замыкания в
аккумуляторе не представляет трудности по отсутствию напряжения на его
выводах как при заряде, разряде, так и в разомкнутой цепи аккумуляторной
батареи.
При частичном коротком замыкании, например, через наросты губчатого
свинца, имеет место снижение разрядного и зарядного напряжения, а также
плотности электролита. Газовыделение при заряде наступает позже, чем у
других элементов батареи. Это те же признаки, что и у отстающих
аккумуляторов. Дополнительными признаками короткого замыкания
являются пониженное напряжение аккумулятора в разомкнутой цепи батареи
и повышенная температура электролита при заряде при одновременном
низком напряжении на его выводах.
Вредные примеси в электролите
Наиболее вероятные вредные примеси - хлор и железо - контролируются
периодическими химическими анализами электролита. Содержание этих
примесей выше допустимых норм влечет значительный саморазряд в случае
присутствия железа и разрушение положительных и отрицательных
электродов в случае присутствия соединений, содержащих хлор.
К числу видимых признаков неудовлетворительного качества электролита
относится его цвет:
1. Цвет от светло- до темно-коричневого указывает на присутствие
органических веществ, которые во время эксплуатации быстро (по крайней
мере частично) переходят в уксуснокислые соединения, влияющие на
разрушение положительных электродов.
-227-

2. Фиолетовый цвет указывает на присутствие соединений марганца,
влияющего на увеличение внутреннего сопротивления аккумулятора.
Чрезмерное отложение шлама
В нормально эксплуатируемых аккумуляторах отложение шлама
незначительно
При нарушении режима постоянного подзаряда, загрязнении
электролита вредными примесями, при сульфатации может возникнуть
чрезмерное шламообразование.
Большое количество шлама коричневого цвета указывает на длительную
работу аккумуляторов при чрезмерно высоком напряжении постоянного
подзаряда.
Коробление и чрезмерный рост электродов
Эти неисправности электродов обнаруживаются при осмотре
аккумуляторов в прозрачных баках.
Переполюсовка аккумуляторов
Переполюсовка аккумуляторов возможна при глубоких разрядах батареи,
когда отдельные аккумуляторы, имеющие пониженную емкость, полностью
разряжаются, а затем заряжаются в обратном направлении током нагрузки
от исправных аккумуляторов.
Переполюсованный аккумулятор имеет обратное по знаку напряжение
до 2 В и выявляется при измерениях напряжения на аккумуляторах.
Повреждения баков
Повреждения стеклянных баков начинаются обычно с трещин. Поэтому
при регулярных осмотрах батареи дефект можно обнаружить в начальной
стадии.
Повреждения деревянных баков, выложенных свинцом, наиболее часто
возникают из-за повреждений свинцовой прокладки, в том числе при
замыкании положительных электродов с прокладкой, непосредственно или
через шлам. Замыкание можно определить по результатам измерения
напряжения между электродами и прокладкой. При наличии замыкания
напряжение будет равно нулю.
Повышенный саморазряд
Высокая температура в помещении аккумуляторной батареи, расслоение
электролита (высокая плотность вверху и низкая внизу сосуда), попадание в
электролит вредных примесей (хлор, железо, медь, марганец), ошибочная
доливка кислотой вместо дистиллированной воды вызывают повышенный
саморазряд и, следовательно, повышенную возможность сульфатации
электродов.
Технические условия и ГОСТ нормируют среднесуточный саморазряд аккуму-
ляторов в процентах потери емкости при 15 сутках нахождения в бездействии.
При эксплуатации в режиме постоянного подзаряда аккумуляторы
находятся в заряженном состоянии, их саморазряд компенсируется
непрерывным зарядным током. Значение этого тока контролируется
амперметром или специальным устройством замера тока подзаряда (УЗТП)
и сравнивается с результатами предыдущих измерений.
•г 228 -
7. КАБЕЛЬНЫЕ ЛИНИИ
В настоящем разделе рассматриваются силовые кабельные линии
(далее - КЛ) напряжением от 0,4 до 220 кВ.
Ремонт находящихся в эксплуатации кабельных линий выполняется
непосредственно самим эксплуатационным персоналом или персоналом
специализированных организаций.
При составлении плана капитального ремонта учитывается необходимость
внедрения новых, более современных типов кабелей и кабельной арматуры.
Планируется ремонт кабельных сооружений и всех работ, связанных с
исправностью освещения, вентиляции, противопожарных средств, устройств
по откачке воды. Учитывается также необходимость частичной замены кабелей
на отдельных участках, лимитирующих пропускную способность линий или не
удовлетворяющих требованиям термической стойкости в изменившихся
условиях работы сети при возросших токах короткого замыкания.
Текущий ремонт может быть аварийным, срочным и плановым.
Аварийным ремонтом называется такой ремонт, когда после отключения
кабельной линии Потребители всех категорий остались без напряжения, и нет
возможности подать напряжение по кабелям высокого или низкого напряжения,
в том числе по временным, шланговым кабелям, или когда резервная линия, на
которую передана нагрузка, недопустимо перегружается, и нет возможности
дальнейшей разгрузки или требуется ограничение Потребителей.
К аварийному ремонту приступают немедленно и выполняют его в
минимально короткий срок.
Срочным ремонтом называется такой ремонт, когда приемники первой
или особо важные второй категории лишаются автоматического резервного
питания, а для приемников всех категорий нагрузка на оставшихся кабельных
линиях вызывает их перегрузку или ограничение Потребителей. К срочному
ремонту кабельных линий приступают по указанию руководства
энергослужбы в течение рабочей смены.
Плановый ремонт - это ремонт всех кабельных линий, не указанных выше,
который выполняется по плану-графику.
При ремонте эксплуатируемых кабельных линий выполняются следующие
работы:
- подготовительные - отключение кабельной линии и ее заземление,
ознакомление с документацией и уточнение марки и сечения кабеля, выписка
наряда-допуска, погрузка материалов и инструмента, доставка бригады на
место работы;
- подготовка рабочего места - выполнение шурфов, раскопка котлованов
и траншей, определение ремонтируемого кабеля, ограждение рабочего
места и мест раскопок, определение кабеля в РП (ТП) или в кабельных
сооружениях, проверка отсутствия горючих и взрывоопасных газов,
получение разрешения на огневые работы;
- подготовка к монтажу - допуск бригады, прокол кабеля, разрезание
кабеля или вскрытие муфты, проверка изоляции на наличие влаги, отрезание
участков поврежденного кабеля, установка палатки;
-229-

- прокладка ремонтной кабельной вставки;
- ремонт кабельной муфты - разделка концов кабеля, фазировка кабелей,
монтаж соединительных муфт (или муфты и заделки);
- оформление окончания работ - закрытие дверей РУ, ТП, кабельных
сооружений, сдача ключей, засыпка котлованов и траншей, уборка и погрузка
инструмента, составление исполнительного эскиза и внесение изменений
в документацию кабельной линии, отчет об окончании ремонта;
- измерения и испытания кабельной линии.
Ремонты кабельных линий бывают простые, не требующие больших
трудозатрат и времени, и сложные, когда ремонт^продолжается несколько дней.
К простым ремонтам относятся, например, такие, как ремонт наружных
покровов (джутового покрова, поливинилхлоридного шланга), покраска и
ремонт бронелент, ремонт металлических оболочек, ремонт концевых
заделок без демонтажа корпуса и т. п.
К сложным относятся такие ремонты, когда приходится заменять большие
длины кабеля в кабельных сооружениях с предварительным демонтажем
вышедшего из работы кабеля или прокладывать в земле новый кабель на
участке длиной несколько десятков метров (в редких случаях и сотни метров).
Выполнение ремонтов усложняется в большинстве случаев тем, что кабельная
трасса проходит по сложным участкам, с многими поворотами, с пересечением
шоссейных дорог и инженерных коммуникаций, при большой глубине залегания
кабеля, а также в зимнее время, когда необходимо отогревать землю.
Ремонт кабельных линий проводится в соответствии с технологическими
картами и схемами, которые разрабатываются на каждый вид ремонта и в
которых определяется перечень работ, их последовательность, необходимое
время, а также используемые механизмы, приспособления и материалы.
Технология ремонта зависит от многих факторов, таких, как уровень
напряжения, тип или марка кабеля, способ прокладки и т. д.
Ремонт защитных покроров
Ремонт наружного джутового покрова.
Протянутый через трубы, блоки или другие препятствия кабель, имеющий
содранную до стальной брони, пропитанную кабельную пряжу и остальные
наружные покровы, необходимо восстановить. Ремонт выполняется подмоткой
смоляной ленты в два слоя с 50%-ным перекрытием, с последующей промазкой
этого участка разогретой битумной мастикой типа МБ-70 (МБ-90).
Ремонт поливинилхлоридного шланга и оболочек.
Первый способ ремонта поливинилхлоридного шланга или оболочек -
сварка, которая производится в струе горячего воздуха (при температуре
170-200 °С) с применением сварочного и газовоздушного пистолета.
В качестве присадки при сварке применяется поливинилхлоридный
пруток диаметром 4-6 мм. .
Перед сваркой места, подлежащие ремонту, необходимо очистить и
обезжирить бензином, кабельным ножом вырезать посторонние включения
и срезать в местах повреждения шланга выступающие края и задиры.
-230-
Для ремонта проколов небольших отверстий и раковин место
повреждения в шланге или оболочке и конец присадочного прутка
прогревают в течение 10-15 с струей горячего воздуха, затем струю отводят,
а конец прутка прижимают и приваривают к шлангу в местах разогрева. После
охлаждения, убедившись в прочности приварки прутка легким
подергиванием его, пруток отрезают.
Для герметизации и выравнивания сварочного шва место ремонта
прогревают до появления признаков плавления, после этого к разогретому
месту прижимают рукой кусок кабельной бумаги, сложенной в три-четыре
слоя. Для надежности операцию повторяют 3-4 раза.
Для ремонта шланга или оболочки, имеющих щели, прорези и вырезы,
конец присадочного прутка приваривают к целому месту шланга на
расстоянии 1-2 мм от места повреждения.
Убедившись в прочности приварки, направляют струю воздуха так, чтобы
одновременно прогревались нижняя часть присадочного прутка и обе
стороны прорези или щели. Легким усилием нажимаяЪа пруток, последний
укладывают и приваривают вдоль щели или прорези. Приварку прутка
заканчивают на целом месте на расстоянии 1-2 мм от повреждения/Затем
ножом срезают выступающие поверхности прутка и производят
выравнивание сваренного шва.
Разрывы шланга или оболочки ремонтируют с применением
поливинилхлоридных заплат или разрезанных манжет.
Заплата изготовляется из пластиката так, чтобы края ее на 1,5-2 мм
перекрывали место разрыва. Заплату по всему периметру приваривают к
шлангу, а затем вдоль образовавшегося шва приваривают присадочный
пруток, а выступающие поверхности прутка срезают и производят
выравнивание шва в месте сварки.
Для ремонта шланга или оболочки с применением разрезной манжеты
отрезают кусок поливинилхлоридной трубки на 35-40 мм больше длины
поврежденного места, разрезают Трубку вдоль и надевают ее на кабель
симметрично месту повреждения. Манжету временно закрепляют
поливинилхлоридной или миткалевой лентой с шагом 20-25 мм,
приваривают конец прутка в месте стыка манжеты со шлангом (оболочкой),
а затем укладывают и приваривают пруток вокруг торца манжеты. После
приварки обоих торцов манжеты к шлангу (оболочке) снимают ленты
временного крепления, приваривают пруток вдоль разреза манжеты,
срезают выступающие поверхности прутка и производят окончательное
выравнивание всех сварных швов.
По второму способу ремонт поливинилхлоридных шлангов и оболочек
кабелей может выполняться с применением эпоксидного компаунда и
стеклоленты. Поверхность шланга или оболочки предварительно
обрабатывается, как указано выше, и дополнительно на ней создается
шероховатость с помощью драчевого напильника. Место повреждения и за
его краями на расстоянии 50-60 мм в обе стороны смазывается эпоксидным
компаундом типа К-115 (К-176) с введенным в него отвердителем. По слою
-231 -

эпоксидного компаунда накладываются четыре-пять слоев стеклоленты,
каждый из которых также промазывается слоем компаунда.
Временный ремонт шлангов и оболочек в целях предотвращения
проникновения влаги под оболочку кабеля, а также для предотвращения
вытекания битумного состава из-под шланга разрешается выполнять с
помощью липкой поливинилхлоридной ленты с 50%-ым перекрытием, в три
слоя, с промазкой верхнего слоя поливинилхлоридным лаком № 1. По
второму способу временный ремонт выполняется лентой ЛЭТСАР в три слоя
с 50%-ым перекрытием.
Покраска бронелент.
При обнаружении во время обходов в кабельных сооружениях на открыто
проложенных кабелях разрушений бронепокровов кабеля коррозией
выполняется их покраска. Рекомендуется применять термостойкие
пентафталевые лаки типа ПФ-170 или ПФ-171 или термостойкую
маслобитумную краску БТ-577.
Ремонт бронелент.
На открыто проложенных кабелях обнаруженные участки разрушенных
бронелент обрезаются и удаляются. В местах отрезанных лент выполняются
временные бандажи. Рядом с временными бандажами обе ленты тщательно
зачищаются до металлического блеска и облуживаются припоем ПОССу 30-2,
после чего провод заземления крепится бандажами из оцинкованной
проволоки диаметром 1-1,4 мм и припаивается этим же припоем. Сечение
проводника заземления выбирается в зависимости от сечения жил кабеля,
но не менее 6 мм2.
При облуживании и пайке бронелент применяется паяльный жир.
Продолжительность каждой пайки должна быть не более 3 мин. Временные
бандажи удаляются. На оголенный участок оболочки наносится
антикоррозионное покрытие.
В тех случаях, когда возможны механические воздействия на
ремонтируемом участке кабеля, на него дополнительно наматывается по повиву
один слой бронеленты, предварительно демонтируемый с отрезка кабеля с
неповрежденной броней. Лента наматывается с 50%-ым перекрытием и
закрепляется бандажами из оцинкованной проволоки. Проводник заземления
в этом случае по всей длине перемычки должен быть распущен в целях создания
плотного облегания брони вокруг участка ремонтируемого кабеля.
Ремонт металлических оболочек.
При повреждении оболочки кабеля (трещины, проколы), когда имеется
течь маслоканифольного состава на этом участке, по обе стороны хэт места
повреждения на расстоянии по 150 мм от места повреждения удаляется
оболочка с кабеля. Снимается верхний слой поясной изоляции и
проверяется на влажность в разогретом парафине.
В том случае, если влага отсутствует и изоляция не разрушена,
ремонтируется свинцовая или алюминиевая оболочка.
-232-
Из листового свинца толщиной 2-2,5 мм вырезается полоса шириной на
70-80 мм больше оголенного участка кабеля и длиной на 30-40 мм больше
длины окружности кабеля по оболочке. В полосе делаются два заливочных
отверстия с таким расчетом, чтобы они располагались над оголенной частью
кабеля. Полоса тщательно очищается от пыли и грязи ветошью, смоченной
в бензине.
Удаленные полупроводящий слой бумаги и верхняя лента поясной
изоляции восстанавливаются и закрепляются бандажами из
хлопчатобумажных ниток. Прошпаривается участок кабельной массой МП-1.
Полосой свинца обертывают оголенное место кабеля так, чтобы она
заходила равномерно на края оболочки кабеля, а края образовавшейся
свинцовой трубы перекрывали друг друга не менее, чем на 15-20 мм. Вначале
производят пропайку припоем ПОССу 30-2 продольного шва, а затем торцы
трубы подгибают к оболочке кабеля и припаивают к ней.
Для кабелей с алюминиевой оболочкой в месте припайки свинцовой
трубы оболочка кабеля облуживается припоем марки А. Заливается муфта
горячей кабельной массой МП-1. После остывания и доливки запаиваются
заливочные отверстия. На запаянное на торцах место накладывается бандаж
из медной проволоки, виток к витку диаметром 1 мм с выходом 10 мм на
оболочку кабеля и припаивается к оболочке. Отремонтированное место
покрывается смоляной лентой в два слоя с 50%-ым перекрытием.
В том случае, если влага проникла под оболочку или повреждена поясная
изоляция, а также изоляция жил, участок кабеля вырезается на всей длине,
где имеется влага или повреждения изоляции. Вместо него вставляется
необходимой длины отрезок кабеля и выполняется монтаж двух
соединительных муфт. Сечение и напряжение кабеля должны
соответствовать вырезанному участку.
Марку кабеля для вставки можно применять другую, но по своей
конструкции аналогичной вырезанному участку.
Восстановление бумажной изоляции
В тех случаях, когда токопроводящие жилы не повреждены, а изоляция
жил и поясная изоляция повреждены, но в ней отсутствует влага,
выполняется восстановление изоляции с последующим монтажом
разрезной свинцовой соединительной муфты.
Производится раскопка кабеля до такой длины, чтобы можно было
создать достаточную слабину кабеля для разведения жил между собой.
После разведения жил и удаления старой изоляции восстанавливается
изоляция жил с помощью наложения бумажных роликов или лентой ЛЭТСАР
с предварительной обработкой прошпарочной массой МП-1.
Устанавливается разрезная свинцовая муфта и пропаивается сначала
продольный шов, а затем муфта припаивается к оболочке кабеля.
Указанный ремонт можно выполнять на горизонтальных участках
кабельных трасс, где отсутствует повышенное давление масла, так как муфта
с продольной пайкой имеет меньшую механическую прочность.
-233-

Ремонт токопроводящих жил
При разрыве жил кабеля на незначительной длине и возможности
подтянуть кабель за счет "змейки", выполненной при прокладке,
производится обычный ремонт соединительной свинцовой или эпоксидной
соединительной муфты. Ремонт в этом случае производится с одной
соединительной свинцовой муфтой. Бо всех остальных случаях при ремонте
токопроводящих жил кабеля применяется вставка кабеля и выполняется
монтаж двух соединительных свинцовых или эпоксидных муфт.
Ремонт соединительных муфт
Необходимость ремонта соединительной муфты или монтаж вставки
кабеля и двух соединительных муфт устанавливается после осмотра муфты
и ее разборки.
В том случае, если пробой произошел с места пайки жилы или с гильзы
на корпус свинцовой муфты, и разрушение от пробоя имеет небольшие
размеры, и изоляция не увлажнена, производится последовательная
разборка муфты и разборка поврежденной части изоляции. Затем
восстанавливается изоляция бумажными роликами или лентой ЛЭТСАР и
прошпаривается массой МП-1. Устанавливается разрезной корпус муфты и
выполняются все дальнейшие операции по монтажу муфты.
В случае, если пробой произошел в шейке муфты с жилы на край оболочки
и изоляция не увлажнена, производится разборка муфты. Затем отрезается
участок брони и оболочки на длину, необходимую для удобного разведения
жил. Восстанавливается изоляция у поврежденной жилы и выполняется
прошпарка. Устанавливается удлиненный разрезной корпус свинцовой
муфты, и выполняются все операции по монтажу муфты.
Если невозможно выполнить удлиненную муфту из-за больших
разрушений, то применяется вставка кабеля с монтажом двух муфт по
технологии, предусмотренной технической документацией.
В большинстве случаев повреждения в соединительных муфтах
происходят при профилактических испытаниях повышенным напряжением.
И, если к ремонту не приступили сразу же после определения места
повреждения, в муфту начинает поступать влага. В этом случае ремонт
поврежденной соединительной муфты осуществляется вырезанием
дефектной муфты и участков кабеля. Как правило, чем больше лежит в земле
поврежденная и неотремонтированная муфта, тем длиннее приходится
делать вставку кабеля для восстановления при ремонте кабельной линии.
Ремонт концевых муфт наружной установки
Концевые муфты наружной установки в большинстве случаев выходят из
работы в дождливые периоды времени года или при большой относительной
влажности воздуха и, как правило, имеют большие дефекты и разрушения
внутри муфты. Поэтому поврежденная муфта обрезается, проверяется
изоляция кабеля на влажность, и, если бумажная изоляция не увлажнена,
выполняется монтаж муфты в соответствии с требованиями технической
-234-
документации. Если длина кабеля в конце линии имеет достаточный запас,
то ремонт ограничивается монтажом только концевой муфты. Если же запаса
кабеля недостаточно, то на конце кабельной линии выполняется вставка
кабеля необходимой длины. В этом случае необходимо монтировать
соединительную и концевую муфты.
Демонтированные муфты могут использоваться для повторного монтажа.
Но для этого необходимо очистить корпус и все детали муфты от сажи,
промыть их бензином и просушить.
В концевых муфтах наружной установки с металлическим корпусом 1 раз в
год в течение всего времени эксплуатации проверяютуплотнения и подтягивают
гайки. Одновременно осматривают контактные соединения и в случае
необходимости очищают контактные поверхности и подтягивают болты.
Систематически (по мере надобности согласно результатам осмотра)
окрашивают места пайки, швы армировки и уплотнений эмалью типа ХВ-124.
Поверхность концевых эпоксидных муфт наружной установки необходимо
в процессе эксплуатации (1 раз в 3-5 лет в зависимости от местных условий)
красить эмалями воздушной сушки типа ЭП-51 или ГФ-92ХС. Окраску
выполняют в сухую погоду, предварительно очистив поверхность муфты и
изоляторов.
Изоляторы концевых муфт наружной и внутренней установок, а также
изоляционные поверхности концевых заделок необходимо периодически
очищать от пыли и грязи тканью, не оставляющей ворса и смоченной в
бензине или ацетоне. Более частой очистке должна подвергаться концевая
кабельная арматура в цехах промышленных предприятий и зонах с
проводящей пылью.
Периодичность протирки и очистки концевой кабельной арматуры на
данной электроустановке устанавливает ответственный за электрохозяйство.
Ремонт концевых заделок
При разрушении корпуса заделки и выгорании жил в корешке, ремонт
заделок выполняется так же, как и ремонт концевых муфт, за исключением
того, что корпус заделки и детали нельзя использовать повторно.
Ремонт концевых заделок в стальных воронках при разрушении изоляции
жил выполняется в следующей последовательности: разрушенную или
пришедшую в негодность (загрязнение, увлажнение) изоляцию жил удаляют
с жил, сматывают один слой бумажной изоляции, производят подмотку в пять
слоев с 50%-ым перекрытием липкой поливинилхлоридной лентой или тремя
слоями прорезиненной ленты с последующим покрытием изоляционными
лентами или красками. Вместо указанных лент ремонт может быть выполнен
с применением ленты ЛЭТСАР (два слоя) и ленты ПВХ (один слой).
При растрескивании, отслаивании, частичном уходе и значительном
загрязнении заливочного состава, особенно, когда эти дефекты
сопровождаются заметным смещением жил между собой или к корпусу
воронки (что может в свою очередь вызываться неправильным положением
или отсутствием распорной пластины), следует сделать полную перезаливку
стальной воронки.
-235-

Старый заливочный состав удаляется (выплавляется), воронка
опускается вниз и очищается от копоти и грязи. Производится подмотка
нового уплотнения (под воронку), и воронка ставится на место.
Горловина воронки подматывается смоляной лентой, и воронка вместе с
кабелем крепится к опорной конструкции хомутом. Проверяется
правильность положения фарфоровых втулок. Производится заливка
воронки заливочным составом (МБ-70, МБ-90).
Ремонт концевых заделок из поливинилхлоридных лент производится при
наличии пропиточного состава в корешке или на жилах, при растрескивании
и обрывах лент '
Технология ремонта заключается в демонтаже старых лент и подмотке
на жилах новых лент ПВХ или ЛЭТСАР.
Ремонт эпоксидных концевых заделок при разрушении подмоток на жилах
выполняется с демонтажем старых лент, восстановлением новых лент
ЛЭТСАР и дополнительной подливкой эпоксидного компаунда с таким
расчетом, чтобы ленты заходили в заливаемый компаунд не менее, чем на
15 мм.
При течи пропитывающего состава по кабелю в корешке заделки
обезжириваются нижняя часть заделки на участке 40-50 мм и на таком же
расстоянии участок брони или оболочки (для небронированных кабелей). На
обезжиренный участок корпуса заделки и примыкающий к нему участок
кабеля шириной 15-20 мм накладывается двухслойная подмотка из
смазанной эпоксидным компаундом хлопчатобумажной ленты.
Устанавливается ремонтная форма, заливка которой производится
эпоксидным компаундом.
При нарушении герметичности в месте выхода жил из корпуса заделки
обезжириваются верхняя плоская часть корпуса заделки и участки трубок
или подмотки жил длиной 30 мм, примыкающие к корпусу. Устанавливается
съемная ремонтная форма, размеры которой выбираются в зависимости от
типоразмера заделки. Заливка формы компаундом производится так же, как
и в предыдущем случае.
При нарушении герметичности в месте примыкания трубки или подмотки
к цилиндрической части наконечника обезжириваются поверхность бандажа
и участок трубки или подмотки жилы длиной 30 мм. На обезжиренные участки
накладывается двухслойная подмотка из хлопчатобумажных лент с обильной
обмазкой компаундом каждого витка подмотки. Поверх подмотки
накладывается плотный бандаж из крученого шпагата и также смазывается
эпоксидным компаундом.
Приемка кабельной линии в эксплуатацию после ремонта
Отремонтированная кабельная линия должна быть принята в
эксплуатацию комиссией, состав которой определяется техническим
руководителем предприятия, который является ее председателем.
Комиссия по приемке кабельной линии в эксплуатацию обязана
проверить техническую документацию, произвести обход трассы кабельной
линии, проверить выполненные работы (скрытые работы при необходимости
-236-
проверяются выборочно), а также ознакомиться с результатами испытания
кабельной линии.
Объем документации, представляемой после ремонта, зависит от вида
проведенного ремонта, определяется техническим руководителем
предприятия и местными инструкциями.
Техническая документация по эксплуатации кабельных линий состоит из
паспорта на кабельную линию, в котором содержатся все необходимые
данные по линии. Паспорт систематически пополняется сведениями по
профилактическим испытаниям кабельной линии повышенным
напряжением, ремонту и эксплуатации. Кроме паспорта, на каждую
кабельную линию заводится архивная папка, в которой хранятся приемо-сда-
точная документация, протоколы испытаний (измерений), акты повреждений
линий. Во время эксплуатации ведутся и заполняются журналы по обходам
и осмотрам кабельных линий, журналы для записи дефектов.
После приемки кабельной линии эксплуатацирнным персоналом
проводятся следующие подготовительные работы по включению линии:
- устанавливаются наибольшие допустимые расчетные токовые нагрузки
по участку трассы с наихудшими тепловыми условиями;
- новой кабельной линии присваивается диспетчерский номер или
наименование.
Бирки с указанием диспетчерского номера или наименования кабельной
линии вывешиваются на обоих концевых присоединениях в
распределительных устройствах, между которыми проложена линия.
Бирки из фанеры должны окрашиваться белой масляной краской.
Надписи на бирках должны выполняться краской другого цвета.
Надписи на бирках должны соответствовать требованиям, изложенным
в инструкциях о диспетчерском наименовании электроустановок в
энергослужбе.
С учетом присвоенного диспетчерского номера вносятся необходимые
изменения в инвентарные планы трасс кабельных линий, оперативные схемы
электрических соединений диспетчерских щитов, планшеты схем
оперативных бригад, а также технические паспорта распределительных
устройств сети.
Ввод в эксплуатацию кабельных линий оформляется распоряжением по
энергоспужбе предприятия. В распоряжении указываются длительно
допустимые токовые нагрузки, кратковременные допустимые перегрузки,
токи короткого замыкания, балансовая принадлежность кабеля,
электрическая схема, технические данные кабельной линии.
7.1. Какую документацию должна иметь каждая кабельная линия?
Каждая кабельная линия напряжением до и выше 1000 В должна иметь
диспетчерское наименование или номер, а также следующую документацию:
- скорректированный проект КЛ, который для КЛ на напряжение 110 кВ и
выше должен быть согласован с заводом-изготовителем кабелей и
эксплуатирующей организацией;
-237-

- исполнительный чертеж трассы с указанием мест установки
соединительных муфт, выполненный в масштабе 1:200 или 1:500, в
зависимости от развития коммуникаций в данном районе трассы;
- чертеж профиля КЛ в местах пересечения с дорогами и другими
коммуникациями для КЛ на напряжение 20 кВ и выше и для особо сложных
трасс КЛ на напряжение б и 10 кВ;
- акты состояния кабелей на барабанах и, в случае необходимости,
протоколы разборки и осмотра образцов (для импортных кабелей разборка
обязательна);
- кабельный журнал;
- инвентарная опись всех элементов КЛ (для КЛ напряжением выше 1000 В);
- акты строительных и скрытых работ с указанием пересечений и
сближений кабелей со всеми подземными коммуникациями;
- акты на монтаж кабельных муфт;
- акты приемки траншей, блоков, труб, каналов, туннелей и коллекторов
под монтаж;
- акты на монтаж устройств по защите КЛ от электрохимической коррозии,
а также документы о результатах коррозионных испытаний в соответствии с
проектом;
- протоколы испытания изоляции КЛ повышенным напряжением после
прокладки (для КЛ напряжением выше 1000 В);
- документы о результатах измерения сопротивления изоляции;
- акты осмотра кабелей, проложенных в траншеях и каналах перед
закрытием;
- протокол прогрева кабелей на барабанах перед прокладкой при низких
температурах;
- акт проверки и испытания автоматических стационарных установок
пожаротушения и пожарной сигнализации.
Кроме перечисленной документации, при приемке в эксплуатацию КЛ
напряжением 110 кВ и выше монтажной организацией должны быть
дополнительно переданы заказчику:
- исполнительные высотные отметки кабеля и подпитывающей
аппаратуры для маслонаполненных кабелей низкого давления на напряжение
110-220 кВ;
- документы о результатах испытаний масла (жидкости) из всех элементов
линий; о результатах пропиточных испытаний; о результатах опробования и
испытаний подпитывающих агрегатов для маслонаполненных кабелей
высокого давления; о результатах проверки систем сигнализации давления;
- акты об усилиях тяжения при прокладке;
- акты об испытаниях защитных покровов повышенным электрическим
напряжением после прокладки;
- протоколы заводских испытаний кабелей, муфт и подпитывающей
аппаратуры;
- документы о результатах испытаний устройств автоматического
подогрева концевых муфт; о результатах измерения тока по токопроводящим
-238-
жилам и оболочкам (экранам) каждой фазы маслонаполненных кабелей
низкого давления и кабелей с пластмассовой изоляцией на напряжение 110 кВ;
о результатах измерения емкости кабелей; о результатах измерения
сопротивления заземления колодцев и концевых муфт. (ПТЭЭП п. 2.4.2.)
7.2. Какие требования предъявляются к оборудованию кабельных линий
и техническому надзору за ними?
Потребитель, которому принадлежит КЛ, (эксплуатирующая
организация) должен вести технический надзор за прокладкой и монтажом
КЛ всех напряжений, сооружаемых монтажными организациями.
При надзоре за прокладкой и при эксплуатации небронированных
кабелей со шланговым покрытием особое внимание должно быть уделено
состоянию шлангов. Кабели со шлангами,/Имеющими сквозные порывы,
задиры и трещины, должны быть отремонтированы или заменены.
Открыто проложенные кабели, а также все кабельные муфты должны быть
снабжены бирками; на бирках кабелей в начале и конце линии должны быть
указаны марка, напряжение, сечение, номер или наименование линии; на
бирках соединительных муфт - номер муфты, дата монтажа.
Бирки должны быть стойкими к воздействию окружающей среды. Они
должны быть расположены по длине линии через каждые 50 м на открыто
проложенных кабелях, а также на поворотах трассы и в местах прохода
кабелей через огнестойкие перегородки и перекрытия (с обеих сторон).
Для каждой КЛ при вводе в эксплуатацию должны быть установлены
наибольшие допустимые токовые нагрузки. Нагрузки должны быть
определены по участку трассы длиной не менее Юме наихудшими
условиями охлаждения. Повышение этих нагрузок допускается на основе
тепловых испытаний, при условии, что температура жил будет не выше
длительно допустимой температуры, приведенной в государственных
стандартах или технических условиях. При этом нагрев кабелей должен
проверяться на участках трасс с наихудшими условиями охлаждения.
В кабельных сооружениях и других помещениях должен быть организован
систематический контроль за тепловым режимом работы кабелей,
температурой воздуха и работой вентиляционных устройств.
Температура воздуха внутри кабельных туннелей, каналов и шахт в летнее
время должна быть не более, чем на 10°С, выше температуры наружного
воздуха. (ПТЭЭП п.п. 2.4.4-2.4.7.)
7.3. Какие перегрузки допускаются для кабельные линий в эксплуатации?
На период ликвидации аварии допускается перегрузка по току для кабелей
с пропитанной бумажной изоляцией напряжением до 10 кВ на 30%,
продолжительностью не более 6 ч в сутки в течение 5 суток, но не более 100 ч
в год, если в остальные периоды этих суток нагрузка не превышает длительно
допустимой.
Для кабелей, находившихся в эксплуатации более 15 лет, перегрузки
должны быть снижены до 10%.
Перегрузки кабелей с пропитанной бумажной изоляцией напряжением
20 и 35 кВ не допускаются.
-239-

На период ликвидации аварии допускаются перегрузки по току для
кабелей с изоляцией из полиэтилена и поливинилхлоридного пластиката на
15% и для кабелей с изоляцией из резины и вулканизированного
полиэтилена на 18%, продолжительностью не более 6 ч в сутки в течение 5
суток, но не более 100 ч в год, если в остальные периоды этих суток нагрузка
не превышает длительно допустимой
Для кабелей, находившихся в эксплуатации более 15 лет, перегрузки
должны быть снижены до 10%.
Перегрузка маслонаполненных кабелей низкого и высокого давления
напряжением 110-220 кВ должна быть установлена местными инструкциями
с учетом требований государственных стандартов. (ПТЭЭП п.п. 2.4.8-2.4.10.)
7.4. В каком случае производится отключение КЛ маслонаполненных
кабелей напряжением 110-220 кВ?
Для каждой КЛ из маслонаполненных кабелей или ее секции напряжением
110-220 кВ в зависимости от профиля линии местными инструкциями
должны быть установлены допустимые предельные значения давления
масла, при отклонениях от которых КЛ должна быть отключена и включена
только после выявления и устранения причин нарушений. (ПТЭЭП п 2.4.11.)
7.5. В какие сроки берутся пробы масла из маслонаполненных кабелей и
жидкость из концевых муфт кабелей напряжением 110 кВ и выше?
Пробы масла из маслонаполненных кабелей и жидкости из концевых муфт
кабелей с пластмассовой изоляцией напряжением 110 кВ и выше должны
отбираться перед включением новой линии в работу, через 1 год после
включения, затем через 3 года и в последующем - каждые 6 лет. Значения
контролируемых параметров масла и жидкости должны соответствовать
нормам испытания электрооборудования. (ПТЭЭП п. 2.4.12.)
7.6. Что должен сделать персонал при обнаружении однофазного
замыкания на землю в сетях с изолированной или компенсированной
нейтралью?
При однофазном замыкании на землю в сетях с изолированной или
компенсированной нейтралью персонал должен немедленно сообщить об
этом дежурному на питающей подстанции или дежурному по сети
энергоснабжающей организации и в дальнейшем действовать по их
указаниям. (ПТЭЭП п. 2.4.13.)
7.7. Назовите требования по содержанию туннелей, коллекторов,
каналов и других кабельных сооружении?
Туннели, коллекторы, каналы и другие кабельные сооружения должны
содержаться в чистоте; металлическая неоцинкованная броня кабелей,
проложенных в кабельных сооружениях, и металлические конструкции с
неметаллизированным покрытием, по которым проложены кабели, должны
периодически покрываться негорючими антикоррозионными составами.
Хранение в кабельных сооружениях каких-либо материалов не
допускается.
Кабельные сооружения, в которые попадает вода, должны быть оборудованы
средствами для отвода почвенных и ливневых вод. (ПТЭЭП п. 2.4.20.)
-240-
7.8. Какие требования предъявляются к содержанию КЛ в районах
электрифицированного рельсового транспорта или агрессивных грунтов?
В районах с электрифицированным рельсовым транспортом или
агрессивными грунтами на КЛ должны проводиться измерения блуждающих
токов, составляться и систематически корректироваться потенциальные
диаграммы КЛ (или ее отдельных участков) и карты почвенных коррозирнных
зон. В городах, где организована совместная антикоррозионная защита для
всех подземных коммуникаций, снятие потенциальных диаграмм не
требуется.
Потенциалы кабелей должны измеряться в зонах блуждающих токов,
местах сближения силовых кабелей с трубопроводами и кабелями связи,
имеющими катодную защиту, и на участках кабелей, оборудованных
установками по защите от коррозии. На кабелях со шланговыми защитными
покровами должно контролироваться состояние антикоррозионного
покрытия.
Потребитель, в ведении которого находятся КЛ, должен контролировать
выполнение управлениями и службами электрифицированного рельсового
транспорта мероприятий по уменьшению значений блуждающих токов в
земле в соответствии с установленными требованиями.
При обнаружении на КЛ опасности разрушения металлических оболочек
из-за электрической, почвенной или химической коррозии должны быть
приняты меры к ее предотвращению.
За защитными устройствами на КЛ должно быть установлено наблюдение
в соответствии с местными инструкциями. (ПТЭЭП п.п. 2.4.21-2.4.22.)
7.9. Какие требования предъявляются к проведению земляных работ в
районе прохождения КЛ?
Раскопки кабельных трасс или земляные работы вблизи них должны
производиться только после получения соответствующего разрешения
руководства организации, по территории которой проходит КЛ, и
организации, эксплуатирующей КЛ. К разрешению должен быть приложен
план (схема) с указанием размещения и глубины заложения КЛ.
Местонахождение КЛ должно быть обозначено соответствующими знаками
или надписями как на плане (схеме), так и на месте выполнения работ. При
этом исполнитель должен обеспечить надзор за сохранностью кабелей на
весь период работ, а вскрытые кабели укрепить для предотвращения их
провисания и защитить от механических повреждений. На месте работы
должны быть установлены сигнальные огни и предупреждающие плакаты.
Перед началом раскопок должно быть произведено шурфление
(контрольное вскрытие) кабельной линии под надзором
электротехнического персонала Потребителя, эксплуатирующего КЛ, для
уточнения расположения кабелей и глубины их залегания.
При обнаружении во время разрытия земляной траншеи трубопроводов,
неизвестных кабелей или других коммуникаций, не указанных на схеме,
необходимо приостановить работы и поставить об этом в известность
ответственного за электрохозяйство. Рыть траншеи и котлованы в местах
16-3890
-241 -

нахождения кабелей и подземных сооружений следует с особой
осторожностью, а на глубине 0,4 и более - только лопатами.
Зимой раскопки на глубину более 0,4 м в местах прохождения кабелей
должны выполняться с отогревом грунта. При этом необходимо следить за
тем, чтобы от поверхности отогреваемого слоя до кабелей сохранялся слой
грунта толщиной не менее 0,15 м. Оттаявший грунт следует отбрасывать
лопатами.
Применение ломов и тому подобных инструментов не допускается.
Производство раскопок землеройными машинами на расстоянии ближе
1 м от кабеля, а также использование отбойных молотков, ломов и кирок для
рыхления грунта над кабелями на глубину, при которой до кабеля остается
слой грунта менее 0,3 м, не допускается.
Применение ударных и вибропогружных механизмов разрешается на
расстоянии не менее 5 м от кабелей.
Для производства взрывных работ должны быть выданы дополнительные
технические условия.
Владелец (балансодержатель) КЛ и эксплуатирующая организация
должны периодически оповещать организации и население района, где
проходят кабельные трассы, о порядке производства земляных работ вблизи
этих трасс. (ПТЭЭП п.п. 2.4.23-2.4.27.)
7.10. Как избежать электрических пробоев на вертикальных участках
кабелей напряжением 20-35 кВ вследствие их осушки?
Для предотвращения электрических пробоев на вертикальных участках
кабрлей напряжением 20-35 кВ вследствие осушения изоляции, необходимо
их периодически заменять или устанавливать стопорные муфты.
Для КЛ напряжением 20-35 кВ, с кабелями, имеющими нестекающую
пропиточную массу и пластмассовую изоляцию или с газонаполненными
кабелями не требуется дополнительного наблюдения за состоянием
изоляции вертикальных участков и их периодической замены.
(ПТЭЭП п. 2.4.29.)
7.11. В каком объеме и какими методами производятся испытания КЛ?
При вводе в эксплуатацию и на ее протяжении КЛ подвергаются
следующим проверкам и испытаниям (измерениям):
1. Определение целостности жил и фазировка.
Производятся после окончания монтажа, перемонтажа муфт или
отсоединения жил кабеля.
Все жилы должны быть целыми и сфазированными.
Определение целости жил кабелей напряжением до 20 кВ производится
мегаомметром, а кабелей напряжением до 35 кВ и выше - при измерении
активного сопротивления жил.
Перед включением кабеля на параллельную работу производят фазировку
его, т. е. определение соответствия фаз кабеля фазам подсоединяемого
участка электроустановки. Проверка производится «прозвонкой» с помощью
телефонных трубок или мегаомметра. Если на одном из концов кабеля
«прозваниваемая» жила подсоединяется к фазе А, то на другом конце она
-242-
а) б) в) г)
Рис. 77. Фазировка КЛ под напряжением:
а) - указатель напряжения до 10 кВ; б) - указатель напряжения и соединенная с ним
гибким проводником трубка сопротивления; в) - соответствие фаз кабеля и шин;
г) - разные фазы шин и кабеля в месте присоединения последнего; 1 - указатель
напряжения; 2 - трубка сопротивления; 3 - провод; 4 - шина; 5 - концевая заделка;
6 - кабель; 7 - разъем спуска шин
должна подсоединиться тоже к фазе А. На основании «прозвонки» делается
раскраска жил в соответствии р ГОСТ. После предварительной прозвонки,
перед включением в работу кабельная линия фазируется под напряжением.
Для этого с одного конца на кабель подается рабочее напряжение, а с другого
конца проверяется соответствие фаз измерениями напряжений между
одноименными и разноименными фазами. Фазировка делается с помощью
вольтметров (до 380 В) или вольтметров^ трансформаторов напряжения (если
фазируемые напряжения более 380 В). На напряжении 2-10 кВ фазировка
может делаться с помощью указателей напряжения, на низком напряжении -
с помощью ламп накаливания. Фазируемые напряжения (во избежание
ошибочных суждений) должны быть одинаковыми по величине (допускаются
отклонения не более 10%). Измерения или проверка производятся между
всеми одноименными фазами, а также между каждой из них и двумя
остальными, разноименными фазами. Схема измерений при фазировке
силовых кабелей на низком напряжении дана на рис. 78. Для образования
замкнутого электрического контура необходимо перед измерениями
соединить любую пару предполагаемых одноименных фаз с помощью
разъединителя или временной перемычки. В случае четырехпроводной
системы, в которой нуль заземлен, перемычки не требуется. Если при
измерениях или проверке оказывается, что между одноименными фазами
а^а2, Ь<-Ьт с^с2 напряжение отсутствует, а между одной из одноименных и
противоположными, разноименными а,-Ь2, а,-с2, Ьгаг Ь,-с2, сга2, с,-Ь2 оно
имеется и примерно одинаково (рис. 79), то такой кабель может быть включен
-243-

в параллельную работу. Но возможны и другие случаи, представленные на
рис 80 Перед фазировкой на высоком напряжении с помощью
трансформаторов напряжения у последних должна быть проверена фазировка
между собой подачей на них одного и того же напряжения.
Рис 78. Фазировка силовых Рис. 79. Векторная диаграмма
кабелей для нормального случая фазировки кабелей
2. Измерение сопротивления изоляции.
Производится мегаомметром на напряжение 2500 В в течение 1 мин.
Сопротивление изоляции силовых кабелей напряжением до 1000 В должно
быть не ниже 0,5 МОм. У силовых кабелей напряжением выше 1000 В
сопротивление изоляции не нормируется.
Измерения производятся на отключенных и разряженных КЛ.
Измерения одножильных кабелей без металлического экрана (брони,
оболочки), проложенных в земле, производятся между жилой и землей; для
одножильных кабелей, проложенных на воздухе, сопротивление изоляции
не измеряется. Измерение изоляции одножильных кабелей с металлическим
экраном (оболочкой, броней) производится межДу жилой и экраном.
Измерение изоляции многожильных кабелей без металлического экрана
(брони, оболочки) производится между каждой жилой и остальными жилами,
соединенными между собой. Измерение изоляции многожильных кабелей
с металлическим экраном (броней, оболочкой) производится между каждой
жилой и остальными жилами, соединенными вместе и с металлическим
экраном (броней, оболочкой).
Перед первыми повторными измерениями КЛ должна быть разряжена
путем соединения всех металлических элементов между собой и землей не
менее, чем на 2 мин.
Отсчеты значений сопротивления изоляции производятся по истечении
1 мин с момента приложения напряжения. Кабельная линия напряжением
до 1 кВ считается выдержавшей испытания, если сопротивление изоляции
составляет не ниже 0,5 МОм.
Причиной асимметрии измерений может явиться увлажнение и
загрязнение концевых муфт КЛ.
-244-
Схема установки
Измерено
Вывод
Повторное
измерение,
подтверждающее
возможность
включения
5
х
>з;
X
СО
со
ПЗ
I
2*Ш
Случай 1
8. *
н' г 2
Ф X К
X Ш X
Щ
СО Ш ф
ф о а
5 с ф
$ С
да о и/
? а-5
2 ф Ж
о со 5
н- з: **
5 * о.
* о с
^с; ее
23 X
ф со о
2 ю х
5 0-1
ДА
АД
2Е„
2
х
СП
с о
о. <о
ф
Случай 2
СО см
&"°
со
о. со
ф
Случай 1
ш
ф
3
х
о
О
Ф
о
ю
ф
&
X
ф
X
о
с
о
X
3
х
СО ем
Ь °
с о
ф см
а-о
ф
с
Случай 2
Случай 3
л
X
СО см
&"°
со
о. со
ф
с
ф
а
ф
^в,,
Рис. 80. Ненормальные случаи фазировки кабелей
-245-

3. Испытание повышенным выпрямленным напряжением.
Периодичность испытания кабелей на напряжение до 35 кВ - 1 раз в год
в течение первых 5 лет эксплуатации, а в дальнейшем:
- 1 раз в 2 года для кабельных линий, у которых в течение первых 5 лет не
наблюдалось пробоев при испытаниях и в эксплуатации; 1 раз в год, если в
этот период отмечались пробои изоляции;
- 1 раз в 3 года для кабельных линий на закрытых территориях
(подстанции, завода и др.);
- во время ремонтов оборудования для кабелей, присоединенных к
агрегатам и кабельных перемычек напряжением 6-10 кВ между сборными
шинами и трансформаторами в распределительных устройствах.
Кабели на напряжение 110-220 кВ испытываются через 3 года после
ввода в эксплуатацию и в дальнейшем 1 раз в 5 лет.
Рекомендуется производить измерение сопротивления изоляции
кабелей на напряжение выше 1000 В до и после испытания повышенным
напряжением.
Испытательные напряжения принимаются в соответствии с табл. 44, с
учетом местных условий работы силовых кабельных линий.
Длительность приложения испытательного напряжения:
- для кабелей на напряжение до 35 кВ с бумажной и пластмассовой
изоляцией при приемо-сдаточных испытаниях - 10 мин, а в процессе
эксплуатации - 5 мин;
- кабелей на напряжение 3-10 кВ с резиновой изоляцией - 5 мин;
- для кабелей на напряжение 110-220 кВ - 15 мин.
Таблица 44
Испытательное выпрямленное напряжение силовых кабелей
Номинальное
напряжение, кВ
0.66
1
2
3
6
10
20
35
110
220
Кабели с бумажной изоляцией
Испытательное
напряжение, кВ
2,5
2,5
10-17
15-25
36
60
100
175
285
510
Кабели с пластмассовой изоляцией
Испытательное
напряжение, кВ
Испытательное
напряжение, кВ
2,5*
7,5
36
60
285
Кабели с резиновой изоляцией**
6
12
20
* Испытание выпрямленным напряжением одножильных кабелей с пластмассовой
изоляцией без брони (экранов), проложенных на воздухе, не производится
** После ремонтов, не связанных с перемонтажом кабелей, изоляция проверяется
мегаомметром на напряжение 2506 В, а испытание повышенным выпрямленным
напряжением не производится.
Допустимые токи утечки и значения коэффициента несимметрии при
измерении тока утечки приведены в табл. 45.
-246-
Могут не проводиться испытания:
- двух параллельных кабелей длиной до 60 м, которые являются выводами
линии из ТП и РП;
- кабелей со сроком эксплуатации более 15 лет, на которых удельное
число пробоев составляет более 30 на 100 км в год;
- кабелей, подлежащих выводу из эксплуатации в ближайшие 5 лет.
Кабели с резиновой изоляцией на напряжение до 1000 В испытаниям
повышенным выпрямленным напряжением не подвергаются
Таблица 45
Токи утечки и коэффициенты несимметрии для силовых
кабелей
Кабели
напряжением,
кВ
6
10
20
35
110
220
Испытательное
напряжение, кВ
36
45
50
60
100
140
150
175
285
510
Допустимое
значение тока
утечки, мА
0,2
0.3
0,5
0,5
1.5
1,8
2,0
2,5
Допустимое значение
коэффициента
несимметрии*, (\т( \т)Г)
2
2
3
3
3
3
3
3
Не нормируется
Не нормируется
* - для одножильных кабелей на напряжение 6-35 кВ коэффициент асимметрии
не нормируется.
Кабели испытываются кенотронными установками.
Указанные напряжения достигаются плавным подъемом его со скоростью
1-2кВ/с.
В течение указанного времени наблюдается поведение приборов
(амперметра, вольтметра) и разделок на концах кабеля. Оценка состояния
кабеля производится по поведению и значению тока утечки (измеряется
миллиамперметром - грубо и микроамперметром - точно). Ток утечки не
нормируется. При удовлетворительном состоянии кабеля ток утечки при
подъеме напряжения на каждой ступени сначала резко возрастает (за счет
заряда емкости кабеля), затем быстро спадает до 10*20% максимального
значения: у кабелей до 10 кВ - до 300 мкА, у кабелей до 2-35 кВ - до 800 мкА.
При наличии дефектов ток утечки спадает медленно и даже может
возрастать, особенно при полном испытательном напряжении.
Установившийся ток утечки при максимальном испытательном напряжении
указывается в протоколе испытания. При испытании обращается внимание
на асимметрию токов утечки, т. е. наибольшую разность токов утечки по
-247-

фазам. Большая асимметрия (более 8-10 раз) у кабелей является признаком
дефекта (обычно плохая разделка муфт). Результаты испытаний кабелей
считаются удовлетворительными, если при испытаниях не произошло
пробоя, не наблюдалось резких толчков тока в сторону увеличения и
напряжения в сторону уменьшения, ток утечки в период приложения
максимального напряжения не возрастал. Если последнее условие не
удовлетворяется и ток утечки возрастает, испытание продолжается до
наступления пробоя. '
Характерной особенностью кабелей является их способность длительное
время сохранять заряд после нахождения под выпрямленным напряжением
(из-за значительной емкости). Поэтому после испытаний каждая жила кабеля
на несколько минут заземляется с помощью штанги для полного
исчезновения зарядов. После каждого испытания производят повторное
измерение сопротивления изоляции с помощью мегаомметра 2500 В для
того, чтобы убедиться, что производство испытаний не ухудшило состояния
изоляции кабеля.
4. Контроль степени осушения вертикальных участков.
Производится на кабелях 20-35 кВ с пропитанной вязким составом
бумажной изоляцией по решению технического руководителя Потребителя
путем измерения и сопоставления температур нагрева оболочки в разных
точках вертикального участка.
Разность нагрева отдельных точек при токах, близких к номинальным,
должна быть не более 3°С. Контроль осушения можно производить также
путем снятия кривых \ф=1{Ц) на вертикальных участках.
5. Контроль заземлений.
Производится у металлических концевых муфт и заделок кабелей
напряжением выше 1000 В, а у кабелей напряжением 110-220 кВ - также у
металлических конструкций кабельных колодцев и подпиточных пунктов.
Проверка производится для выявления обрывов и других дефектов путем
осмотра, простукивания молотком и измерения переходного сопротивления.
В случае измерения переходных сопротивлений следует учитывать, что
сопротивление исправного соединения не превышает 0,05 Ом.
В эксплуатации целостность металлической связи между заземлителями
кабельных линий на напряжение 110-220 кВ и нейтралью трансформаторов
проверяется 1 раз в 5 лет.
6. Измерение токораспределения по одножильным кабелям.
Неравномерность распределения токов на кабелях должна быть не более
10% (особенно если это приводит к перегрузке отдельных фаз).
7. Проверка антикоррозийных защит.
Критериями опасности коррозии КЛ являются: коррозионная
агрессивность среды (грунтов, грунтовых и других вод) по отношению к
металлическим оболочкам кабелей; опасное действие постоянного и
переменного блуждающих токов; наличии поляризационных потенциалов
сверх допустимых пределов, указанных в табл. 46.
-248-
Таблица 46
Поляризационные защитные потенциалы металла
сооружения относительно насыщенного медносульфатного
электрода сравнения
Металл оболочки
Сталь
Свинец
Алюминий
Защитный потенциал
Минимальный, В, Е%%
-0,85
-0,7
-0,85
Максимальный, В, Е3^с
-1,15
-1,3
-1,4
Здесь и далее под минимальным и максимальным защитными
потенциалами подразумеваются их абсолютные значения.
(Если измеренные потенциалы находятся в указанных в таблице пределах,
то КЛ может считаться защищенной от коррозии. Обычно КЛ без
электрической защиты от коррозии не имеют минимального защитного
потенциала, и коррозионные процессы могут привести к местным
повреждением брони и оболочек кабелей,а также стальных трубопроводов.
Кабельные линии подлежат защите от коррозии, вызываемой блуждающими
токами, в анодных и знакопеременных зонах: при прокладке в грунтах с удельным
сопротивлением менее 20 Омм, независимо от плотности тока, стекающего в
землю; при прокладке в грунтах с удельным сопротивлением более 20 Омм и
значении среднесуточной плотности тока утечки в землю свыше 0,15 мА/дм2, при
отсутствии достаточных данных о степени коррозионной активности грунтов, если
потенциал в анодной зоне превышает 0,2 В; при обнаружении опасного влияния
переменного тока (на участках, где обнаружены напряжения переменного тока
между КЛ и землей, превышающие 0,3 В); при обнаружении смещения среднего
значения разности потенциалов между КЛ и медносульфатным электродом
сравнения в отрицательную сторону не менее 10 мВ по сравнению с разностью
потенциалов, измеренных при отсутствии влияния переменного тока.
При проверке измеряются потенциалы и токи в оболочках кабелей и
параметры электрозащиты (ток и напряжение катодной станции, ток
дренажа) в соответствии с руководящими указаниями по электрохимической
защите подземных энергетических сооружений от коррозии.
Оценку коррозионной активности грунтов и естественных вод следует
производить в соответствии с требованиями государственных стандартов.
Сроки проведения измерений блуждающих токов в земле определяютря
руководителем Потребителя, но не реже 1 раза в три года.
Проверяется работа антикоррозийных защит для:
- кабелей с металлической оболочкой, проложенных в грунтах со средней и
низкой коррозионной активностью (удельное сопротивление грунта выше
20 Омм), при среднесуточной плотности тока утечки в землю выше 0,15 мА/дм2;
- кабелей с металлической оболочкой, проложенных в грунтах с высокой
активностью (удельное сопротивление грунта менее 20 Омм), при любой
среднесуточной плотности тока в землю;
-249-

- кабелей с незащищенной оболочкой и разрушенными броней и
защитными покровами;
- стального трубопровода кабелей высокого давления, независимо от
агрессивности грунта и видов изоляционных покрытий.
Устройства электрической защиты от коррозии должны обеспечивать
защитные потенциалы КЛ, указанные в табл. 46, и сохранять
работоспособность при протекании по оболочкам кабелей сквозных токов
однофазного (двухфазного) короткого замыкания.
Для создания защитного потенциала используются:
- прямой электродренаж (дренажное устройство, обладающее
двусторонней проводимостью);
- поляризованный электродренаж (дренаж, обладающий односторонней
проводимостью;
- усиленный дренаж;
- катодная защита.
На КЛ измеряются:
- потенциалы оболочек кабелей по отношению к земле с использованием
медносульфатного или стального электрода сравнения; #
- разность потенциалов между оболочкой кабеля и другими
сооружениями и рельсами электрифицированного транспорта;
- значения силы и плотности токов и их направления в тех же местах и
цепях, где производилось измерение потенциалов.
Для измерения поляризационных
потенциалов КЛ должен применяться
вольтметр с внутренним сопротивле-
нием не менее 20000 Ом на 1 В шкалы
с пределами измерений 75-0-75 мВ,
0,5-0-0,5 В; 1,0-0-1,0 В; 5,0-0-5,0 В.
Положительный вывод вольтметра при-
соединяется к оболочке кабеля, а отри-
цательный - к электроду сравнения.
Если измеряемые разности
потенциалов не превышают 1 В,
следует применять медносульфатный
неполяризующийся электрод
сравнения (рис. 81); при больших
разностях потенциалов могут быть
использованы металлические
электроды (штыри).
Измерения производятся в
доступных местах трассы исследуемой
КЛ через 100-300 м (в контрольно-
измерительных пунктах, во временных
Щурфах в коррозионно-опасных зонах
и т. п.).
Рис. 81. Общий вид медносульфатного
неполяризующегося электрода:
1 - сосуд из диэлектрика; 2 - пористая
диафрагма, 3 - удерживающее кольцо;
4 - стержень из меди; 5 - пробка;
6 - контактный зажим
-250-
При измерениях с использованием стального электрода сравнения значение
минимального защитного потенциала должно быть не менее минус 0,3 В.
Измерение значения силы постоянных токов и их направления
выполняется в тех же местах и цепях, где производились измерения
потенциалов. Сущность метода заключается в измерении падения
напряжения между двумя находящимися на некотором расстоянии друг от
друга точками брони (оболочки) кабеля и в определении сопротивления
брони (оболочки) между этими точками. Для измерений используется
милливольтметр с внутренним сопротивлением 1 МОм на 1 В шкалы и
пределами измерений: 0-1 мВ и 10-0-10 мВ.
8. Измерение температуры кабелей.
Производится по местным инструкциям на участках трассы, где имеется
опасность перегрева кабелей. Температура кабелей должна быть не выше
допустимых значений.
9. Испытание пластмассовой оболочки (шланга) повышенным
выпрямленным напряжением.
Испытание проводится через 1 год после ввода в эксплуатацию и затем
1 раз в 3 года.
Испытательное напряжение 10 кВ прикладывается между металлической
оболочкой (экраном) и землей, длительность приложения испытательного
напряжения - 1 мин.
Некоторые особенности испытаний маслонаполненных и
газонаполненных кабелей.
Пуско-наладочные работы на маслонаполненных и газонаполненных
кабельных линиях разделяются на два этапа.
Первый этап - испытания, проводимые до монтажа и в процессе монтажа.
При этом производится:
1) осмотр кабельных барабанов при их поставке на место монтажа;
2) измерение сопротивлений заземлений отдельных колодцев кабельной
линии до их соединения между собой по оболочкам кабеля при монтаже
кабеля;
3) контрбль за качеством антикоррозийного покрытия стальных труб;
4) определение характеристик масел, предназначенных для заливки и
монтажа;
5) наладка автоматики подпитывающих устройств, систем сигнализации
и пожаротушения.
В ряде случаев при монтаже кабельной линии закладываются заранее
отградуированные датчики для измерения температуры кабеля на его оболочках
и почвы на глубине прокладки кабеля для последующих тепловых испытаний.
Второй этап - испытание смонтированной кабельной линии в
соответствии с требованиями НТД и технических условий на кабель и
поставляемую к нему аппаратуру.
В программу входит:
1) внешний осмотр всех элементов кабельной линии; _
2) измерение сопротивления заземления кабельной линии;
3) определение целости жил и их фазировка;
-251 -

4) измерение сопротивлений жил постоянному току;
5) измерение электрической емкости жил;
6) испытание кабеля на свободное прохождение масла и определение
гидравлического сопротивления маслоподводящего канала;
7) определение содержания не растворенного в масле воздуха;
8) опробование систем сигнализации давления масла;
9) испытание подпитывающих агрегатов;
10) испытание устройств подогрева муфт;
11) определение характеристик масла;
12) испытание повышенным напряжением выпрямленного тока или тока
промышленной частоты;
13) проверка действия установленных антикоррозийных защит (при их
наличии).
Кабельные линии среднего давления испытываются по п.п. 1-5 и 9-12,
высокого давления - по п.п. 1-8, 11 и 12.
Наиболее трудоемким при монтаже кабеля является испытание масла.
Испытания производятся в полевых лабораториях. Контрольные пробы
масла должны удовлетворять требованиям НТД.
Для кабелей 110 кВ и выше допускается испытание повышенным
напряжением промышленной частоты вместо выпрямленного. В этом случае
кабели 110 кВ испытываются напряжением 110 кВ, кабели 220 кВ - напряжением
220 кВ по отношению к «земле». Продолжительность испытания - 15 мин.
ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ РЕМОНТЕ КАБЕЛЬНЫХ ЛИНИЙ
Правила безопасности при выполнении земляных работ
Земляные работы на территории организаций, населенных пунктов, а
также в охранных зонах подземных коммуникаций (электрокабели, кабели
связи, газопровода и др.) могут быть начаты только с письменного
разрешения руководства организации, местного органа власти и владельца
этих коммуникаций. К разрешению должен быть приложен план (схема) с
указанием размещения и глубины заложения коммуникаций.
Местонахождение подземных коммуникаций должно быть обозначено
соответствующими знаками или надписями как на плане (схеме), так и на
месте выполнения работ.
При обнаружении не отмеченных на планах кабелей, трубопроводов,
подземных сооружений земляные работы следует прекратить до выяснения
принадлежности обнаруженных сооружений и получения разрешения от
соответствующих организаций на продолжение работ.
Перед началом раскопок кабельной линии должно быть произведено
контрольное вскрытие линии под надзором персонала организации -
владельца КЛ.
Не допускается производство раскопок землеройными машинами в
охранной зоне кабельных линий, т. е. на расстоянии менее 1 м, а также
применение клин-бабы и аналогичных механизмов ударного действия на
расстоянии менее 5 м от кабелей.
-252-
Разрешается при раскопках применение землеройных машин в пределах
охранной зоны кабельных линий только персоналу, эксплуатирующему
данные линии.
Применение отбойных молотков для вскрытия покрова над кабелями и
землеройных машин для выемки грунта, а также ломов и кирок для рыхления
грунта допускается только на глубину, при которой до кабелей остается слой
грунта не менее 0,3 м. Дальнейшая выемка грунта должна производиться
лопатами.
Траншеи и котлованы при глубине более 1 м следует выполнять с
откосами. В случае выполнения отвесных стенок при наличии плывунов и
притока грунтовых вод стенки должны укрепляться досками, стойками и
распорками.
При рытье траншей в слабом или влажном грунте, когда существует угроза
обвала, их стены также должны быть надежно укреплены. В сыпучих грунтах
работы можно вести без крепления, но с откосами не менее 15° от
вертикальной стенки траншеи.
В грунтах естественной влажности при отсутствии грунтовых вод и
расположенных поблизости подземных сооружений рытье котлованов и
траншей с вертикальными стенками без крепления разрешается на глубину
не более 1 м в насыпных, песчаных и крупнообломочных грунтах; 1,25 м в
супесях; 1,5 м в суглинках и глинах.
В плотных связных грунтах траншеи с вертикальными стенками рыть
роторными и траншейными экскаваторами без установки креплений
допускается на глубину не более 3 м. В этих случаях спуск людей в траншеи
запрещен.
В местах траншеи, где необходимо пребывание людей, должны быть
устроены крепления или выполнены откосы.
В зимнее время года разработка грунта (кроме сухого) на глубину
промерзания допускается без креплений.
Крепление траншей и котлованов глубиной до 3 м, как правило, должно
быть инвентарным и выполняться по типовым проектам для данного участка
кабельной трассы.
Образовавшиеся над траншеей "козырьки" и оставшиеся на откосах
камни должны быть немедленно обрушены, при этом электромонтажники в
это время должны быть выведены из опасных зон.
Котлованы и траншеи должны быть ограждены. На ограждении должны
быть предупреждающие знаки и надписи, а в ночное время - сигнальное
освещение. При выполнении аварийно-восстановительных работ
необходимо применять освещение на напряжение 12 В. Светильники должны
быть установлены на крайних щитах ограждения.
Правила безопасности при прокладке кабелей
Погрузка и разгрузка барабанов с кабелем должны производиться с
применением грузоподъемных машин. При перекатке барабанов с кабелем
следует принять меры предосторожности против захвата одежды работников
выступающими частями барабана. Барабан с кабелем необходимо
-253-

перекатывать только по горизонтальной поверхности. На пути катящегося
барабана находиться работникам запрещается. Перекатывать кабели
непосредственно у бровки траншеи (не ближе 1 м) запрещается. Размотку
кабеля необходимо выполнять только в брезентовых рукавицах. При
переноске кабеля на плече следует нести его на том, которое обращено в
сторону траншеи. При ручной прокладке кабеля число работников должно
быть таким, чтобы на каждого приходился участок кабеля массой не более
35 кг, при этом все работники должны находиться по одну сторону кабеля.
На трассах, имеющих повороты, запрещается при прокладке стоять
внутри углов поворота кабеля, а также поддерживать кабель на углах
поворота или оттягивать его вручную. Для этой цели в местах поворота
должны быть установлены угловые ролики.
При раскатке кабеля с передвигающегося транспортера,
кабелеукладчика, со специально оборудованной автомашины или
трубоукладчика принимать и укладывать кабель должны не менее 2-х чел.
Протягивание кабелей через проемы в стенах допускается при условии
нахождения работников по обе стороны стены. При протаскивании кабелей
через отверстия, междуэтажные перекрытия и трубы необходимо принимать
меры предосторожности от попадания рук работающих в проемы или трубы.
Подъем, крепление и рихтовка кабеля, вес 1 м которого более 1 кг, с
приставных лестниц и лестниц-стремянок запрещаются.
При протягивании кабеля с помощью лебедок через трубные блоки с
промежуточными кабельными колодцами должна быть обеспечена четкая
подача команд для работников, находящихся в колодцах или камерах, по
телефону, радио или через связных работников.
Перекладывать кабели и переносить муфты следует после отключения
кабельной линии и ее заземления.
Перекладывание кабелей, находящихся под напряжением, допускается
в случае необходимости, но только при выполнении следующих условий:
- перекладываемый кабель должен иметь температуру не ниже 5 °С;
- муфты на перекладываемом участке должны быть жестко укреплены
досками, которые также жестко скреплены металлическими хомутами;
- при работе должны быть применены диэлектрические перчатки, поверх
которых для защиты от механических повреждений должны быть надеты
брезентовые рукавицы;
- работы должны выполнять работники, имеющие опыт прокладки
кабелей, под надзором ответственного руководителя работ, имеющего
5 группу.
Открытые муфты должны укрепляться на доске, подвешенной с помощью
проволоки или троса к перекинутым через траншею брусьям, и закрываться
коробами. Одна стенка короба должна быть съемной и закрепляться без
применения гвоздей.
На короба, закрывающие откопанные кабели, необходимо вывешивать
предупреждающие плакаты или знаки безопасности.
Не допускается использовать для подвешивания кабелей соседние
кабели, трубопроводы и т. п. Подвешивать кабели следует, не допуская их
смещения.
-254-
Правила безопасности при вскрытии муфт и разрезании кабеля
Перед вскрытием муфт или разрезанием кабеля необходимо убедиться
в том, что работа будет производиться на подлежащем ремонту кабеле, что
этот кабель отключен и выполнены технические мероприятия, необходимые
для допуска к работам на нем.
На рабочем месте подлежащий ремонту кабель следует определять:
- при прокладке кабеля в туннеле, коллекторе, канале и других кабельных
сооружениях или по стенам зданий - прослеживанием, сверкой раскладки с
чертежами и схемами, проверкой по биркам;
- при прокладке кабеля в земле - сверкой его расположения с чертежами
прокладки. Для этой цели должна быть предварительно прорыта контрольная
траншея (шурф) поперек пучка кабелей, позволяющая видеть все кабели.
Во всех случаях, когда отсутствует видимое повреждение кабеля, следует
применять кабелеискательный аппарат с накладной рамкой.
Перед разрезанием кабеля или вскрытием соединительной муфты
необходимо проверить отсутствие напряжения с помощью специального
приспособления. В туннелях, коллекторах, колодцах и других кабельных
сооружениях приспособление допускается применять при наличии
дистанционного управления им. Приспособление должно обеспечивать
прокол или разрезание брони и оболочки кабеля до жил с замыканием их
между собой и заземлением.
Для заземления прокалывающего приспособления могут быть
использованы заземлитель, погруженный в почву на глубину не менее 0,5 м,
или броня кабеля. Присоединять заземляющий проводник к броне следует
посредством хомутовгброня под хомутом должна быть зачищена.
В тех случаях, когда броня подверглась коррозии, допускается
присоединение заземляющего проводника к металлической оболочке
кабеля.
Если в результате повреждений кабеля открыты все токоведущие жилы,
отсутствие напряжения можно проверять непосредственно указателем
напряжения без прокола кабеля.
При использовании изолирующей штанги с иглой и режущим
наконечником необходимо применять специальный защитный экран.
При проколе кабеля следует надевать диэлектрические перчатки и
защитные очки, при этом стоять нужно на изолирующем основании сверху
траншеи, как можно дальше от прокалываемого кабеля.
Прокол кабеля должны выполнять два работника - допускающий и
производитель работ: один из них непосредственно прокалывает кабель, а
второй наблюдает.
Вскрывать соединительные муфты и разрезать кабель в тех случаях, когда
предварительный прокол не делается, следует заземленным инструментом,
надев диэлектрические перчатки и защитные очки и стоя на изолирующем
основании.
После предварительного прокола те же операции на кабеле можно
выполнять без перечисленных дополнительных мер безопасности.
-255-

Правила безопасности и санитарные правила при работе с массами,
компаундами, отвердителями и припоями
Кабельная масса для заливки муфт должна разогреваться на жаровне в
специальном металлическом ведре с крышкой и носиком для слива. При
разогреве массы не следует доводить ее до кипения, так как это может
привести к вспышке и возгоранию массы.
Не допускается разогревать невскрытые банки с кабельной массой, так
как при их вскрытии после разогрева возможен выброс горячей массы.
При заливке разогретого припоя и кабельной массы необходимо
пользоваться брезентовыми рукавицами и защитными очками. Рукава
одежды должны быть завязаны у запястья поверх рукавиц или должны
применяться рукавицы длиной до локтя.
Не допускается передавать ведро с горячими массами или тигель с
припоем из рук в руки. При передаче необходимо ставить их на землю или
на прочное основание.
Поднимать разогретую массу, а также припой на высоту необходимо
осторожно и только при помощи стального троса. Переносить по временным
лестницам или стремянкам, а также стоять или проходить под местом работы
при заливке массы или припоя не допускается .
Перемешивать расплавленный состав для заливки муфт и припой следует
предварительно нагретым металлическим прутком или ложкой. Попадание
влаги в горячие припои или составы недопустимо.
Эпоксидные компаунды в жидком и не вполне затвердевшем состоянии,
а также их пары и пары отвердителей представляют собой токсичные
материалы.
Лица, работающие с эпоксидными компаундами и его отвердителями,
должны быть проинструктированы о токсичных свойствах этих материалов,
правилах безопасности и мерах профилактики, о чем должна быть
произведена запись в журнале производственного инструктажа.
Работу с эпоксидными компаундами должны выполнять лица, прошедшие
медицинское освидетельствование.
Все работающие с эпоксидным компаундом должны быть обеспечены
резиновыми перчатками, спецодеждой. Уносить домой загрязненную
спецодежду запрещается. Загрязненная одежда подлежит замене. Вместо
медицинских перчаток можно применять биологические перчатки. Рецепт
биологических перчаток (мази), массовые части:
Спирт этиловый 90%-й 58,7
Казеин 19,7
Глицерин 49,7
Аммиак 25%-й 1.9.
Работающие с эпоксидными компаундами должны соблюдать
аккуратность, избегать касаться их (кожей), следить за чистотой рук,
полотенец, спецодежды, рабочего места, инструмента и посуды,
проветривать помещение, если оно не имеет приточно-вытяжной
вентиляции.
-256-
Руки следует тщательно мыть теплой водой с мылом не только после
окончания работы, но и во время перерывов (туалета, приема пищи и т. д.), а
также после случайного загрязнения рук компаундом или отвердителем.
Руки, загрязненные эпоксидным компаундом, следует после мытья
смазать мягкой жирной мазью на основе ланолина, вазелина или
касторового масла. При значительном загрязнении рук разрешается для
смыва пользоваться этилцеллозольвом или небольшим количеством
ацетона, но нельзя применять для чистки рук бензол, толуол,
четыреххлористый углерод и другие очень токсичные растворители.
Загрязненный инструмент следует очистить при помощи ацетона.
Эпоксидный компаунд и отвердитель следует хранить в закрытой таре в
хорошо проветриваемых помещениях или вытяжных шкафах.
Сосуды с жидкими эпоксидными смолами должны быть плотно
закупорены и иметь соответствующие надписи.
Хранение и прием пищи, курение в помещениях, в которых выполняется
монтаж муфт или заделок с использованием эпоксидного компаунда, не
допускается .
Правила безопасности при работе с паяльными лампами
Перед началом работы с паяльной лампой необходимо проверить
исправность лампы и правильность запайки предохранителя (неисправную
лампу следует сдать в ремонт), налить бензин (керосин) в резервуар лампы
не более, чем на 3/4 его объема (нельзя наливать бензин в керосиновую
паяльную лампу), завернуть пробку наливного отверстия лампы не менее,
чем на четыре нитки резьбы.
При работе с паяльной лампой необходимо: разжигать лампу бензином
(керосином), налитым в чашечку под горелкой, но не подачей его через
горелку; разжигать лампу и работать с ней возможно дальше от
легковоспламеняющихся предметов, оборудования, проводов и
маслонаполненных аппаратов; применять лампу на действующих подстанциях
на расстоянии до ближайших токоведущих частей напряжением до 10 кВ не
менее 1,5 м, а выше 10 кВ не менее 3 м; наблюдать за правильностью
регулирования пламени, опускать давление воздуха только после того, как
лампа потушена и ее горелка полностью остыла; сдавать лампу в
профилактический ремонт с записью в журнале не реже 1 раза в месяц.
Запрещается:
- наливать и выливать горючее, разбирать лампу вблизи огня;
- накачивать чрезмерно воздух в лампу;
- снимать горелку до спуска давления в резервуаре лампы.
Правила безопасности при работе с пропан-бутаном
До начала работы на установке с пропан-бутаном необходимо:
- проверить исправность баллонов (отсутствие утечки газов, трещин,
изменения формы) и их вентилей, наличие всех паспортных данных и клейма,
срок периодического испытания баллонов;
- защитить баллон с газом от прямого действия солнечных лучей.
Подогревать баллон для повышения давления газа, ударять металлическими
предметами по баллону не допускается ;
-257-
17-3890

- проверить, чтобы давление газа в баллоне составляло не более 1,6 МПа;
при большем давлении необходимо открыть вентиль для выпуска части газа в
атмосферу или охладить баллон холодной водой в целях снижения давления
газа в нем; при выпуске газа в атмосферу, так же, как и при продувке вентиля
или горелки, надо находиться в стороне, противоположной направлению струи;
- проверить отсутствие утечки газа путем покрытия возможных мест утечки
мыльной эмульсией или погружения установки или части ее в воду; проверка
утечки газа при помощи огня не допускается: баллон, в котором нельзя
устранить утечку газа, должен быть отнесен в безопасное место вне помещения,
где нет скопления людей, для осторожного выпуска газа в атмосферу;
- при обнаружении утечки газа прекратить работы и провентилировать
помещение.
При работе с установкой на пропан-бутане необходимо:
- установить и присоединить редуктор и шланг при закрытом вентиле
баллона. Малые баллоны для пропан-бутана, имеющие правую резьбу,
должны быть снабжены переходной муфтой, припаянной к переходному
штуцеру. Из малого баллона можно производить отбор газа без редуктора,
но нельзя к этому баллону присоединять штуцер без фибровой шайбы;
- шланги сращивать только при помощи соединительных штуцеров;
- зажечь горелку, подведя к ней огонь, после чего плавно открыть вентиль
горелки на 1/3 оборота; отогревание вентилей и других частей установки •
при необходимости допускается только путем смачивания водой; огнем для
этой цели пользоваться не допускается ;
- выполнять работу в кабельном туннеле при включенной приточно-
вытяжной вентиляции;
- работать в кабельных туннелях, каналах и траншеях в присутствии
второго лица, обученного правилам техники безопасности, с перерывами,
периодически поднимаясь на свежий воздух;
- работать только в предохранительных очках и брезентовых рукавицах;
- расходовать пропан-бутан только до остаточного давления в баллоне
0,05 МПа, а кислород до остаточного давления 0,2 МПа;
- присоединять редукторы и шланги, предварительно убедившись в том, что
они соответствуют применяемому газу. Присоединять к кислородному баллону
шланг и редуктор, предназначенные для пропан-бутана, не допускается;
- смыть водой сжиженный пропан-бутан при попадании его на кожу;
- тушить загоревшийся пропан-бутан углекислотными огнетушителями
или струей воды. Малые очаги пожара можно гасить песком или покрывалом
из невоспламеняющегося материала;
- после окончания работы сначала закрыть вентиль баллона, а затем
вентиль горелки.
Правила безопасности при работе с пороховым прессом
Для работы с пороховым прессом необходимо:
- иметь квалификацию не ниже 3-го разряда, пройти обучение и сдать
экзамены по утвержденной программе, иметь удостоверение на право
работы с указанными пороховыми прессами;
-258-
- не применять пороховые прессы во взрыво- и пожароопасных зонах;
- не применять неисправный лресс;
- не заряжать пресс до полной готовности рабочего места; не переносить
заряженный пресс, не применять заряд большей мощности, чем
рекомендовано, не производить выстрел, не убедившись в том, что конец
жилы кабеля полностью находится в гнезде матрицы; не производить
выстрел, находясь в неудобном, неустойчивом положении;
- не оставлять даже на короткое время пресс и патроны без надзора;
- работать с надетыми кожаными перчатками;
- не разряжать пресс ранее, чем через 1 мин, если выстрела не произошло;
- не упрощать и не изменять блокировочное устройство пресса;
- перед ремонтом, осмотром, транспортировкой и сдачей на хранение
пресса убедиться в том, что он разряжен;
- не передавать пресс другим лицам, за исключением инструкторов (для
проверки исправности) и работника, ответственного за хранение.
Правила безопасности при монтаже кабелей в действующих
установках
К производству кабельных работ в действующих электроустановках
допускаются лица, которые аттестованы на знание Межотраслевых правил
по охране труда (правил безопасности) при эксплуатации электроустановок
и которым присвоена группа не ниже III. Работы проводятся по наряду-
допуску.
Не допускаемся производить работы в действующих электроустановках
по монтажу кабельных линий вблизи токоведущих частей и на токоведущих
частях, находящихся под напряжением.
Перемещение, отводы, сдвиги кабеля и переноску муфт можно
производить только после снятия напряжения и разрядки кабеля.
До начала работ необходимо снять напряжение и после проверки
отсутствия напряжения заземлить кабель. На рукоятках приводов
выключателей следует повесить плакат "Не включать! Работают люди".
Правила безопасности при монтаже и ремонте кабелей
в подземных сооружениях
Осмотр подземных кабельных сооружений, не относящихся к числу
газоопасных, и работы по ремонту в них должны проводить не менее двух
работников.
Работы в подземных кабельных сооружениях, где возможно появление
вредных газов, должны проводить по наряду не менее трех работников, из
которых двое -страхующие. Производитель работ должен иметь группу IV.
В каждом районе необходимо иметь перечень газоопасных подземных
сооружений, с которым обслуживающий персонал должен быть ознакомлен
заранее. Все газоопасные подземные сооружения должны быть помечены
на схеме.
-259-

До начала и во время работы в подземном кабельном сооружении должна
быть обеспечена естественная или принудительная вентиляция. Естественная
вентиляция создается открыванием не менее двух люков с установкой около
них специальных козырьков, направляющих воздушные потоки.
Принудительная вентиляция обеспечивается вентилятором или компрессором
в течение 10-15 мин для полного обмена воздуха в подземном сооружении
посредством рукава, опускаемого вниз и не достигающего дна на 0,25 м.
Не допускается применять для вентиляции баллоны со сжатыми газами.
Не допускается без проверки подземных кабельных сооружений на
загазованность приступать к работе в них. Проверку должны проводить лица,
обученные пользованию приборами. Список этих лиц утверждается
указанием по предприятию.
Проверка отсутствия газов с помощью открытого огня не допускается .
Перед началом работы в коллекторах и туннелях, оборудованных
приточно-вытяжной вентиляцией, последняя должна быть приведена в
действие на срок, определяемый по местным условиям. Отсутствие газа в
этом случае можно не проверять.
При работах в коллекторах и туннелях должны быть открыты два люка или
две двери, чтобы работающие находились между ними.
При открывании колодцев необходимо применять инструмент, не дающий
искрообразования, а также избегать ударов крышки о горловину люка.
У открытого люка колодца должен быть установлен предупреждающий
знак или сделано ограждение.
В колодце допускается находиться и работать одному человеку с
группой Ш, с применением предохранительного пояса, со страховочным
канатом. Предохранительный пояс должен иметь наплечные ремни,
пересекающиеся со стороны спины, с кольцом на пересечении для
крепления каната. Другой конец каната должен держать один из страхующих
работников.
При работах в колодцах разжигать в них паяльные лампы, устанавливать
баллоны с пропан-бутаном, разогревать составы для заливки муфт и припой
не допускается . Опускать в колодец расплавленный припой и разогретые
составы для заливки муфт следует в специальной закрытой посуде,
подвешенной с помощью карабина к металлическому тросику.
При проведении огневых работ должны применяться щитки из
огнеупорного материала, ограничивающие распространение пламени, и
приниматься меры по предотвращению пожара.
В коллекторах, туннелях, кабельных полуэтажах и прочих помещениях, в
которых проложены кабели, при работе с использованием пропан-бутана
суммарная вместимость находящихся в помещении баллонов не должна
превышать 5 л.
После окончания работ баллоны с газом должны быть удалены, а
помещение провентилировано.
При прожигании кабелей находиться в колодцах не допускается , а в
туннелях и коллекторах допускается только на участках между двумя
-260-
открытыми входами. Не допускается работать на кабелях во время их
прожигания.
После прожигания во избежание пожара необходимо осмотреть кабели.
Перед допуском к работам и проведением осмотра в туннелях устройства
защиты от пожара в них должны быть переведены с автоматического
действия на дистанционное управление и на ключе управления должен быть
вывешен плакат "Не включать! Работают люди".
Не допускается курить в колодцах, коллекторах и туннелях, а также вблизи
открытых люков.
При длительных работах в колодцах, коллекторах и туннелях время
пребывания в них определяет работник, выдающий наряд, в зависимости от
условий выполнения работ.
В случае появления газа работа в колодцах, коллекторах и туннелях
должна быть прекращена, работники выведены из опасной зоны до
выявления источника загазованности и его устранения.
Для вытеснения газов необходимо применять принудительную
вентиляцию.
-261 -

8. ПРЕДОХРАНИТЕЛИ, ПРЕДОХРАНИТЕЛИ-РАЗЪЕДИНИТЕЛИ
8.1. В каком объеме проводятся испытания (измерения)
предохранителей (предохранителей-разъединителей) ?
Вышеуказанное оборудование проверяется и испытывается в следующем
объеме:
1. Испытание опорной изоляции предохранителей повышенным
напряжением промышленной частоты.
Испытательное напряжение должно соответствовать данным табл. 26.
Допускается производить совместно с испытанием изоляторов ошиновки
ячеек.
2. Проверка целостности плавкой вставки.
Целостность плавкой вставки проверяется омметром; наличие
маркировки со значением номинального тока плавкой вставки - визуально.
Значение номинального тока плавкой вставки должно соответствовать
проектным данным.
3. Измерение сопротивления постоянному току токоведущей части
патрона выхлопного предохранителя.
Проводится при наличии соответствующих данных в инструкции
завода-изготовителя.
Измеренное значение сопротивления должно соответствовать значению
номинального тока по маркировке на патроне.
4. Измерение контактного нажатия в разъемных контактах предохранителя.
Измеренное значение должно соответствовать заводским данным.
5. Проверка состояния дугогасительной части патрона выхлопного
предохранителя.
Измеряется внутренний диаметр дугогасительной части патрона
предохранителя-разъединителя. Измеренное значение диаметра должно
соответствовать заводским данным.
6. Проверка предохранителя-разъединителя.
Выполняется 5 циклов операций включения и отключения
предохранителя-разъединителя. Каждая операция должна бы1ъ успешной
с первой попытки.
9. РАЗЪЕДИНИТЕЛИ, КОРОТКОЗАМЫКАТЕЛИ, ОТДЕЛИТЕЛИ
9.1. Каков объем проверок и их методы при испытаниях разъединителей,
короткозамыкателей и отделителей?
В эксплуатации и при вводе в эксплуатацию разъединители, отделители
и короткозамыкатели подвергаются следующим проверкам:
1. Измерение сопротивления изоляции:
- поводков и тяг, выполненных из органических материалов.
Производится мегаомметром на напряжение 2500 В. Результаты измерений
сопротивлений изоляции должно быть не ниже значений, приведенных в табл. 36;
- измерение сопротивления изоляции многоэлементных изоляторов.
Производится мегаомметром напряжением 2500 В только при
положительной температуре окружающего воздуха.
-262-
Сопротивление каждого элемента многоэлементного изолятора должно
быть не менее 300 МОм.
Проверяется также изоляция от «земли» ножа короткозамыкателя,
работающего совместно с отделителем, проверка целости изоляторов и
изолирующего элемента производится мегаомметром при отсоединенной
заземляющей ш» . ^
Сопрогиг'н ни<* изояри/м но монтируется
- измора •. ^опр ^ V',., ^ * 1»я \ ^ ^ 1 мг .-, * х и/ пем и ~^ промпгнитов
управления
Измерения производятся с. всеми присоединенными аппаратами (катушки,
контакторы, пускатели, выключатели, приборы, реле и т. д.) мегаомметром напря-
жением 1000-2500 В, а сопротивление изоляции должно быть не менее 1 МОм.
2. Испытание повышенным напряжением промышленной частоты:
- основной изоляции;
Испытательное напряжение одноэлементных опорных изоляторов
должно соответствовать данным табл. 26.
Испытание повышенным напряжением опорно-стержневых изоляторов
не обязательно.
Испытание изоляции многоэлементных изоляторов) производится в
соответствии с указаниями - вновь устанавливаемые многоэлементные
изоляторы должны испытываться повышенным напряжением 50 кВ частоты
50 Гц, прикладываемым к каждому элементу изолятора.
- изоляции вторичных цепей и обмоток ЭМУ.
Продолжительность испытания - 1 мин, а испытательное напряжение -
1000 В. При проведении испытаний мегаомметром на 2500 В можно не
проводить измерений мегаомметром на 500-1000 В.
При испытании внешней изоляции электрооборудования повышенным
напряжением промышленной частоты, производимом при факторах внешней
среды, отличающихся от нормальных (температура воздуха 20°С, абсолютная
влажность 11 г/м3, атмосферное давление 101,3 кПа, если в стандартах на
электрооборудование не приняты другие пределы), значение
испытательного напряжения должно определяться с учетом поправочного
коэффициента на условия испытания, регламентируемого
соответствующими государственными стандартами.
3. Измерение сопротивления постоянному току:
- контактной системы разъединителей и отделителей;
Результаты измерений должны соответствовать заводским нормам, а при
их отсутствии - данным табл. 47.
Таблица 47
Допустимые значения сопротивлений контактных систем
разъединителей
Тип
разъединителя
РЛН
Остальные
типы
Номинальное
напряжение, кВ
35-220
Все классы
напряжения
Номинальный
ток, А
600
600
1000
1500-2000
Допустимое значение
сопротивления, мкОм
220
175
120
50
-263-

- обмоток ЭМУ.
Результаты измерений сопротивлений обмоток должны соответствовать
заводским нормам.
4. Измерение усилия вытягивания ножа из неподвижного контакта
разъединителя или отделителя.
Результаты измерений должны соответствовать заводским нормам, а при
их отсутствии данным табл. 48.
Таблица 48
Наибольшее допустимое усилие вытягивания одного ножа
из неподвижного контакта
Номинальный ток, А
400-600
1000-2000
3000
Усилие вытягивания, кН (кгс)
0,2 (2,0)
0,4 (4,0)
0,8 (8,0)
5. Проверка работы разъединителя, короткозамыкателя и отделителя.
Аппараты с ручным управлением должны быть проверены выполнением 5
операций включения и 5 операций отключения.
Аппараты с дистанционным управлением проверяются выполнением пяти
операций включения и отключения при номинальном напряжении на выводах
ЭМУ и электродвигателей.
6. Определение временных характеристик.
Результаты измерений должны соответствовать заводским нормам, а при
их отсутствии приведенным в табл. 49, с отклонением не более, чем на ±10%.
Время движения подвижных частей определяется у короткозамыкателей
и отделителей при отключении.
Таблица 49
Наибольшее допустимое время движения подвижных частей
отделителей и короткозамыкателей
Номинальное
напряжение, кВ
35
110
150
220
Время с момента подачи импульса, с
до замыкания контактов при
включении короткозамыкателя
0,4
0,4
0,5
0,5
до замыкания контактов
при отключении отделителя
0,5
0,7
0,9
1,0
7. Проверка работы механической блокировки.
Блокировка не должна позволять оперирование главными ножами при
включенных заземляющих ножах.
У короткозамыкателей и отделителей, кроме указанных проверок,
проверяется действие механизма свободного расцепления во включенном и
промежуточных положениях и на границе расцепления, минимальное
напряжение срабатывания привода (производится 10-15-кратное включение
-264-
и отключение при напряжении оперативного тока, равном 0,81/^); определение
времени включения и отключения (рис. 82). Результаты измерения времени
должны соответствовать данным, приведенным в табл. 49.
Рис. 82. Схемы измерения времени включения (а) и отключения (б) выключателя,
отделителя и короткозамыкателя.
К - испытуемый объект; ЭС - электросекундомер; КВ - катушка включения;
КО - катушка отключения; Р - рубильник.
При опробовании привода отделителей и короткозамыкателей
обращается особое внимание на регулировку блок-контактов, из-за
неудовлетворительного состояния которых возможна неправильная
последовательность действия отделителя и короткозамыкателя.
Некоторой особенностью короткозамыкателей является установка на них
трансформаторов тока (обычно типа ТШЛ-0,5), через которые проходит ток
короткого замыкания. При наладке обращается внимание на их состояние,
а также на состояние заземляющей шинки (или провода - при небольших
токах), служащей одновременно первичной обмоткой трансформатора тока.
От вторичной обмотки трансформатора тока питается блокирующее реле
привода отделителя. Надежность работы реле проверяется подачей через
трансформатор первичного тока, имитирующего ток короткого замыкания.
Так как для этого может потребоваться ток до 16000 А, который невозможно
обеспечить из-за отсутствия соответствующей аппаратуры, первичный ток
можно пропустить через несколько витков провода, наматываемых на
сердечник трансформатора. В этом случае при соответственно меньшем
первичном токе обеспечивается необходимый для срабатывания
блокирующего реле вторичный ток. Проверка производится при расчетном
токе короткого замыкания и в соответствии с этим, при необходимости
регулируется блокирующее реле.
При проверках привода отделителя часто обнаруживается
неудовлетворительная работа его из-за слишком больших усилий на сжатие
ножа отделителя. Ослабляя их, но при этом сохраняя усилие и сопротивление
постоянному току контактов в пределах установленных норм, добиваются
четкости работы привода при допустимых напряжениях оперативного тока.
-265-

10. ЯЧЕЙКИ КРУ (КОМПЛЕКТНЫЕ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ
УСТРОЙСТВА)
10.1. Что входит в объем контроля характеристик комплектных
распределительных устройств9
В объем проверок входит
1. Механические испытания
Механические испытания заключаются в проверке работы механизма
перемещения. Механизм перемещения должен обеспечивать свободное и
плавное перемещение тележек из разобщенного в контрольное, рабочее
положения и обратно. Для этого необходимо, чтобы направляющие и
площадки для перемещения тележек были ровные, без перекосов.
2. Проверка работы фиксирующих устройств
Надежность работы фиксирующих устройств тележки проверяется в
контрольном и рабочем положениях. Фиксация и расфиксация должны
происходить легко, без заедания и, в зависимости от положения, позволять
или запрещать производить необходимые операции с тележкой или
выключателем. Устройства фиксации просты и не Требуют специальных
регулировок.
3. Регулировка контактов
В КРУ с выкатными тележками проверяется соосность и правильность
вхождения неподвижных контактов в подвижные.
Правильность взаимного вхождения разъединяющих контактов
контролируется следующими методами:
а) визуально, если позволяет способ установки шкафа КРУ (прислонный
тип или с ремонтным проходом). В этом случае ламели разъединяющих
контактов выкатной тележки предварительно устанавливаются в среднее
положение, выкатная тележка вкатывается и останавливается за 6-7 мм до
фиксированного рабочего положения, затем визуально оценивается степень
соосности контактов;
б) при отсутствии возможности визуального наблюдения за вхождением
контактов подвижные контакты смазываются смазкой ЦИАТИМ-203 или
вазелином КВ-3 ровным слоем, выкатная тележка вкатывается в рабочее
положение. По оставленному неподвижным разъединяющим контактом
следу в подвижном определяется правильность их сочленения.
Размыкающие контакты должны быть отрегулированы так, чтобы
обеспечивалось определенное приведенное в заводской документации
усилие нажатия ламелей на нож контакта. Для определения нажатия в зазор
между ламелями вставляется пластина толщиной, равной толщине контакта.
Между ламелями и пластиной с одной стороны закладывается тонкий лист
бумаги. С помощью нити и динамометра (20 кгс) ламель оттягивается до тех
пор, пока бумага не выпадает (не вытянется вручную). Показание динамометра
при выпадении бумаги соответствует нажатию ламели на контакт. Увеличение
нажатия достигается заворачиванием гайки нажатия на ламель или заменой
пружины, которая может ослабнуть в процессе эксплуатации.
-266-
4. Проверка работы шторочного механизма
Проверка работы шторочного механизма производится посредством
3-5 вкатываний тележки в рабочее положение и выкатываний ее в ремонтное
положение. Шторки при этом должны плавно и надежно закрываться и
открываться без заеданий и нарушения изоляционных промежутков между
ними и токоведущими шинами.
5. Опробование работы блокировок
Механическая блокировка КРУ предотвращает включение выключателя
в расфиксированном (промежуточном) положении тележки и выкатывание
ее из рабочего положения с включенным выключателем.
Опробование блокировки производится в два приема: при выкатывании
тележки из рабочего положения в контрольное и при вкатывании ее из
контрольного в рабочее в следующей последовательности:
а) включается выключатель;
б) делается попытка расфиксировать и переместить тележку;
в) отключается выключатель;
г) расфиксируется тележка;
д) делается попытка включить выключатель;
е) перемещается тележка в другое положение и фиксируется в нем.
В этом положении операции по п.п. а-д повторить.
При отказе в запрете операций по п.п. б, д в одном из положений
отрегулировать механизм перемещения или устройств фиксации и блокировки.
10.2. Как производятся испытания и наладка комплектных
распределительных устройств (КРУ) напряжением выше 1000 В?
Испытания комплектующего КРУ оборудования - масляных
выключателей, выключателей нагрузки, разъединителей, измерительных
трансформаторов, разрядников и т. д. производятся методами и по нормам,
изложенным в соответствующих разделах настоящего издания.
Проверка механизма доводки и блокировки производится в рабочем и
испытательном положении. При попытке вывода тележки из закрепленного
положения с включенным выключателем последний должен отключаться.
Отключение выключателя должно происходить раньше перемещения
тележки, вызывающего размыкание первичных разъединяющих контактов.
Проверка действия защитных шторок, обеспечивающих безопасность при
производстве ремонтных работ, производится выдвижением тележки в
ремонтное положение. При этом шторки под действием собственной массы
должны закрыть окна. При вкатывании тележки шторки должны автоматически
подниматься, открывая окна для прохода подвижных контактов первичной цепи.
Проверка работы механических блокировок производится многократным
(четыре-пять) вкатыванием тележки. При этом не должно быть перекосов и
заеданий.
Измерения переходного сопротивления первичных разъединяющих
контактов, контактов сборных шин и разъединяющих контактов вторичных
цепей производятся при помощи двойного моста, микроомметра или
методом амперметра-вольтметра. Если шкафы КРУ установлены прислонно
-267-

к стенке и доступ к неподвижным контактам затруднен, измерение
переходных сопротивлений производится на тележке с помощью
вспомогательной медной пластины толщиной 8-9 мм или запасного
неподвижного контакта. Точки 4, между которыми производится измерение
переходных сопротивлений, показаны на рис. 83.
Переходное сопротивление разъединяющих контактов первичных цепей
не должно превышать значений, указанных в таблице 55.
4
Рис. 83. Разъединяющие контакты
первичной цепи. Измерение давления и
переходных сопротивлений первичных
контактов.
1 - пластина, соответствующая по толщине
подвижному контакту;
2 - грузик, подвешенный на вкладыше из
тонкой бумаги; 3 - места крепления
динамометра; 4 - места присоединения
щупов для измерения переходного
сопротивления контакта.
Переходное сопротивление контактов сборных шин измеряется выборочно
и в том случае, если позволяет конструкция КРУ. Сопротивление участка шин в
месте контактного соединения не должно превышать более, чем в 1,2 раза,
сопротивление участка шин той же длины, но без контакта. Переходное
сопротивление разъединяющих контактов вторичных цепей измеряется
выборочно. Сопротивление контактов должно быть не более 4000 мкОм.
Измерение давления ламелей разъединяющихся контактов первичных це-
пей производится выборочно при выкаченной тележке КРУ. Сила нажатия
каждой ламели на неподвижный контакт или металлическую пластину равной
толщины должна быть в пределах 10-15 кг.
Проверка правильности регулировки вторичных разъединяющихся кон-
тактов производится в испытательном положении.
Правильно отрегулированные контакты должны удовлетворять
следующим требованиям: оси неподвижных и подвижных частей контактов
должны совпадать; соединение неподвижной и подвижной частей контактов
должно происходить на расстоянии 7-17 мм от края пружинящих пластин;
ход пружинящих пластин при включении вторичных контактов должен быть
не менее 5 мм.
Отгибание пружинящих пластин неподвижного блока не допускается.
Измерение переходного сопротивления связи заземления тележки с
корпусом производится между металлической конструкцией тележки и
корпусом; сопротивление не должно превышать 1000 мкОм.
-268-
Измерение сопротивления изоляции элементов, выполненных из
органических материалов, производится мегаомметром на напряжение 2500 В.
Сопротивление изоляции должно быть не ниже указанных в табл. 36.
Испытание повышенным напряжением промышленной частоты изоляции
аппаратуры первичных цепей производится так, чтобы испытанию
повышенным напряжением подвергалась вся изоляция первичных цепей
(включая масляный выключатель, нижние проходные и опорные изоляторы).
Испытания необходимо производить до присоединения отходящих силовых
кабелей.
Все тележки должны быть установлены в рабочее положение,
выключатели - включены. Тележки с трансформаторами напряжения должны
быть выкачены. Испытания производятся пофазно при заземленных двух
других фазах.
Величина испытательного напряжения оборудования ячеек КРУ
принимается по табл.26.
Таблица 55
Допустимые значения сопротивлений постоянному току
элементов КРУ
Измеряемый элемент*
Втычные контакты первичной цепи
Связь заземления выдвижного элемента
С корпусом
Номинальный ток
контактов, А
400
630
1000
1600
2000 и выше
Допустимое сопро-
тивление, мкОм
75
60
50
40
33
Не более 0,1 Ом
* Измерение выполняется, если позволяет конструкция КРУ.
1. Измерение сопротивления изоляции:
- первичных цепей;
Производится мегаомметром на напряжение 2500 В.
Сопротивление изоляции полностью собранных цепей должно быть не
нюке значений, приведенных в таблице 36.
- вторичных цепей.
Производится мегаомметром на напряжение 1000 В.
Измерения производятся со всеми присоединенными аппаратами
(катушки, контакторы, пускатели, выключатели, реле, приборы и т. д.).
Сопротивление изоляции должно быть не менее 1 МОм.
2. Испытание повышенным напряжением промышленной частоты:
- изоляции ячеек;
Все выдвижные элементы с выключателями устанавливаются в рабочее
положение (выключатели включены), выдвижные элементы с силовыми и
измерительными трансформаторами, с разрядниками выкатываются в
-269-

контрольное положение. Силовые кабели на время испытаний должны быть
отсоединены.
Испытательное напряжение полностью смонтированных ячеек
устанавливается согласно приведенным в таблице 26.
Продолжительность Приложения испытательного напряжения для
фарфоровой изоляции - 1 мин; если изоляция ячеек содержит элементы из
твердых органических материалов, продолжительность приложения
испытательного напряжения - 5 мин.
- изоляции вторичных цепей.
Испытательное напряжение - 1000 В, продолжительность испытания - 1
мин. При проведении испытаний мегаомметром на 2500 В можно не
проводить измерений мегаомметром на 500-1000 В.
При испытаниях внешней изоляции электрооборудования повышенным
напряжением промышленной частоты, производимом при факторах внешней
среды, отличающихся от нормальных (температура воздуха 20°С, абсолютная
влажность 11 г/м3, атмосферное давление 101,3 кПа, если в стандартах на
электрооборудование не приняты другие пределы), значение
испытательного напряжения должно определяться с учетом поправочного
коэффициента на условия испытаний, регламентируемого
соответствующими государственными стандартами.
3. Проверка соосности и вхождения подвижных контактов в неподвижные.
Несоосность контактов не должна превышать 4-5 мм. Вертикальный люфт
ламелей разъединяющих контактов выкатной тележки должен быть в
пределах 8-14 мм.
Вхождение подвижных контактов в неподвижные должно быть не менее
15 мм, запас хода - не менее 2 мм.
4. Измерение сопротивления постоянному току.
Производится выборочно, если позволяет конструкция КРУ или КРУН, во
вторичных цепях - только для контактов скользящего типа.
Сопротивление разъемных контактов должны соответствовать указаниям
инструкций заводов-изготовителей, а при их отсутствии соответствовать
данным, приведенным в табл. 55.
5. Контроль сборных шин.
Контроль контактных соединений сборных шин должен выполняться в
соответствии с указаниями разделу 2 данного издания.
6. Механические испытания.
Производится четырех-пятикратное выкатывание и вкатывание
выдвижных элементов. Проверяется соосность разъединяющих контактов
главной цепи, работа шторочного механизма, блокировок, фиксаторов.
Комплектные распределительные устройства с элегазовой изоляцией
испытываются с учетом указаний организации-изготовителя.
Испытания аппаратов КРУ и КРУН (выключателей, измерительных
трансформаторов, разрядников и др.) проводятся в соответствии с
указаниями соответствующих разделов данного издания.
-270-
11. ЗАЩИТА ОТ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЙ
//./. От каких перенапряжений должно защищаться электро-
оборудование Потребителей?
Электроустановки Потребителей должны иметь защиту от грозовых и
внутренних перенапряжений, выполненную в соответствии с требованиями
правил устройства электроустановок.
Линии электропередачи, ОРУ, ЗРУ, распределительные устройства и
подстанции защищаются от прямых ударов молнии и волн грозовых
перенапряжений, набегающих с линии электропередачи. Защита зданий ЗРУ
и закрытых подстанций, а также расположенных на территории подстанций
зданий и сооружений (маслохозяйства, электролизной, резервуаров с
горючими жидкостями или газами и т. п.) выполняется в соответствии с
установленными требованиями. (ПТЭЭП п. 2.8.1.)
11.2. Какая техническая документация должна храниться у Потребителя
по устройствам защиты от перенапряжений?
При приемке устройств молниезащиты от монтажной организации
Потребителю передается следующая техническая документация:
- утвержденный технический проект молниезащиты, согласованный с
энергоснабжающей организацией и инспекцией пожарной охраны;
- акты испытания вентильных разрядников и нелинейных ограничителей
напряжения до и после их монтажа;
- акты на установку трубчатых разрядников;
- протоколы измерения сопротивлений заземления разрядников и
молниеотводов.
У Потребителей должны храниться следующие систематизированные
данные:
- о расстановке вентильных и трубчатых разрядников и защитных
промежутках (типы разрядников, расстояния до защищаемого
оборудования), а также о расстояниях от трубчатых разрядников до линейных
разъединителей и вентильных разрядников;
- о сопротивлении заземлителей опор, на которых установлены средства
молниезащиты, включая тросы;
- о сопротивлении грунта на подходах линий электропередачи к
подстанциям;
- о пересечениях линий электропередачи с другими линиями
электропередачи, связи и автрблокировки, ответвлениях от ВЛ, линейных
кабельных вставках и о других местах с ослабленной изоляцией.
На каждое ОРУ должны быть составлены очертания защитных зон
молниеотводов, прожекторных мачт, металлических и железобетонных
конструкций, в зоны которых попадают открытые токоведущие части.
Ежегодно перед грозовым сезоном должна проводиться проверка
состояния защиты от перенапряжений распределительных устройств и
линий электропередачи и обеспечиваться готовность защиты от грозовых и
внутренних перенапряжений.
-271 -

У Потребителей должны регистрироваться случаи грозовых отключений
и повреждений ВЛ, оборудования РУ и ТП. (ПТЭЭП п.п. 2.8.2, 2.8.3, 2.8.5.)
71.3. В каком положении должны находиться устройства защиты от
перенапряжений?
Вентильные разрядники и ограничители перенапряжений всех
напряжений должны быть постоянно включены.
В ОРУ допускается отключение на зимний период (или отдельные его
месяцы) вентильных разрядников, предназначенных только для защиты от
грозовых перенапряжений в районах с ураганным ветром, гололедом,
резкими изменениями температуры и интенсивным загрязнением.
На ВЛ напряжением до 1000 В перед грозовым сезоном выборочно, по
усмотрению ответственного за электрохозяйство Потребителя, должна
проверяться исправность заземления крюков и штырей изоляторов,
установленных на железобетонных опорах, а также арматуры этих опор. При
наличии нулевого провода контролируется также зануление этих элементов.
На ВЛ, построенных на деревянных опорах, проверяются заземление и
зануление крюков и штырей изоляторов на опорах, имеющих защиту от
грозовых перенапряжений, а также там, где выполнено повторное
заземление нулевого провода. (ПТЭЭП п.п. 2.8.6, 2.8.10.)
11.4. Допускается ли работа с замыканием на землю в сетях с
изолированной нейтралью или с компенсацией емкостных токов?
В сетях с изолированной нейтралью или с компенсацией емкостных токов
допускается работа ВЛ и КЛс замыканием на землю до устранения
повреждения.
При этом к отысканию места повреждения на ВЛ, проходящих в
населенной местности, где возникает опасность поражения током людей и
животных, следует приступить немедленно и ликвидировать повреждение в
кратчайший срок.
При наличии в сети в данный момент замыкания на землю отключение
дугогасящих реакторов не допускается. В электрических сетях с
повышенными требованиями по условиям электробезопасности людей
(организации горнорудной промышленности, торфоразработки и т. п.)
работа с однофазным замыканием на землю не допускается. В этих сетях
все отходящие от подстанции линии должны быть оборудованы защитами
от замыканий на землю.
В сетях генераторного напряжения, а также в сетях, к которым
подключены электродвигатели высокого напряжения, при появлении
однофазного замыкания в обмотке статора машина должна автоматически
отключаться от сети, если ток замыкания на землю превышает 5А. Если ток
замыкания не превышав! 5А, допускается работа не более 2 ч, по истечении
которых машина должна быть отключена. Если установлено, что место
замыкания на землю находится не в обмотке статора, по усмотрению
технического руководителя Потребителя допускается работа вращающейся
машины с замыканием в сети на землю продолжительностью до 6 ч.
(ПТЭЭП п.п. 2.8.11-2.8.12.)
-272-
11.5. При каких значениях емкостного тока замыкания на землю
требуется его компенсация?
Компенсация емкостного тока замыкания на землю дугогасящими
реакторами должна применяться при емкостных токах, превышающих
следующие значения:
Номинальное напряжение
сети, кВ 6 10 15-20 35 и выше
Емкостный ток замыкания
на землю, А 30 20 15 10
В сетях напряжением 6-35 кВ с ВЛ на железобетонных и металлических
опорах дугогасящие аппараты применяются при емкостном токе замыкания
на землю более 10 А.
Работа сетей напряжением 6-35 кВ без компенсации емкостного тока при
его значениях, превышающих указанные выше, не допускается.
Для компенсации емкостного тока замыкания на землю в сетях должны
использоваться заземляющие дугогасящие реакторы с автоматическим или
ручным регулированием тока.
Измерения емкостных токов, токов дугогасящих реакторов, токов
замыкания на землю и напряжений смещения нейтрали должны проводиться
при вводе в эксплуатацию дугогасящих реакторов и при значительных
изменениях режимов работы сети, но не реже 1 раза в 6 лет.
(ПТЭЭП п. 2.8.13.)
11.6. Какие требования предъявляются к дугогасящим реакторам?
Мощность дугогасящих реакторов должна быть выбрана по емкостному
току сети с учетом ее перспективного развития.
Заземляющие дугогасящие реакторы должны устанавливаться на
подстанциях, связанных с компенсируемой сетью не менее, чем двумя линиями
электропередачи. Установка реакторов на тупиковых подстанциях не допускается.
Дугогасящие реакторы должны подключаться к нейтралям
трансформаторов через разъединители.
Для подключения дугогасящих реакторов, как правило, должны использо-
ваться трансформаторы со схемой соединения обмоток «звезда-треугольник».
Подключение дугогасящих реакторов к трансформаторам, защищенным
плавкими предохранителями, не допускается.
Ввод дугогасящего реактора, предназначенный для заземления, должен
быть соединен с общим заземляющим устройством через трансформатор тока.
Дугогасящие реакторы должны иметь резонансную настройку.
Допускается настройка с перекомпенсацией, при которой реактивная
составляющая тока замыкания на землю должна быть не более 5А, а степень
расстройки - не более 5%. Если установленные в сети напряжением 6-20 кВ
дугогасящие реакторы имеют большую разность токов смежных
ответвлений, допускается настройка с реактивной составляющей тока
замыкания на землю не более 10А. В сетях напряжением 35 кВ при емкостном
токе менее 15А допускается степень расстройки не более 10%. Применение
настройки с недокомпенсацией допускается временно при условии, что
-273-
18-3890

аварийно возникающие несимметрии емкостей фаз сети (например, при
обрыве провода) приводят к появлению напряжения смещения нейтрали,
не превышающего 70% фазного напряжения.
В сетях, работающих с компенсацией емкостного тока, напряжение
несимметрии должно быть не выше 0,75% фазного напряжения.
При отсутствии в сети замыкания на землю напряжение смещения
нейтрали допускается не выше 15% фазного напряжения длительно и не
выше 30% в течение 1 ч.
Снижение напряжения несимметрии и смещения нейтрали до указанных
значений должно быть осуществлено выравниванием емкостей фаз сети
относительно земли (изменением взаимного положения фазных проводов,
распределением конденсаторов высокочастотной связи между фазами линий).
При подключении к сети конденсаторов высокочастотной связи и
конденсаторов молниезащиты вращающихся машин должна быть проверена
допустимость несимметрии емкостей фаз относительно земли.
Пофазное включение и отключение воздушных и кабельных линий
электропередачи, которые могут приводить к напряжению смещения
нейтрали, превышающему указанные значения, не допускаются.
В сетях напряжением 6-10 кВ, как правило, должны применяться плавно
регулируемые дугогасящие реакторы с автоматической настройкой тока
компенсации.
При применении дугогасящих реакторов с ручным регулированием тока
показатели настройки должны определяться по измерителю расстройки
компенсации. Если такой прибор отсутствует, показатели настройки должны
выбираться на основании результатов измерений токов замыкания на землю,
емкостных токов, тока компенсации с учетом напряжения смещения
нейтрали. (ПТЭЭП п.п. 2.8.14-2.8.17.)
11.7. Требуются ли мероприятия по защите от коммутационных
перенапряжений при применении вакуумных выключателей?
В установках с вакуумными выключателями, как правило, должны быть
предусмотрены мероприятия по защите от коммутационных
перенапряжений. Отказ от защиты от перенапряжений должен быть
обоснован. (ПТЭЭП п. 2.8.18.)
11.8. Каковы обязанности Потребителя при изменении своей схемы сети?
Потребитель, питающийся от сети, работающей с компенсацией
емкостного тока, должен своевременно уведомлять оперативный персонал
энергосистемы об изменениях в своей схеме сети для перестройки
дугогасящих реакторов. (ПТЭЭП п. 2.8.19.)
11.9. Какие оперативные действия должны выполняться при
возникновении опасности самопроизвольного смещения нейтрали или
феррорезонансных перенапряжениях?
На подстанциях напряжением 110-220 кВ для предотвращения
возникновения перенапряжений от самопроизвольных смещений нейтрали
или опасных феррорезонансных процессов оперативные действия должны
-274-
начинаться с заземления нейтрали трансформатора, включаемого в ненагру-
женную систему шин с трансформаторами напряжения НКФ-110 и НКФ-220.
Перед отделением от сети ненагруженной системы шин с
трансформаторами типа НКФ-110 и НКФ-220 нейтраль питающего
трансформатора должна быть заземлена.
Распределительные устройства напряжением 150-220 кВ с
электромагнитными трансформаторами напряжения и выключателями,
контакты которых шунтированы конденсаторами, должны быть проверены
на возможность возникновения феррорезонансных перенапряжений при
отключениях систем шин. При необходимости должны быть приняты меры к
предотвращению феррорезонансных процессов при оперативных и
автоматических отключениях.
В сетях и на присоединениях напряжением 6-35 кВ в случае
необходимости должны быть приняты меры к предотвращению
феррорезонансных процессов, в том числе самопроизвольных смещений
нейтрали.
Неиспользуемые обмотки низшего (среднего) напряжения
трансформаторов и автотрансформаторов должны быть соединены в звезду
или треугольник и защищены от перенапряжений.
Защита не требуется, если к обмотке низшего напряжения постоянно
подключена кабельная линия электропередачи длиной не менее 30 м.
В других случаях защита неиспользуемых обмоток низшего и среднего
напряжения должна быть выполнена заземлением одной фазы или нейтрали
либо вентильными разрядниками или ограничителями перенапряжения,
присоединенными к выводу каждой фазы.
В сетях напряжением 110 кВ разземление нейтрали обмоток
напряжением 110 кВ трансформаторов, а также логика действия релейной
защиты и автоматики должны быть осуществлены таким образом, чтобы при
различных оперативных и автоматических отключениях не выделялись
участки сети без трансформаторов с заземленными нейтралями.
Защита от перенапряжений нейтрали трансформатора с уровнем
изоляции ниже, чем у линейных вводов, должна быть осуществлена
вентильными разрядниками или ограничителями перенапряжений.
В сетях напряжением 110 кВ при оперативных переключениях и в
аварийных режимах повышение напряжения промышленной частоты на
оборудовании должно быть в пределах значений, приведенных в таблице 50.
Указанные значения распространяются также на амплитуду напряжения,
образованного наложением на синусоиду 50 Гц составляющих другой
частоты.
Значения для изоляции фаза-фаза относятся только к трехфазным
силовым трансформаторам, шунтирующим реакторам и электромагнитным
трансформаторам напряжения, а также к аппаратам в трехполюсном
исполнении при расположении трех полюсов в одном баке или на о&ной
раме, при этом значения 1,6; 1,7 и 1,8 относятся только к внешней
междуфазной изоляции аппаратов напряжением 110 кВ.
-275-

Таблица 50
Допустимое повышение напряжения промышленной частоты
оборудования в электросетях напряжением 110 кВ, о. е.
Оборудование
Силовые трансформаторы и автотрансфор-
маторы*
Шунтирующие реакторы и электромагнитные
трансформаторы напряжения
Коммутационные аппараты***, трансформато-
ры тока, конденсаторы связи и шинные опоры
Вентильные разрядники всех типов
Ограничители перенапряжений нелинейные
Допустимое повышение напряжения
при длительности воздействия, с
1200
1.1**
1,1
1,15
1,15
1,15
1,15
1,15
1,39
20
1,25
1,25
1,35
1,35
1,6
1,6
1,35
1,50
1
1.9
1,5
2,0
1,5
2,2
1,7
1,38
1,65
0,1
2,0
1,58
2,1
1,58
2,4
1.8
* Независимо от значений, указанных в таблице, по условию нагрева
магнитопровода, повышение напряжения в долях, номинального напряжения
установленного ответвления обмотки должно быть ограничено при 1200 с до 1,15,
при 20 с -до 1,3.
** В числителях даны значения для изоляции фаза-земля в долях амплитуды
наибольшего рабочего фазного напряжения, в знаменателях - для изоляции фаза-фаза
в долях амплитуды наибольшего рабочего междуфазного напряжения.
*** Независимо от значений, указанных в таблице, собственное
восстанавливающееся напряжение на контактах выключателя должно быть
ограничено (по условию отключения неповрежденной фазы линии при
несимметричном коротком замыкании) до 2,4 или 2,8 в зависимости от типа
применяемого выключателя.
При длительности повышения напряжения, промежуточной между двумя
значениями, приведенными в табл. 50, допустимое повышение напряжения
принимается по наибольшему из этих двух значений. При 0,1<К0,5 с допус-
кается повышение напряжения, равное С/1с+0,3((У0>1с-Цс), где Цс и (У01с-допус-
тимые повышения напряжения'при длительностисоответственно 1 и 0,1 с.
При одновременном воздействии повышения напряжения на несколько
видов оборудования допустимым для электроустановки в целом является
низшее из нормированных для этих видов оборудования значение.
Количество повышений напряжения продолжительностью 1200 с должно
быть не более 50 в течение 1 года, продолжительностью 20 с - не более 100
за срок службы Электрооборудования, указанный в государственном
стандарте, или за 25 лет, если срок службы не указан. При этом количество
повышений напряжения длительностью 20 с должно быть не более 15 в
течение 1 года и не более 2 - в течение 1 сут.
Промежуток времени между двумя повышениями напряжения
длительностью 1200 и 20 с должен быть не менее 1 час. Если повышение
напряжения длительностью 1200 с имело место 2 раза (с часовым интервалом),
-276-
то в течение ближайших 24 ч повышение напряжения в третий раз допускается
лишь в случае аварийной ситуации, но не ранее, чем через 4 ч.
Количество повышений напряжения длительностью 0,1 и 1 с не
регламентировано. Не регламентировано также количество повышений
напряжений для вентильных разрядников и ограничителей перенапряжений.
Для предотвращения повышения напряжения сверх допустимых значений
в местных инструкциях должен быть указан порядок операций по включению
и отключению каждой линии электропередачи напряжением 110 кВ большой
длины. Для линий напряжением 110 кВ, на которых возможно повышение
напряжения более 1,1 наибольшего рабочего, должна быть предусмотрена
релейная защита от повышения напряжения.
В схемах, в том числе пусковых, в которых при плановых включениях линии
электропередачи возможно повышение напряжения более 1,1, а при
автоматических отключениях более 1,4 наибольшего рабочего,
рекомендуется предусматривать автоматические устройства,
ограничивающие величину до допустимых значений и продолжительность
повышения напряжения.
(ПТЭЭП п.п. 2.8.20-2.8.23., Приложение 4)
11.10. Каков объем проверок и методы испытаний устройств защиты от
перенапряжений ?
а) Вентильные разрядники и ограничители перенапряжений.
В объем проверок и испытаний входят:
1. Измерение сопротивления разрядников и ограничителей
перенапряжения.
Измерения производятся при выводе в плановый ремонт оборудования,
к которому подключены защитные аппараты, но не реже одного раза в 6 лет.
У разрядников и ОПН на номинальное напряжение 3 кВ и выше измерения
производятся мегаомметром на напряжение 2500 В, у разрядников и ОПН
на номинальное напряжение менее 3 кВ - мегаомметром на напряжение
1000 В.
Сопротивление ограничителей перенапряжений с номинальным
напряжением менее 3 кВ должно быть не менее 1000 МОм.
Сопротивление ограничителей перенапряжений с номинальным
напряжением 3-35 кВ должно соответствовать требованиям заводов- изго-
товителей.
Сопротивление ограничителей перенапряжений с номинальным
напряжением 110 кВ и выше должно быть не менее 3000 МОм и не должно
отличаться более, чем на ±30% от данных, приведенных в паспорте или
полученных при предыдущих измерениях в эксплуатации.
Сопротивление разрядников типов РВН, РВП, РВО, 02 должно быть не
мрнее 1000 МОм.
Сопротивление элементов разрядников РВС должно соответствовать
требованиям заводской инструкции, а элементов разрядников РВМ, РВРД,
РВМГ - указанным в табл. 51.
-277-

Таблица 51
Значение сопротивлений вентильных разрядников
или их элементов
Тип разрядника
или элемента
РВМ-3
РВМ-6
РВМ-10
РВМ-15
РВМ-20
РВРД-3
РВРД-6
РВРД-10
Элемент разрядника
РВМГ-110М
РВМГ-150К/1
РВМГ-220М
Сопротивление, МОм
не менее
15
100
170
600
1000
95
210-940
770
400
400
400
не более
40
250
450
2000
10000
200
5000
2500
2500
2500
Допустимые изменения по
сравнению с заводскими
данными или данными
первоначальных измерений
+30%
В пределах значений,
указанных в столбцах
2иЗ
±60%
2. Измерение сопротивлений изоляции изолирующих оснований
разрядников с регистраторами срабатывания.
Сопротивление изоляции должно быть не менее 1 МОм.
Измеряется мегаомметром на напряжение 1000-2500 В.
3. Измерение тока проводимости вентильных разрядников при
выпрямленном напряжении.
Внеочередное измерение тока проводимости производится при
изменении сопротивления выше указанных в п. 1 данного вопроса.
Значения токов проводимости вентильных разрядников должны
соответствовать указанным заводом-изготовителем или приведенным в
таблице 52.
Измерения производятся на выпрямленном напряжении по схеме,
приведенной на рис. 84, с помощью кенотронных установок.
Рис. 84. Схема измерения
токов проводимости или
утечки вентильных
разрядников.
1 - выпрямительная
установка; 2 - сглаживающая
емкость; 3 -испытываемый
разрядник; 4 - экранирующий
проводник; /-/// - варианты
включения микроамперметра.
-278-
Таблица 52
Тока проводимости вентильных разрядников при приложении
выпрямленного напряжения
Тип разрядника или
элемента |
РВС-15*
РВС-20*
РВС-33
РВС-35* |
РВМ-3
РВМ-6
• РВМ-10
РВМ-15
РВМ-20
РВЭ-25М
РВМЭ-25
' РВРД-3
РВРД-6
РВРД-10
Элемент разрядника
РВМГ
Испытательное
напряжение, кВ
16
20
зг
32
4
6
10
18
28
28
32
3
6
10
30
Ток проводимости, мкА, при
температуре 20°С
не менее
450(200)
450 (200)
450 (200)
450 (200)
380
120
200
500
500
400
450
30
30
! 30
1000
не более
620(340) __
620 (340)
620 (340)
620 (340)
450
220
280
700
700
650
600
85
85
85
1350
Примечание: * значения токов в скобках относятся к разрядникам для сетей с
изолированной нейтралью и компенсацией емкостного тока замыкания на землю,
изготовленных после 1975 года.
В качестве установок могут быть использованы установки
промышленного изготовления типов АИИ-70, АКИ-50. Правильное
измерение токов проводимости (утечки) имеет место только тогда, когда
микроамперметр подключен по варианту схемы /. Однако в установках АИИ-70
он установлен по варианту схемы //, а у АКИ-50 - по варианту схемы ///. В
последних двух случаях следует измерение производить дважды: без
разрядника (для измерения тока проводимости собственно испытательной
схемы), а затем с разрядником (измеряется суммарный ток проводимости
схемы и разрядника). За истинный результат измерения тока проводимости
испытываемого разрядника принимается разность двух измерений.
Емкость 2 необходима для сглаживания пульсаций выпрямленного
напряжения в схемах одно- и двухполупериодного выпрямления. Практически
достаточная точность измерения достигается при емкости 0,1-0,2 мкФ.
Токи проводимости (утечки) нормируются. Согласно требованиям норм
они не должны превышать значений, приведенных в табл. 52. В таблице
приводятся значения токов и соответствующие напряжения, при которых
проводятся измерения.
-279-

Если измерения тока проводимости производятся при температуре
окружающего воздуха, отличающейся от +20°С, то результат измерения
приводится к этой температуре по формуле
гАе гзам - температура замера. °С; /изм - ток проводимости, измеренный
ПРИ 'зам' А.
При температуре Гзам выше 20°С - /изм при приведении уменьшается
(используется знак минус в скобках); при температуре Гзам ниже 20°С - /изм
при приведении увеличивается (используется знак плюс в скобках)"
Повышенное значение тока проводимости означает, как правило, что имеет
место нарушение герметичности разрядника и проникновение внутрь его
влаги. Пониженное значение тока проводимости означает, как правило,
нарушение контакта или наличие других механических повреждений
шунтирующих сопротивлений. Такие разрядники бракуются и заменяются.
Во избежание неправильных выводов перед измерениями токов
проводимости (утечки) особое внимание обращается на чистоту поверхности
фарфора (если необходимо, его протирают чистой тряпкой, смоченной в
бензине или другом растворителе); измерения производятся в сухую погоду
при температуре не ниже 5-10°С.
Так как токи проводимости вентильных разрядников зависят от
напряжения источника питания, контроль выпрямленного напряжения при
измерении токов проводимости необходимо вести на стороне высшего
напряжения (например, киловольтметром типа С-96 или С-100) или измерять
токи утечки при помощи эталонного элемента СН-2, отградуированного для
данного типа разрядников. Для этого в схему измерения токов проводимости
вместо испытываемого разрядника устанавливают эталонный элемент
СН-2, постепенно увеличивают при помощи регулировочного устройства
испытательное напряжение до значения, при котором ток проводимости
равен среднему нормированному значению для данного типа разрядника.
Затем в схему устанавливается испытываемый элемент вместо эталонного
и измеряется его ток проводимости при том же испытательном напряжении.
Если при этом значение тока проводимости соответствует норме, то элемент
разрядника удовлетворяет требованиям. Градуировка эталонного элемента
производится отдельно для каждого типа разрядника, например: РВС-15,
РВС-20, РВС-33 и т. д.
4. Измерение тока проводимости ограничителей перенапряжений.
В процессе эксплуатации для ограничителей 110 и 220 кВ измерения
рекомендуется производить без отключения от сети, ежегодно перед
грозовым сезоном, по методике завода-изготовителя.
Значения токов проводимости ОПН должны соответствовать указанным
заводом-изготовителем или приведенным в табл. 53.
5. Проверка элементов, входящих в комплект приспособлений для
измерения тока проводимости ограничителей под рабочим напряжением.
Производится в соответствии с указаниями завода-изготовителя.
-280-
Таблица 53
Токи проводимости ограничителей перенапряжений
при переменном напряжении частоты 50 Гц
Тип
ограничителя
перенапряжений
\ОПН-110У1
ОПН-1-110ХЛ4
ОПН-110ПН
ОПН-150У1
ОПН-150ПН
ОПН-220У1
ОПН-1-220УХЛ4
ОПН-220ПН
Наибольшее
рабочее
напряжение, кВ
73
73
73
100
100
146
146
146
Ток проводимости, мА, при температуре 209С
Ограничивающий область
нормального состояния
1,0
2,0
0,9
1,2
1.1
1,4
2,0
1,3
Предельно
допустимый
1,2
2,5
1,2
1,5
1.5
1,8
2,5
1,8
6. Измерение пробивного напряжения вентильных разрядников при
промышленной частоте.
Измерение производится только после ремонта со вскрытием
разрядника по методике завода-изготовителя специально обученным
персоналом при наличии установки, обеспечивающей ограничение времени
приложения напряжения.
Измеренные пробивные напряжения могут отличаться от данных завода-изго-
товителя от +5% до -10% или должны соответствовать приведенным в табл. 54.
Таблица 54
Пробивные напряжения разрядников и элементов
разрядников при частоте 50 Гц
Тип разрядника или элемента
РВП, РВО-6
РВП, РВО-10
РВС-15
РВС-20
РВС-33
РВС-35
РВМ-6
РВМ-10
РВМ-15
РВМ-20
РВРД-3
РВРД-6
РВРД-10
Элемент разрядников РВМГ
Действующее значение пробивного напряжения, кВ
не менее
16
26
35
42
66
71
14
24
33
45
7,5
15
25
60,5
не более
19
30,5
51
64
84
103
19
32
45
59
9
18
30
72,5
-281 -

Рис 85 Схема измерения
пробивного напряжения
разрядников.
1 - испытательная установка;
2 - ограничивающее
сопротивление; 3 - разрядник.
Измерение пробивных напряжений производится на напряжении
промышленной частоты по схеме на рис. 85.
При наличии шунтирующих сопротивлений
(РВС, РВМ и т. п.) измерение производится
только при наличии специальной аппаратуры,
позволяющей во избежание повреждения
разрядника поднять4 напряжение на
разряднике до пробивного напряжения в
течение не более 0,5 с и ограничить ток до
0,1 А. В этом случае в качестве регулирующего
устройства может быть применен регулятор
типа РНО-25-10 с жесткой тягой вместо
червячной передачи или использована схема
подачи напряжения на испытательный транс-
форматор толчком. Допустимые значения
пробивных напряжений даны в табл. 54.
Измерение пробивного напряжения точнее производится при помощи
осциллографа, включаемого на стороне высшего напряжения при помощи
емкостного делителя. Напряжение на осциллограф подается в этом случае
с последнего элемента делителя. В качестве делителя может быть
использована гирлянда изоляторов.
7. Проверка герметичности разрядника.
Производится только после ремонта со вскрытием разрядника при
разряжении 40-50 кПа (300-400 мм. рт. ст.).
Изменение давления при перекрытом вентиле за 1 -2 часа должно быть
не выше 0,07 кПа (0,5 мм.рт.ст.).
б) Трубчатые разрядники.
В объем испытаний и проверок входит:
1. Проверка состояния поверхности разрядника.
Наружная ловерхность не должна иметь ожогов электрической дугой,
трещин, расслоений и царапин, глубиной более 0,5 мм подлине не более 1/3
расстояния между наконечниками.
2. Измерение диаметра дугогасительного канала разрядника.
Производится по длине внутреннего искрового промежутка. Значение
диаметра канала должно соответствовать данным табл. 56.
3. Измерение внутреннего искрового промежутка.
Длина внутреннего искрового промежутка должна соответствовать
данным табл. 56.
4. Измерение внешнего искрового промежутка.
Длина внешнего искрового промежутка должна соответствовать данным
табл. 56.
5. Проверка расположения зон выхлопа. Зоны выхлопа разрядников
разных фаз не должны пересекаться, и в них не должны находиться элементы
конструкций и провода ВЛ.
В случае заземления выхлопных обойм разрядников допускается
пересечение их зон выхлопа.
-282-
Таблица 56
Технические данные трубчатых разрядников
Тип
разряд-
ника
РТФ-6
РТВ-6
РТФ-10
РТВ-10
РТВ-20
РТФ-35
РТВ-35
РТВ-110
Номи-
нальное
напряже-
ние, кВ
6
6
10
10
20
35
35
110
Ток
отклю-
чения,
кА
0,5-10
0,5-2,5
2-10
0,5-5
0,2-1
0,5-2,5
2-10
2-10
0,5-2,5
1-5
2-10
2-10
0,5-2,5
1-5
Внешний
искровой
промежу-
ток, мм
20
10
10
25
25
20
15
40
130
130
130
100
450
450
Диаметр
дугогасительного
канала, мм
начальный
10
6
10
10
10
6
10
10
10
10
16
10
12
20
конечный
14
9
14
11,5
13,7
9
14
14
12,6
15,7
20,4
16
18
25
Длина внутреннего
искрового
промежутка, мм
начальная
150±2
60
60
150±2
225±2
60
60
100
250+2
200±2
220±2
140
450±2
450±2
конечная
153+2
68
68
153±2
225+2
68
68
110
250+2
200+2
227
150
452+2
452+2
12. ТРАНСФОРМАТОРЫ ТОКА И НАПРЯЖЕНИЯ
12.1. Как проверяются измерительные трансформаторы?
Проверку измерительных трансформаторов начинают с внешнего
осмотра и установления соответствия паспортных данных трансформаторов
тока и трансформаторов напряжения требованиям проекта для данной
электроустановки.
При внешнем осмотре обращают внимание на отсутствие повреждений
фарфора и литой изоляции, надежность крепления выводов вторичных
обмоток, отсутствие подтекания масла у маслонаполненных
трансформаторов. Особое внимание обращают на надежность контакта у
перемычек, соединяющих выводы вторичных обмоток трансформаторов
тока наружной установки, расположенных в плите цоколя, с проходными
изоляторами, расположенными в коробке выводов. Для доступа к этим
перемычкам требуется снять металлическую крышку, закрывающую полость
цоколя трансформатора.
1. Измерение сопротивления изоляции:
- первичных обмоток;
Производится у трансформаторов напряжением выше 1000 В
мегаомметром на напряжение 2500 В. Значение сопротивления изоляции
не нормируется.
- вторичных обмоток.
Производится мегаомметром на напряжение 1000 В.
-283-

У трансформаторов тока ТФН-220 кВ при наличии вывода от экрана
вторичной обмотки измеряется также сопротивление изоляции между
экраном и вторичной обмоткой. Должно быть не ниже 1 МОм вместе с
подсоединенными к ним цепями.
2. Измерение тангенса угла диэлектрических потерь изоляции обмоток.
О состоянии главной изоляции трансформаторов тока и напряжения с
бакелитовой или бумажной изоляцией судят также по результатам
измерения тангенса угла диэлектрических потерь.
Производятся:
- у трансформаторов тока напряжением 110 кВ и выше - при
неудовлетворительных показателях качества залитого в них масла;
- у трансформаторов тока напряжением 35 кВ - при ремонтных работах в
ячейках (на присоединениях), где они установлены.
Измерение производится по перевернутой схеме в случае заземления
одного вывода аппарата и по нормальной схеме при испытании
изолированных от земли аппаратов.
Предельные значения 1д8 изоляции обмоток трансформаторов тока с
бумажно-масляной изоляцией приведены в табл. 57. Измерения
производятся при напряжении 10 кВ.
Таблица 57
Объем испытания и вид
основной изоляции
Бумажно-бакелитовая изоляция
Бумажно-масляная
Допустимое значение 1д5, %, при номинальных
напряжениях, кВ (при ^20°С)
3-15
3
20-30
2.5
2.5
60-110
2
2
150-220
1,5
3. Испытание повышенным напряжением промышленной частоты:
- изоляции первичных обмоток;
Значения испытательного напряжения приведены в табл. 26.
Длительность испытания для трансформаторов тока с фарфоровой
внешней изоляцией - 1 мин, с органической изоляцией - 5 мин.
Трансформаторы тока напряжением более 35 кВ повышенным
напряжением не испытываются.
Допускается испытывать измерительные трансформаторы совместно с
ошиновкой. В этом случае испытательное напряжение принимается по нормам,
принятым для электрооборудования с самым низким уровнем испытательного
напряжения. Испытание повышенным напряжением трансформаторов тока,
соединенных с силовыми кабелями 6-10 кВ, производится без расшиновки,
вместе с кабелями, по нормам, принятым для кабелей.
- изоляции вторичных обмоток.
Производится напряжением 1000 В течение 1 мин.
4. Снятие характеристик намагничивания.
Кроме выявления повреждения стали или наличия замкнутых витков,
характеристики намагничивания используются для определения
пригодности трансформаторов тока по их погрешностям для использования
в данной схеме релейной защиты при данной нагрузке.
-284-
Характеристика намагничивания в общем случае снимается при подаче тока
от постороннего источника во вторичную обмотку с измерением напряжения
на выводах обмотки (рис. 86). Однако, в некоторых случаях характеристика
может сниматься при подаче тока в первичную обмотку с измерением
напряжения на выводах вторичной обмотки (рис. 87). Это особенно удобно при
проверке трансформаторов со вторичным током 1 А, так как сопротивление
ветви намагничивания у них очень большое и для снятия характеристик
намагничивания приходится подавать на вторичную обмотку напряжение до
1500 В, что осложняет проверку и небезопасно для витковой изоляции.
Я
——ОГО—|
АТ б)
р АТ -' _
\Л2
л.
'д,
Рис. 87. Схемы снятия
характеристики намагничивания
встроенных трансформаторов тока
Рис. 86. Схемы снятия характеристик
намагничивания:
а) - схема с реостатом; б) - схема с потенцио-
метром; в) - схема с автотрансформатором;
г) - схема с двумя автотрансформаторами
При снятии характеристики намагничивания имеет значение способ
регулирования тока. В зависимости от того, чем регулируется напряжение
- реостатом, потенциометром или автотрансформатором, изменяется
характер кривой намагничивания одного и того же трансформатора тока из-
за различной степени искажения формы кривой тока намагничивания.
В качестве источника регулируемого напряжения рекомендуется
использовать лабораторный автотрансформатор ЛАТР-1, позволяющий
плавно регулировать напряжение в пределах от 0 до 250 В. При работе
трансформатора тока с погрешностью не выше 10% в реальных условиях
прохождения короткого замыкания при данной нагрузке форма кривой
вторичного тока близка к синусоиде; эта же картина имеет место при
регулировании тока с помощью автотрансформатора. -
Характеристика намагничивания снимается до номинального тока или до
начала насыщения, измерением напряжения при 6-8 значениях тока (больше
измерений из этого количества делается для начальной части
характеристики). У трансформаторов небольшой мощности насыщение
-285-

наступает при токе до 5 А. У мощных трансформаторов тока, имеющих
большой коэффициент трансформации и особенно используемых для
дифференциальных защит, насыщение наступает при токах, значительно
меньших 5 А; характеристики таких трансформаторов снимают до
максимально возможного напряжения постороннего источника (обычно 380 В).
Схема с двумя регулировочными автотрансформаторами (см. рис. 86)
позволяет получить напряжение до 500 В при наличии в сети 380 В.
При снятии характеристики трансформа-
Л1 торов тока на большие первичные токи
8000-12000 А и со вторичным током 1 А для
достижения насыщения требуется подавать
Л2 на вторичную обмотку напряжение свыше
Рис. 88. Схема снятия 500 В. Для этого напряжение на проверяе-
характеристики намагничивания мую обмотку подается не непосредственно
повышающего трансформатора от ЛАТР, а через повышающий
напряжения. трансформатор напряжения (рис. 88).
Характеристика снимается при повышении напряжения на одной из
вторичных обмоток до начала насыщения, но не выше 1800 В. При наличии у
обмотки ответвлений характеристика снимается на рабочем ответвлении.
Допускается снятие только трех контрольных точек. Отличия от значений,
измеренных на заводе-изготовителе или от измеренных на исправном
трансформаторе тока, однотипном с проверяемым, не должно превышать 10%.
Для проверки и оценки погрешности трансформаторов тока,
предназначенных для питания релейной защиты или фиксирующих приборов,
характеристики намагничивания должны сниматься до начала насыщения или
до тока намагничивания, равного 10% максимального тока короткого
замыкания, который может проходить через данный трансформатор тока.
Как правило, характеристику намагничивания снимают у группы
идентичных трансформаторов тока.
Рис. 89. Характеристики намагничивания
трансформаторов тока разных типов:
1 - ТФНД-110, Д/1/ Д 300-600/5;
2-ТВД-110,400/5;
3 - ТПОФ-0,5, 600/5;
4 - ТВД- 35, МКП 600/5;
5 - ТВД- 35; 600/5;
6 - ТПФД- 75/5;
7 - ТВД- 220, 200/5;
8 - ТВД- 274, 200/5;
9-ТФ-10, 600/5;
10-ТМГД-35, 200/5.
Сплошной линией обозначена характеристика
Е2= ^нам)' ПУНКТИРНОЙ - Ц,= П1ти)-
10 20
200
100
-286-
По результатам измерения строится характеристика ^=^(/изм). и по ней
определяются наиболее характерные 6-8 точек, с которыми сравниваются
аналогичные результаты измерения на остальных трансформаторах тока
данного типа. Примеры характеристик для различных типов
трансформаторов тока приведены на рис. 89.
Для снятия характеристики намагничивания используются амперметр и
вольтметр электродинамической или электромагнитной системы. При
сборке схемы измерений следует обращать внимание на включение
амперметра. Последний включается по схеме на рис. 86 таким образом,
чтобы исключить замер тока, проходящего через вольтметр с током /изм.
Однако, когда снимаются характеристики намагничивания у встроенных
трансформаторов тока, сопротивление вторичной обмотки которых
соизмеримо с внутренним сопротивлением амперметра, следует измерять
напряжение непосредственно включенным на выводы Иу1 И2 вольтметром.
Но при этом необходимо иметь в виду, что амперметром измеряется не
только ток намагничивания, но и ток, проходящий через вольтметр. Для
исключения погрешности в измерениях в этом случае используют вольтметр
с высоким внутренним сопротивлением. Применение электромагнитного
или электродинамического вольтметра исключено, так как вольтметры этих
систем имеют недостаточно высокое внутреннее сопротивление. В качестве
вольтметров с достаточно большим внутренним сопротивлением
используются полупроводниковые вольтметры, несмотря на то, что они
реагируют не на действующее, а на среднее значение измеряемого
напряжения. Важно, чтобы у однотипных трансформаторов тока
характеристики снимались одинаковыми приборами и по одной и той же
схеме. Это позволит сравнивать характеристики между собой и при
последующей эксплуатации.
Удобно характеристику намагничивания у трансформаторов тока с
вторичным током 1 А снимать, подавая ток в первичную обмотку и измеряя
напряжение на вторичной обмотке. Для этого в первичную обмотку выносных
трансформаторов пропускается ток, а к выводам вторичной обмотки присое-
диняется вольтметр с высоким внутренним сопротивлением (1,5-2 кОм/В) и
шкалой, позволяющей измерять напряжение от 10 до 2000 В. Ток, пропускаемый
через первичную обмотку, регулируется автотрансформатором, включенным
со стороны высокого напряжения однофазного вспомогательного нагрузочного
трансформатора мощностью не менее 500-600 ВА ( рис. 87). Характеристика
намагничивания снимается в таком же порядке, как и при подаче напряжения
для регулирования тока на вторичную обмотку.
При наличии встроенных трансформаторов тока характеристика
намагничивания снимается дважды: до закладки трансформатора для
определения его исправности и после закладки и установки втулок на
выключатель или силовой трансформатор - для проверки отсутствия
возможного повреждения трансформатора тока при установке втулки и
распорок. У встроенных трансформаторов тока характеристика намагничивания
также может сниматься первичным током, но поскольку снятие характеристики
намагничивания трансформаторов тока первичным током после установки
-287-

втулки затруднено, а у силовых трансформаторов просто невозможно, то наряду
со снятием характеристик первичным током снимается несколько точек
зависимости Ц=^(/изм) вторичным током. Результаты последних измерений
используются для проверки исправности трансформатора тока после установки
втулок. В последующий период эксплуатации снятые при наладке
характеристики намагничивания используются для периодического контроля
исправности трансформаторов тока.
Снятая характеристика сопоставляется с типовой* характеристикой
намагничивания или с характеристиками намагничивания исправных
трансформаторов, однотипных с проверяемым.
Рис. 90. Характеристики намагничивания Рис. 91. Характеристики
трансформаторов тока ТВ-35, 150/5А, намагничивания при витковых
снятые различными способами: замыканиях во вторичных обмотках:
1 - схема с реостатом; 2 - схема с 1 - трансформатор тока типа
потенциометром; 3 - схема с ТПШФ-10, 500/5А; 2 - трансформатор
автотрансформатором тока типа ТВ-35, 300/5 А.
При сравнении снятой характеристики с типовой следует бнятую
характеристику Ц=^(/изм) перестроить на характеристику Е=Д/изм), отнимая от
ее ординат Ц падение напряжения во вторичной обмотке Аи=1иш12. При этом
вычитание Аи можно производить арифметически. Если снятая
характеристика идет выше типовой, то это указывает на то, что
трансформатор тока исправен и его 10%-ная кратность не ниже указанной
заводом. Если снятая характеристика идет ниже типовой на 20%,
трансформатор тока включать в эксплуатацию не рекомендуется. При
отсутствии типовых характеристик снятую характеристику можно
сопоставить с характеристиками однотипных исправных трансформаторов
тока такого же коэффициента трансформации. При этом необходимо
характеристики снимать одинаковыми приборами и по одной и той же схеме.
-288-
5. Измерение коэффициента трансформации.
Измерение коэффициента трансформации трансформатора тока
производится для установления соответствия его паспортным и проектным
данным, а также для установки заданного коэффициента трансформации у
трансформаторов, выпускаемых с устройством, позволяющим производить
их изменение. Измерение коэффициента трансформации производится по
схеме на рис. 92, а для опорных и проходных трансформаторов и по схеме
на рис. 92, б -для встроенных. Коэффициент трансформации определяется
как отношение первичного тока ко вторичному:
Рис. 92. Схемы проверки коэффициента трансформации трансформаторов тока.
У встроенных трансформаторов тока коэффициент трансформации
проверяется на всех ответвлениях. В случае, когда ответвления встроенных
трансформаторов тока не имеют маркировки или она недостаточно четка,
необходимо проверить ее и маркировать на основании результатов
измерения коэффициента трансформации. Наибольший коэффициент
трансформации должен быть между крайними ответвлениями.
Более просто проверить маркировку ответвлений путем измерения
распределения напряжения по ответвлениям. Для этого на два ответвления
подается напряжение порядка 100 В и вольтметром измеряется напряжение
между всеми ответвлениями. Схема проверки распределения напряжения
представлена на рис. 93. Максимальное напряжение соответствует крайним
ответвлениям: А\лД. После того, как найдены ответвления, на них подается
напряжение и вольтметром измеряется напряжение между ответвлением А
и остальными. Напряжение будет распределяться пропорционально числу
витков, т. е. коэффициенту трансформации. После определения ответвлений
с помощью вольтметра измеряют коэффициент трансформации по току на
всех ответвлениях. При определении распределения напряжения по
ответвлениям у трансформаторов тока с одинаковым коэффициентом на
первой и последней ступенях (например, будут: А-Б - 200/5; А-В - 300/5;
А-Г - 400/5; А-Д - 600/5; Г-Д - 200/5) учитывается, чтд последняя ступень
имеет добавочное количество витков для компенсации потерь напряжения
в трансформаторах тока. У таких трансформаторов напряжение больше у
последней ступени Г-Д по сравнению с первой, что является дополнительной
проверкой маркировки первого А и последнего Л ответвлений.
19-3890
-289-

Рис. 93. Схема определения ответвлений
встроенных трансформаторов тока по
распределению напряжения.
Отклонение измеренного коэффициента от паспортного или от
измеренного на исправном трансформаторе, однотипном с проверяемым,
не должно превышать 2%.
6. Измерение сопротивления обмоток постоянному току.
Отклонение измеренного сопротивления от паспортного или от
измеренного на других фазах не должно превышать 2%.
При сравнении измеренного значения с паспортными данными
измеренное значение должно приводиться к заводской температуре.
7. Испытания трансформаторного масла.
Масло из трансформаторов тока 110-220 кВ испытывается согласно
требованиям табл. 23 п.п. 1 -3 один раз в два года.
Периодичность отбора проб масла при превышении «нормально
допустимых» должна устанавливаться учащенной.
8. Испытания встроенных трансформаторов тока.
Испытания встроенных трансформаторов тока производятся в
соответствии с положениями, изложенными в вопросе 1.85 данного издания.
Электромагнитные трансформаторы напряжения.
1. Измерение сопротивления изоляции:
- первичных обмоток;
Сопротивление изоляции трансформаторов напряжением до 35 кВ
должно быть не менее 100 МОм, трансформаторов напряжением 110-220 кВ
- не менее 300 МОм.
Производится мегаомметром на напряжение 2500 В.
- вторичных обмоток.
Сопротивление изоляции вторичных обмоток совместно с
подключенными цепями, а также связующих обмоток каскадных
трансформаторов должно быть не менее 1 МОм.
Производится мегаомметром на напряжение 1000 В.
2. Испытание трансформаторного масла..
Масло испытывается на соответствие показателям табл. 23 п. 1 -3 с учетом
примечания к таблице. Масло из трансформаторов напряжением до 35 кВ
допускается не испытывать.
У маслонаполненных каскадных трансформаторов напряжения оценка
состояния масла в отдельных ступенях производится по нормам,
соответствующим напряжению ступени.
12.2. Как определить полярность обмоток трансформаторов тока?
Цель и способы определения полярности обмоток электрооборудования
указаны в вопросе 1.67 данного издания.
Остановимся на особенностях.
Специфичными для трансформаторов тока являются маркировка
выводов и способы проверки или выявления маркировки отпаек встроенных
трансформаторов тока.
-290-
Однополярные выводы всех трансформаторов
тока, кроме встроенных, обозначаются Л^-И, иЛ2-И2.
Проверка производится по схеме, приведенной на
рис. 94. У встроенных трансформаторов тока
определяется полярность первого ответвления
Рис. 94. Схема проверки (вывод А) относительно всех остальных (Б, Б, Г, Д).
однополярных зажимов Обычно у таких трансформаторов полярность
первичной и вторичной ответвлений проверяется до закладки в выключатель
обмоток трансформатора или силовой трансформатор. В этом случае
первичную обмотку трансформатора тока заменяют проводником, к которому
присоединяют источник постоянного тока (батарейку 4,5 В), причем плюс
батарейки должен быть соединен с тем концом проводника, который
находится со стороны трансформатора тока, имеющей обозначение «Верх».
Зажим «плюс» гальванометра (или милливольтметра магнитоэлектрической
системы) подключают к ответвлению А обмотки, а «минус» поочередно
подключают к ответвлениям Б, Б, Г, Д. При правильной маркировке
ответвлений стрелка прибора на каждом из ответвлений должна отклоняться
вправо. По мере увеличения коэффициента трансформации отклонение
стрелки будет увеличиваться, что является дополнительным показателем
правильности выполнения ответвлений.
При проверке многовитковых трансформаторов тока э. д. с. на вторичной
обмотке может быть большой, поэтому во избежание повреждения прибора
необходимо шунтировать его резистором (в случае использования
гальванометра) или перейти н^ более грубый предел милливольтметра.
12.3. Как определяется полярность обмоток трансформаторов напряжения?
Проверка полярности обмоток однофазных трансформаторов
напряжения не отличается от аналогичной проверки полярности
трансформаторов тока импульсами постоянного тока (рис. 95, а).
Однополярными выводами у трансформаторов напряжения являются
выводы А-а-ад и Х-х-хд.
Некоторые особенности имеет проверка полярности выводов у
трехфазных трансформаторов напряжения. Методы проверки таких
трансформаторов показаны на рис. 95, б-г. При этом надо иметь в виду, что
если для проверки полярности пятистержневых трансформаторов
напряжения достаточно лишь пересоединить плюс батарейки и
гальванометра на соответствующую фазу трансформатора, то в случае
проверки полярности трехфазного двухобмоточного трансформатора
напряжения этого недостаточно. Такой трансформатор напряжения не имеет
нулевого вывода первичной обмотки. Поэтому постоянный ток от батарейки
должен подаваться в первичные обмотки двух фаз, а гальванометр должен
минусом подключаться к нулевому выводу вторичИой обмотки. При
замыкании рубильника и поочередном подключении зажима «плюс»
гальванометра к выводам а, Ь, с вторичной обмотки отклонение стрелки
гальванометра будет различным: при включении на вывод а и правильной
полярности - вправо, при включении на вывод с - влево, а при включении на
вывод Ь отклонение равно нулю или незначительно по величине.
-291 -

Ь ' с*0
^эи
в) г)
Рис 95 Схемы проверки полярности и правильности обозначения выводов
трансформаторов напряжения.
а) - однофазного двухобмоточного; б) - пятистержневого, обмотки соединены в
звезду, в) - пятистержневого, обмотки соединены в разомкнутый треугольник;
г) - трехфазного двухобмоточного.
12.4. Как измерить коэффициент трансформации и ток намагничивания
трансформатора напряжения?
Одной из необходимых проверок трансформатора напряжения при новом
включении является проверка коэффициента трансформации и соответствия
его паспортным данным и требованиям проекта. К этой проверке можно
приступать лишь при наличии удовлетворительных результатов измерения
сопротивления изоляции и испытания масла, залитого в трансформатор.
Рис. 96. Схемы измерения коэффициента трансформации трансформаторов
напряжения.
а) - однофазного; б) - трехфазного с нулевым выводом; в) - трехфазного без
нулевого вывода; г) - сигнальной обмотки пятистержневого трансформатора;
д) - методом сравнения.
-292-
Проверка коэффициента трансформации однофазных трансформаторов
напряжения с номинальным первичным напряжением до 10 кВ достаточно
проста (рис. 96, а). Для этого на первичную обмотку высокого напряжения
однофазного трансформатора напряжения через регулирующее устройство
подается напряжение переменного тока 220 или 380 В, которое
контролируется вольтметром класса 0,5 или 1. К выводам вторичной обмотки
низкого напряжения подключается вольтметр такого же класса с небольшими
пределами измерений. Отношение показаний вольтметров соответствует
коэффициенту трансформации данного трансформатора напряжения.
Для измерения коэффициента трансформации трехфазного
трансформатора напряжения на первичные обмотки подается симметричное
трехфазное напряжение до 380 В (рис. 96, в). Между двумя фазами
первичной обмотки и аналогичными фазами вторичной обмотки
производятся при этом измерения напряжения вольтметром. Если
трехфазный трансформатор соединен в звезду с нулевым выводом на
первичной и вторичной сторонах, то измерение коэффициента
трансформации можно производить так же, как и у однофазного, подавая
напряжение на фазу и нуль (рис. 96, б). У пятистержневого трансформатора
напряжения измерение коэффициента трансформации обмотки,
соединенной в звезду, не отличается от аналогичного измерения для
двухобмоточного трансформатора. Особенность заключается в измерении
коэффициента трансформации обмотки, соединенной в разомкнутый
треугольник.
Так как соединение фаз этой обмотки произведено внутри бака, а наружу
выведены только концы ад и хд, то для проверки коэффициента
трансформации необходимо, подав напряжение на первичную обмотку,
закоротить на нуль обмотку одной фазы первичной обмотки (рис. 96, г). В
этом случае отношение первичного напряжения к измеренному на зажимах
адхд будет соответствовать определяемому коэффициенту трансформации
дополнительной обмотки.
Для трансформаторов напряжения 35 кВ и выше пользоваться методом
прямого измерения коэффициента трансформации трудно, так как
напряжение на вторичной обмотке получается незначительным и это влияет
на точность измерения. В таких случаях коэффициент трансформации
проверяется методом сравнения.
При этом методе сравниваются напряжения на вторичных обмотках двух
проверяемых однофазных трансформаторов напряжения. Для этого
первичные обмотки их соединяются параллельно (рис. 96, д) и на вторичную
обмотку одного из них подается номинальное (фазное) напряжение.
Напряжение, измеренное на вторичной обмотке второго трансформатора,
должно точно совпасть с напряжением, подаваемым на первый
трансформатор, если коэффициенты испытываемых трансформаторов
одинаковы. Измеряя при этой проверке ток намагничивания и сравнивая его
с заводскими данными, можно судить об исправности обмоток и стали
трансформатора напряжения.
-293-

При таких испытаниях следует иметь в виду, что на первичных выводах
трансформаторов напряжения появляется высокое напряжение.
Измерение тока намагничивания производится у всех трансформаторов
напряжения подачей во вторичную обмотку их номинального напряжения
(рис. 97) и измерением тока.
У однофазных трансформаторов, у которых второй вывод первичной
обмотки заземлен, номинальное напряжение основной вторичной обмотки
составляет 100/^ В, в дополнительной обмотке 100 В, что следует иметь в
виду при измерении намагничивающего тока.
Для измерения тока намагничивания трансформаторов напряжения
свыше 35 кВ используются регулирующие устройства большой мощности,
так как ток намагничивания однофазного трансформатора напряжения
НКФ-110 составляет около 10 А, а НКФ-220 достигает 25 А при номинальном
напряжении. При использовании реостата в качестве такого устройства
искажается синусоидальный характер кривой напряжения, сохраняется
синусоидальный характер кривой тока, и амперметр показывает близкий к
фактическому ток намагничивания. При использовании в качестве
регулирующего устройства автотрансформатора, кривая напряжения
сохраняет синусоидальность, а ток искажается, в результате чего амперметр
показывает заниженное значение тока намагничивания. Несмотря на это,
из-за удобства чаще пользуются автотрансформатором, пренебрегая
погрешностью в замере тока. Измерения должны производиться достаточно
быстро, так как вторичные обмотки не рассчитаны на длительное
прохождение больших токов.
Рис. 97. Схема измерения тока намагничивания (холостого хода) трансформатора
напряжения.
При измерениях тока намагничивания и коэффициента трансформации
необходимо строго соблюдать правила техники безопасности, так как при
этих измерениях первичная обмотка трансформатора напряжения находится
под высоким напряжением. Перед проверкой следует убедиться в надежном
заземлении трансформатора напряжения. При испытании трехобмоточных
трансформаторов напряжение подают в основную вторичную обмотку, так
как она термически более стойка, чем дополнительная.
-294-
13. ВОЗДУШНЫЕ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
И ТОКОПРОВОДЫ
В данном разделе рассматриваются воздушные линии (далее - ВЛ)
напряжением (0,38-220) кВ и воздушные токопроводы напряжением до 35 кВ
включительно, переменного и постоянного тока, обслуживаемые Потребителем.
Устройство и эксплуатация линий контактной сети, токопроводы для
электролизных установок и другие воздушные специальные линии и
сооружения определяются специальными правилами и нормами.
Большинство мелких неисправностей, обнаруженных при осмотрах
линии, устраняется по мере их обнаружения при верховых, специальных или
аварийных осмотрах. К таким неисправностям относятся, например,
ослабление бандажей и болтов, небольшие крены и перекосы деревянных
опор, незначительные повреждения проводов, устраняемые накладкой,
бандажей, замена вязок на штыревых изоляторах и т. п. Повреждения, не
устраненные во время осмотров, должны быть ликвидированы при
проведении плановых (текущих) ремонтов. Эти ремонты проводятся 1 -2 раза
в год в зависимости от класса, назначения линии и марки проводов.
К работам, проводимым при текущем ремонте, относятся, например,
покраска металлических опор, усиление или замена подгнивших частей
деревянных опор, замена отдельных изоляторов или гирлянд полностью,
регулировка провесов проводов и тросов, частичная замена проводов и
тросов на линии, замена отдельных деталей линейной арматуры, ремонт
заземляющих устройств и др.
Ремонтные работы разделяют на работы: проводимые вдали от
токоведущих частей и не требующие отключения линии; с отключением
линии; ремонт верхнего строения деревянных и металлических опор,
проводов, тросов, замена изоляторов и арматуры без снятия напряжения.
Последняя группа работ является наиболее ответственной и требует
выполнения совершенно специфических правил техники безопасности. Эти
работы проводятся с применением специальных изолирующих устройств -
площадок и лестниц. Имеется несколько конструкций таких устройств.
Общим для них является наличие изолированной от земли металлической
площадки, на которрй находится монтер, производящий работу под
напряжением. Он располагается на площадке вдали от провода, на
безопасном расстоянии от него и при приближении к проводу накладывает
специальный зажим, надежно соединяющий посредством гибкой связи
площадку с проводом. Таким образом, потенциал провода переносится на
площадку, после чего монтер может совершенно безопасно прикасаться к
проводу или арматуре и производить необходимую работу.
Кроме текущих ремонтов, воздушные линии проходят и капитальные
ремонты, при которых проводятся работы большего масштаба, чем при
текущих ремонтах. Капитальные ремонты имеют целью восстановление
нормальной прочности линии. В ходе этого вида ремонта проводится замена
отдельных опор или их фундаментов, частичная замена или перевеска
-295-

проводов и тросов, замена гирлянд и т. д. Капитальный ремонт линии
совмещается с очередным текущим ремонтом и выполняется при
отключенной линии.
В заключение следует указать, что, кроме общих требований безопасности,
описанных выше, при ремонтно-ревизионных работах на воздушных линиях
должен выполняться и целый ряд специфических требований.
Главнейшие из этих правил следующие. Все верховые работы должны
выполняться не менее, чем двумя лицами. При обходах линия, даже заведомо
отключенная, должна считаться под напряжением. Производство работ
допускается только на отключенных, заземленных на обоих концах и на месте
производства работ линиях, после того как производитель работ лично
убедился в отсутствии напряжения на линии с помощью специального
индикатора на изолированной штанге и дал разрешение на работу. Во время
грозы какие бы то ни было работы на воздушных линиях прекращаются.
По окончании работ, снятии людей и заземлений, производитель работ
сообщает об этом дежурному, после чего линия считается под напряжением,
вне зависимости от момента ее фактического включения.
Замена проводов и ремонт отдельных участков провода.
Необходимость замены провода или троса на действующей линии может
быть обусловлена значительными повреждениями провода (троса) от
коррозии, потерей прочности в результате сильного гололеда и т. п. В
некоторых случаях пропускная способность проводов вследствие роста
электрических нагрузок оказывается недостаточной, и тогда заменяют
провода на провод большего сечения. Замену проводов производят и при
реконструкциях электросети.
Замена проводов и тросов состоит из следующих этапов: доставка на
трассу нового провода, его раскатка, демонтаж старого провода, установка
монтажных роликов, подъем и натяжка нового провода, перекладка провода
из монтажных роликов в поддерживающие зажимы.
Провод и трос доставляют на трассу линии, намотанными на барабаны
или уложенными в бухты. Раскатку проводов можно производить различными
методами в зависимости от конкретных условий производства работ. При
небольшой длине участка замены раскатка провода ведется вручную с
установленного на земле барабана или бухты. При раскатке с барабана его
закрепляют на горизонтальной оси, установленной на козлах или Иа
специальном раскаточном станке. Этим обеспечивается свободное
вращение барабана. Раскатку провода с бухт, во избежание образования
"баранок", перекручивания провода и т. п., ведут с использованием вертушек.
При раскатке с применением механизма (при значительной длине
монтируемого участка) провод крепят к тяговому механизму с помощью
такелажного троса и монтажного клинового зажима.
Раскатку проводов с использованием тракторов и автомобилей можно
вести как со стоящего на месте барабана, так и с барабана, установленного
на специальном прицепе или в кузове. Если мощность механизма
достаточна, можно раскатывать несколько проводов одновременно. У
-296-
каждбй промежуточной опоры укладывают петли провода, которые в
дальнейшем позволяют свободно производить подъем его на опоры для
укладки в раскаточные ролики. Раскатка со стоящего на месте барабана не
исключает повреждения провода в результате протаскивания его по земле.
Возможна раскатка провода с одновременным подъемом его на каждую
промежуточную опору. Этот способ требует несколько большего времени,
однако тяговые усилия, необходимые для раскатки, и вероятность
повреждения провода значительно снижаются.
Во время раскатки проводов необходимо внимательно наблюдать за
ходом раскатки. Провод должен свободно, без задержек сходить с барабана
или вертушки, протаскиваться по земле и проходить через монтажные
ролики. При малейшем торможении провода раскатка немедленно
прекращается до устранения причины торможения.
Замена проводов на действующей линии ведется целыми анкерными
пролетами. Работа организовывается таким образом, чтобы обеспечить
быстрое включение линии в работу в случае аварийной необходимости. При
демонтаже старого провода следует учитывать возможность использования
его в дальнейшем для подвески на других линиях: поэтому разрезать провод,
по возможности, следует рядом со старыми соединительными зажимами.
Провод поднимают с помощью механизмов (легкие провода -
полиспастом). При большой массе монтируемых проводов и недостаточном
запасе прочности траверсы подъем провода с помощью механизмов
производят так, чтобы вертикальные нагрузки, приложенные к концу
траверсы, были возможно меньше, для чего тяговый трос пропускают вдоль
оси траверсы и далее вниз вдоль стойки опоры. Это достигают установкой
отводных блоков возле точки крепления провода, в месте крепления
траверсы к стойке и у основания стойки.
Подъем провода на вторую анкерную опору, ограничивающую
монтируемый пролет, производят без гирлянды изоляторов; монтажный
ролик крепят непосредственно к траверсе рядом с местом крепления
гирлянды.
Стрелы провеса проводов при натяжении определяются в соответствии
с монтажными кривыми или таблицами в зависимости от температуры
воздуха при монтаже. Монтажные кривые или таблицы составляются для
провода каждой марки при различных климатических условиях и
представляют собой зависимость стрелы провеса провода от длины пролета
и температуры.
Измерение стрел провеса производят путем визирования положения
провода по двум рейкам или другим методом. Если длина монтируемого
анкерного пролета невелика и составляет лишь несколько промежуточных
пролетов, то визирование производят во втором промежуточном пролете,
считая от любой из анкерных опор. Если же анкерный пролет велик,
визирование ведется в двух-трех промежуточных пролетах, достаточно
удаленных друг от друга, поскольку, из-за трения провода в раскаточных
-297-

роликах, стрелы провеса по концам анкерного пролета могут существенно
отличаться друг от друга.
Обычно натяжка проводов ведется вдоль оси линии в сторону соседнего
анкерного пролета; в условиях стесненной трассы, вблизи каких-либо
переходов и т. п. натяжку можно вести и в другую сторону (с использованием
отводного блока).
При натяжке необходимо внимательно следить за прохождением провода
через раскаточные ролики: появление значительных отклонений
поддерживающих гирлянд свидетельствует о заедании провода в роликах.
Натяжку производят плавно, без рывков, и после отрыва провода от земли
во всех промежуточных пролетах скорость ее уменьшают во избежание
перетяжки провода. Сигнал о прекращении натяжки подается монтером,
производящим визирование стрел провеса. После этого на проводе краской,
проволочным бандажом, бечевкой делают отметку на уровне места
крепления натяжной гирлянды к траверсе опоры. Провод опускают на землю,
производят комплектование гирлянды и монтаж натяжного зажима, место
установки которого определяют путем откладывания строительной длины
гирлянды изоляторов и сцепной арматуры от места отметки на проводе в
сторону пролета. Далее каждый провод отдельно поднимают вместе с
соответствующей натяжной гирляндой и закрепляют на анкерной опоре.
Замену грозозащитных тросов производят из-за их коррозии, поэтому
использование старого троса исключается, и при демонтаже его разрезают.
Перекладка нового троса из роликов в поддерживающие зажимы ведется,
как правило, без отключения линии.
Замену проводов на тупиковых линиях, длительное отключение которых
невозможно, можно производить при поочередном отключении фаз линии.
Такой метод работы носит название пофазного ремонта и производится с
соблюдением ряда дополнительных правил техники безопасности по
специальным инструкциям.
Объем ремонтных работ на проводах зависит от характера повреждений. При
обрыве части проволок может быть установлен проволочный бандаж, ремонтная
муфта или вырезан поврежденный участок провода и заменен новым.
В качестве ремонтных муфт для проводов сечением до 240 мм2
включительно применяют обычные овальные соединители, но предназначенные
для соединения проводов на одну марку ниже ремонтируемого провода.
Например, для ремонта провода АС-150 используется соединитель АС-120. При
этом соединитель разрезают вдоль его края, разводят и надевают на
поврежденный провод так, чтобы место обрыва проволок оказалось посередине
ремонтной муфты. Один из краев муфты заводят на другой, на концах муфты
устанавливают бандажи, препятствующие смещению муфты, после чего
производят ее опрессование. В результате установки ремонтных муфт
полностью восстанавливаются электрические характеристики и механическая
прочность поврежденного провода.
При обрыве проволок провода у подвесного зажима их концы следует
обрезать на расстоянии 0,5 м от места обрыва. Вместо них вставляют куски
-298-
проволоки длиной 1 м из провода той же марки, по концам которых
устанавливают две ремонтные муфты. Если провод поврежден в нескольких
поддерживающих зажимах в одном анкерном пролете, целесообразно
произвести перемонтаж провода, чтобы поврежденные места попали в
пролет. При этом на каждое поврежденное место устанавливают одну
ремонтную муфту или соединитель. В конце анкерного пролета провод
наращивается.
При повреждении провода на большой длине, в частности при появлении
на проводе "фонарей" и "баранок", вырезают поврежденный участок
провода. Провод вставки должен быть той же марки и иметь такое же
направление верхнего повива, как и ремонтируемый. В противном случае
произойдет постепенное раскручивание наружного повива вставки, появятся
вспучивания и возможен обрыв провода. Длина вставки провода должна быть
не менее:
5 м для проводов и тросов сечением до 50 мм2 включительно
10 95
15 185
30 240 и более
Порядок работ по вырезке поврежденного провода устанавливается в
соответствии с характером и величиной повреждения. Однако во всех
случаях для вырезки поврежденного участка необходимо снять тяжение с
ремонтируемого провода. Обычно для этого провод опускается с одной или
нескольких промежуточных опор, причем при опускании провода тяжение
по нему возрастает до того момента, пока провод не ляжет на землю.
Поэтому при обрыве значительного числа проволок возможен обрыв
провода. Такие случаи характерны для алюминиевых и медных проводов, так
как прочность их при обрыве проволок снижается в большей степени, чем у
сталеалюминиевых проводов. Во избежание обрыва иногда предварительно
опускают провод в пролетах, смежных с поврежденным.
Если опустить провод предварительно в смежных пролетах по каким-либо
причинам не удается, то поврежденное место перед опусканием провода
должно обязательно шунтироваться перемычкой из стального каната.
Аналогичные меры необходимо принимать в случае повреждения стального
сердечника сталеалюминиевых проводов.
При вырезке провода длина вставки должна точно соответствовать длине
вырезанного провода. Несовпадение этих длин ведет к разрегулировке стрел
провеса и необходимости перемонтажа провода. До вырезки поврежденного
участка провод стягивают в месте повреждения; на проводе с обеих сторон
от повреждения устанавливают два монтажных клиновых зажима, расстояние
между которыми на несколько метров превышает длину вырезки.
Работы по ремонту проводов, как правило, производятся на отключенных
линиях. Если работы связаны с разрезанием провода, то по обе стороны
разрыва провод заземляется. При работах в зоне влияния другой линии
-299-

напряжением выше 35 кВ или на одной цепи двухцепной линии, когда вторая
цепь находится под напряжением, место разрезания провода
предварительно шунтируют. Установка бандажей, ремонтных муфт и замена
участков провода может производиться и под напряжением, при этом работы
производят с изолирующих устройств (изолирующих площадок, лестниц или
телескопических автовышек с изолирующим звеном), а концы разрезаемого
провода обязательно шунтируются.
Замена проводов на пересечениях. Это работа по замене проводов
на пересечениях линий электропередачи с другими линиями
электропередачи или связи. При пересечении железных и шоссейных дорог
это обычно связано с отключением линий и ограничением движения по
дорогам. Следовательно, работы эти должны быть организованы так, чтобы
нарушение работы пересекаемого объекта было минимальным. Поэтому
замену проводов на пересечениях ведут с применением различного рода
специальных "защит".
Защиту пересекаемых линий связи обычно осуществляют с помощью
специально устанавливаемых столбов с горизонтальным брусом - "рогатки"
или деревянных "ворот".
Замену проводов при пересечении других линий электропередачи можно
вести как с отключением действующей пересекаемой линии, так и без ее
отключения. Работы ведут без отключения, если монтируемые провода
проходят под проводами действующей линии. Во избежание резкого
подскока провода при натяжке, на монтируемый провод в месте пересечения
накидывают страхующие веревки, концы которых закреплены на земле. Если
провода ремонтируемой линии проходят над проводами действующей, то
отключение последней обязательно. В этом случае необходимо обеспечить
перекидку раскатываемого провода через провода и тросы действующей
линии. Протаскивание провода непосредственно через висящие провода
или тросы не допускается, так как возможно их повреждение. Перекидку
можно осуществлять с использованием автовышки, в корзине которой
монтер поднимается выше уровня проводов или тросов и руками
перепускает монтируемый провод. Автовышкой можно пользоваться вместо
специальных "защит" и в других случаях, тогда на корзине автовышки
укрепляется горизонтально деревянная доска или бревно.
Замена проводов на переходах через железные или шоссейные дороги
обычно связана с остановкой движения. Если остановка движения возможна,
то работы ведутся обычными методами. По обе стороны пересечения, на
шоссе выставляются монтеры, сигнализирующие о приближении транспорта
и останавливающие его в случае необходимости. Кроме того, место работ
на шоссе с обеих сторон ограждается знаками, согласно указаниям
автоинспекции. Если прекращение движения невозможно, то по обе стороны
дороги устанавливают "защиты" такой высоты, чтобы лежащий на них провод
или трос не препятствовал движению.
При работах на пересечениях с железными дорогами и шоссе необходимо
присутствие на месте работ представителей администрации этих дорог и
-300-
предварительное согласование с ними условий производства работ.
Регулирование движения поездов может производиться только
администрацией железной дороги.
При монтаже переходов каждый раскатанный провод нужно закрепить
на своем месте прежде, чем начнется монтаж следующего. В виде
исключения допускается временное закрепление проводов, но оно должно
быть надежным и исключать возможность произвольного отцепления
провода.
Вырезку поврежденных участков на пересечениях в некоторых случаях
производят без опускания всего провода. Если поврежденный участок
расположен на небольшом расстоянии от анкерной опоры, ограничивающей
пролет пересечения, то с автовышки в пролете устанавливают монтажный
клиновой зажим на расстоянии от места повреждения, несколько большем
высоты провода над землей в этом месте. Провод отцепляют от опоры, и
поврежденный конец опускают на землю. Остальной участок провода
удерживают в натянутом положении. Производят ремонт поврежденного
участка, провод поднимают на опору и закрепляют на ней.
Ремонт небольших по длине повреждений можно производить с
автовышки. Предварительно натяжную гирлянду на одной из опор удлиняют
добавлением одного или двух изоляторов или специального промежуточного
звена. Величина удлинения должна равняться величине поврежденного
участка, подлежащего вырезке. Затем провод стягивают полиспастом в
месте повреждения, вырезают повреждение, а концы провода соединяют
между собой. Мелкий ремонт проводов на пересечениях (установку
бандажей, ремонтных муфт) также производят с автовышек.
Соединение проводов в пролетах выполняется с помощью прессуемых
соединительных и натяжных зажимов, болтовых прессуемых зажимов, методом
скрутки в овальных соединителях, а также с помощью сварки. Технология таких
работ зависит от типа соединителя, марки и сечения провода.
Замена изоляторов и арматуры. Замена изоляторов производится как
с отключением линии, так и под напряжением. На линиях 35 кВ замену
изоляторов в гирлянде производят с траверсы или со стойки опоры. На
отключенной линии провод подтягивают к траверсе с помощью
хлопчатобумажного каната, перекинутого через неподвижный блок,
установленный вблизи точки крепления гирлянды. Усилие, необходимое для
подтягивания провода, создается вручную одним-двумя монтерами или с
помощью тягового механизма. Провод подтягивается так, чтобы монтер,
находящийся на траверсе или стойке опоры, мог свободно расцепить
гирлянду.
На место дефектного изолятора устанавливают новый. Провод опускают
и с опоры снимают такелаж и приспособления. Если конструкция опоры
такова, что замену изоляторов поддерживающих гирлянд производить с
траверсы или со стойки неудобно, провод вместе с отцепленной от траверсы
гирляндой опускают на землю. Внизу производят замену дефектного
изолятора, провод вновь поднимают на опору и гирлянду крепят к траверсе.
-301 -

Значительно упрощается замена изоляторов гирлянд на линиях 35 кВ при
использовании телескопической вышки. Корзина с находящимся в ней
электромонтером устанавливается под гирляндой с дефектным изолятором.
Телескопическая часть вышки выдвигается таким образом, чтобы масса
провода была воспринята корзиной и появилась возможность расцепить
гирлянду. Масса провода при этом не должна превышать грузоподъемности
телескопической вышки.
Замену изоляторов под напряжением производят с изолирующих
устройств в соответствии со специальными требованиями правил техники
безопасности и инструкций. С изолирующего устройства производят
отсоединение проводи от гирлянды изоляторов и опускание его при массе
пролета провода менее 200 кг. При большей массе провода и при замене
изоляторов в натяжных гирляндах масса или тяжение провода
воспринимаются специальными изолирующими тягами.
Замену различной арматуры в гирляндах изоляторов производят
аналогично замене изоляторов. Замену поддерживающих зажимов обычно
производят без опускания провода на землю. С помощью полиспаста,
стяжного болта и т. п. провод приподнимают, освобождают из-под плашек
старого зажима и вынимают из него. Дефектный зажим отцепляют от
гирлянды и на его место устанавливают новый. Провод опускают в новый
зажим и закрепляют в нем. Таким же образом заменяют дефектные ушки.
Замену большинства видов арматуры в натяжных гирляндах изоляторов
производят также без опускания провода на землю. Исключение составляет
замена натяжных прессуемых зажимов на сталеалюминиевых проводах
сечением 300 мм2 и более. Это обусловлено невозможностью опрессования
зажима без опускания провода на землю. В этом случае приходится
разрезать петлю провода на анкерной опоре.
Во избежание изменения стрелы провеса после замены дефектного
натяжного зажима приходится увеличивать длину гирлянды на величину
вырезанного зажима добавлением в гирлянду одного или двух
дополнительных изоляторов или промежуточных звеньев сцепной арматуры.
При появлении значительных отклонений поддерживающих гирлянд
изоляторов вдоль оси линии необходима выправка таких гирлянд. Для этого
провод подтягивается к траверсе, освобождается из-под плашек
поддерживающего зажима, и зажим передвигается вдоль провода так, чтобы
гирлянда заняла вертикальное положение. Затем провод вновь закрепляется
в зажиме.
Замена штыревых изоляторов, крюков и штырей. Необходимость
замены штыревых изоляторов определяют в результате осмотров линии или
измерений изоляции. По внешнему осмотру штыревые изоляторы бракуют
при появлении повреждений фарфора и глазури, стойких загрязнений,
искривлений и наклонов штырей на угол более 15° относительно вертикали.
Сопротивление изоляции штыревых изоляторов измеряют с помощью
мегаомметра на отключенной линии. Штыри и крюки заменяют при
появлении на них значительной коррозии, трещин или других повреждений.
-302-
Способ замены штыревого изолятора или деталей его крепления к опоре
зависит от способа крепления провода которое может быть:
промежуточного, анкерного или углового типа. На линиях 35 кВ для анкерного
и углового крепления проводов обычно используют натяжные гирлянды,
собранные из подвесных изоляторов. Промежуточное крепление проводов
на штыревых изоляторах выполняется с помощью головной или боковой
вязки. Вязку проводов производят мягкими проволоками из того же металла.
Во избежание перетирания проводов место вязки обматывают лентой. В
месте вязки не допускаются перегибы провода. Боковую вязку проводов
целесообразно производить с помощью специальных скоб, что значительно
упрощает производство работ при замене изоляторов.
Анкерное и угловое крепление проводов на штыревых изоляторах
выполняется только с помощью боковой вязки. Различают одинарный,
одинарный усиленный, полуторный и двойной анкерный подвес; одинарный
и двойной угловой подвес. Изолятор располагают со стороны внутреннего
угла поворота линии.
Для замены штыревого изолятора, штырей или крюков при промежуточном
креплении проводов изолятор должен быть освобожден от вязки. Если вязка
выполнена проволокой, то она может быть снята с помощью кусачек, при этом
скусывание вязки с провода производить не следует во избежание
повреждения его. Освобождение изолятора при боковой вязке, выполненной
с помощью скоб, производится путем разборки плашечных зажимов. Провод,
снятый с изолятора, опускают на траверсу опоры или, если траверса
отсутствует, прикрепляют к стойке веревочным хомутом. После этого изолятор
свинчивается со штыря или крюка. Если необходимо заменить изолятор, с
крюка (штыря) снимают старую паклю, наматывают и обмазывают суриком
новую паклю и затем навинчивают ловый изолятор. Провод крепят к изолятору.
Вязку алюминиевых проводов производят без применения клещей,
пассатижей и т. п. во избежание повреждения вязки.
Замену изоляторов или деталей крепления их на опорах с анкерным подвесом
производят после стягивания полиспастом провода в смежных пролетах.
Дефектный изолятор освобождают от вязки и производят замену изолятора,
крюка или штыря. Далее провод закрепляют на новом изоляторе и снимают
нагрузку с полиспаста. При угловом подвесе провода нагрузка с изолятора,
подлежащего замене, снимается путем подтягивания провода с помощью
полиспаста к траверсе или стойке опоры, после чего замену производят в
обычном порядке. При повреждении вязки провода к штыревому изолятору эту
вязку снимают и выполняют новую так же, как и при замене изоляторов.
Ремонт деревянных опор, замена пасынков и свай. Замену пасынков
и свай на линиях электропередачи обычно производят подлапряжением, что
обусловливает необходимость соблюдения ряда дополнительных требований,
обеспечивающих безопасность проведения работ.
Так, замена пасынков и других деталей опор под напряжением допускается,
если диаметр оставшейся здоровой части древесины любой детали опоры
не меньше минимально допустимых диаметров для данной линии. Если
-303-

диаметр оставшейся здоровой части составляет не менее 0,85 минимально
допустимого диаметра, то работа под напряжением может производиться
только при применении специальных приспособлений, снимающих нагрузки
с заменяемой детали. В остальных случаях заменять сваи и пасынки (или
другие детали) под напряжением не допускается. Устанавливаемые вместо
отбракованных сваи или пасынки должны соответствовать по своим размерам
проекту линии (или старым деталям) - отклонение диаметров бревен в отрубе
от расчетных для пасынков и свай допускается от -1 до +2 см.
При замене любых деталей деревянных опор должна быть обеспечена
малая скорость перемещения тяговых канатов, движение их должно быть
плавным, без рывков.
Существует несколько методов замены пасынков и свай, различие между
которыми, в основном, сводится к способам обеспечения устойчивости
опоры во время замены пасынка или сваи.
Одним из наиболее распространенных и универсальных способов
обеспечения устойчивости промежуточных опор является применение
вспомогательной стойки, устанавливаемой около основной стойки опоры с
противоположной от заменяемого пасынка стороны. Длина вспомогательной
стойки должна быть на 2-2,5 м больше высоты надземной части пасынка.
Вспомогательную стойку устанавливают через блок, закрепленный на
основной стойке, с помощью тягового механизма или полиспаста и скрепляют
со стойкой опоры двумя цепными бандажами. Чтобы предотвратить
вдавливание вспомогательной стойки в грунт при перенесении на нее нагрузки
с Пасынка, ее устанавливают на шпалу и скрепляют с ней строительными
скобами. Между вспомогательной и основной стойками перед стягиванием
цепных бандажей несколько выше верхнего проволочного бандажа ставится
деревянная прокладка толщиной 5-10 см с тем, чтобы после установки нового
пасынка временная стойка не мешала наложению проволочных бандажей.
После установки вспомогательной стойки, основная закрепляется тремя
расчапками, расположенными под углом 120° друг к другу. Каждая расчалка
крепится на 1,5-2 м выше пасынка, но не менее, чем на 7-8 м над уровнем
земли. На земле каждую расчалку крепят к забитому в землю металлическому
лому или винтовому анкеру. Если замена пасынка производится на П-образной
опоре с Х-образными связями, можно ограничиться установкой двух расчалок
под углом 30° к оси линии. На П-образных опорах без раскосов между стойками
устанавливают специальную распорку.
В значительной степени работы упрощаются при использовании
телескопических автовышек, краново-буровых машин на базе автомобиля
или трактора или специальных линейных автомашин.
При замене сдвоенных пасынков П- и АП-образных опор не требуется
дополнительного обеспечения устойчивости опоры. Замена таких пасынков
производится поочередно. При необходимости замены пасынков на обеих
стойках П- или АП-образной опоры работу также производят поочередно.
Одновременная замена пасынков в таких случаях не допускается.
-304-
При замене одинарных пасынков А- и АП-образных опор устойчивость
опоры может также обеспечиваться с помощью вспомогательной стойки или
вышки и, наконец, с помощью оттяжки из хлопчатобумажного или
капронового каната. Оттяжку устанавливают в плоскости А-образной части
опоры со стороны, противоположной заменяемому пасынку, и крепят через
полиспаст нижним концом к анкеру, забитому в землю в 12-15 м от опоры, а
верхним - к вершине опоры. С помощью полиспаста оттяжка натягивается,
после чего конец веревки полиспаста закрепляется.
Для замены пасынков с ригелями должны откапываться все ригели. В этих
случаях земляные работы являются основными по затратам времени на
замену пасынка. Чаще всего откопку производят вручную штыковой лопатой.
Размеры котлована определяются руководителем работ в зависимости от
расположения ригелей и удобства работы землекопа. Для откопки пасынков
могут быть использованы также экскаватор на тракторе "Беларусь" или
автобуровая машина.
Глубина откопки пасынка без ригелей определяется только тяговым
усилием, которое может развить используемый для удаления пасынка
механизм. После откопки пасынка на необходимую глубину удаляют бандажи,
соединяющие пасынок со стойкой; вручную пасынок несколько отводится
от стойки, поскольку в эксплуатации, в результате ослабления бандажей и
проседания стойки, она может своим торцом опереться на край подтески
пасынка, и удаление пасынка без предварительного отведения от стойки
может привести к резкому толчку и потере устойчивости опоры.
Выдергивание старого пасынка без откопки производится полиспастом
с помощью автомашины или трактора со специальными навесными
приспособлениями, создающими достаточные для такой операции усилия.
В процессе эксплуатации линии может оказаться, что необходима замена
большинства деталей какой-либо опоры. В этих случаях оказывается более
целесообразным произвести замену опоры. Иногда замена опор вызывается
необходимостью увеличения габаритов проводов до земли, тогда старую
опору заменяют на повышенную. В ряде случаев на старых линиях замена
опор может производиться с целью упрощения конструкции линии,
например, замена транспозиционных и анкерных опор на промежуточные.
Замена опор на отключенной линии. Если старая опора мешает
установке новой, то работы начинают с демонтажа старой опоры. Для этого
провода опускают на землю. Для валки промежуточной опоры вверху одной
из ее стоек крепят веревочную оттяжку, длина которой не менее двойной
высоты демонтируемой опоры. Крайний провод со стороны этой стойки
привязывают к пасынку, средний провод - ко второму пасынку. После этого
пасынки подпиливают.
Валку опоры производят в сторону стойки, к которой прикреплена
оттяжка. Поэтому пасынок этой стойки подпиливают в первую очередь, на
более низком уровне и примерно на 3/4 поперечного сечения. Затем
подпиливают второй пасынок и производят валку опоры путем натяжения
20-3890
-305-

оттяжки. Во время валки все монтеры должны отойти от опоры на безопасное
расстояние.
Валку анкерных опор производят аналогично. Петли проводов разрезают,
провода опускают на землю и убирают от опоры. Валку производят также
поперек линии с помощью тросовой оттяжки и какого-либо тягового
механизма.
Сборка новой опоры обычно производится до отключения линии. Опору
собирают на трассе линии у вырытых котлованов. Если габариты проводов
до земли не позволяют вести сборку анкерных опор под проводами линии,
то их собирают в стороне от оси линии и затем с помощью катков
передвигают к вырытым котлованам.
Для сборки анкерных опор целесообразно использовать автокран. На
земле собираются две А-образные части опоры. С помощью крана они
устанавливаются в вертикальной плоскости, причем одна из стоек остается
лежать на земле. Расстояние между А-образными частями соответствует
проекту опоры. В таком положении части опоры удерживают временными
распорками. Также с помощью автокрана устанавливают траверсу,
постоянные раскосы и распорки.
Для установки опоры кран поднимает ее вершину на полную высоту своей
стрелы. При этом угол наклона стоек опоры к горизонту должен быть не
менее 35-40°. Затем по команде натягивается трос тягового механизма,
воспринимая на себя нагрузку от опоры, а кран отцепляется от строп и
отводится в сторону. Дальнейший подъем производится тяговым
механизмом. Когда угол наклона стоек опоры к горизонту увеличится до
60-70°, в работу, также по команде, вступает тормозной трос, который для
этого натягивается с незначительной слабиной.
Далее при подъеме опоры тормозной трос понемногу отпускается, что
обеспечивает плавную установку опоры на место и не позволяет ей
наклоняться в направлении подъема. С помощью оттяжек обеспечивается
правильное положение опоры при подъеме. Когда опора займет
вертикальное положение, все тросы и оттяжки закрепляют и производят
засыпку и трамбовку котлованов.
Если опора устанавливается на сваях или на пасынках без ригелей, то
целесообразно сваи или пасынки установить заранее, путем забивки,
вдавливания и т. п. В установленных пасынках (или сваях) промежуточной
опоры, посередине между будущими бандажами, сверлятся горизонтальные
отверстия под болты, направленные поперек линии. Отверстия должны
располагаться строго на одном уровне. В стойках новой опоры также
сверлятся отверстия посередине между будущими бандажами в том же
направлении. Расстояния от этих отверстий до точек крепления траверсы к
стойкам должны быть тщательно вымерены и равны между собой. После
этого каждую стойку приподнимают и скрепляют с пасынком болтом,
устанавливают траверсу и раскосы.
Подъем новой опоры производится аналогично описанному, причем
стойки поворачиваются вокруг болтов, соединяющих их с пасынками. Когда
-306-
поднимаемая опора займет вертикальное положение, ее стойки и пасынки
соединяют цепными бандажами по одному на каждую стойку, которые затем
поочередно заменяют проволочными. Болты, вокруг которых производился
подъем опоры, могут не удаляться, так как они существенного влияния на
работу опоры не оказывают.
Если использование крана для установки опор почему-либо невозможно,
установку опор ведут с помощью А-образной падающей стрелы. Стрела
делается из двух бревен или металлических стоек. Высота стрелы должна
быть примерно равна половине высоты устанавливаемой опоры. Стрелу
устанавливают вблизи основания опоры под углом к горизонту 65-80°. Ее
вершина соединяется вожжами со стойками опоры и тяговым тросом - с
механизмом, производящим подъем опоры. Крепление к опоре вожжей,
оттяжек и тормозного троса производят, как и при установке опор краном.
При натяжении тягового троса стрела поворачивается вокруг своего
основания, и опора поднимается. Работа оттяжек и тормозного троса такая
же, как и в предыдущем случае.
Ремонт металлических и железобетонных опор
Замена и усиление отдельных деталей опор. Необходимость замены
или усиления отдельных деталей металлических опор, атакже металлических
деталей железобетонных опор выявляется при осмотрах и ревизиях и
вызвана, в основном, коррозией металла. Кроме того, в эксплуатации из-за
посторонних механических воздействий могут возникнуть значительные
прогибы отдельных деталей, которые не представляется возможным
выправить. При появлении таких повреждений в конструкциях опор,
собранных на болтах, ремонт не представляет серьезных трудностей. Болты,
на которых крепится поврежденная деталь, отвертывают и на ее место
устанавливают заготовленную заранее по чертежам такую же новую деталь.
Если из-за значительной коррозии отвернуть болты не удается, их либо
срезают газовой горелкой, либо срубают зубилом и заменяют новыми того
же размера.
Однако при повреждении поясов опоры ремонт их (даже в опоре болтовой
конструкции) требует соответствующей подготовки. В тех случаях, когда
пояса поражены коррозией на всей длине, целесообразно заменить опору
целиком. При местных (локальных) повреждениях, требующих вырезки
небольшого участка поясов, необходимо разгрузить опору от внешних
. нагрузок путем опускания всех проводов и тросов. Иногда опору необходимо
укрепить расчалками.
При ремонте сварных конструкций и местных повреждений поясов опор
заранее заготовляют отрезки металла того же профиля и той же марки стали
необходимой длины, которыми и производят замену поврежденного участка
после удаления последнего. Соединение накладываемых отрезков с поясами
или другими элементами опор производят сваркой и в редких случаях - на
болтах. При сварке соединений запрещается наложение сварных швов
поперек полки уголка, швеллера и т. п. Сварку следует производить по "перу"
-307-

деталей. Сварочные работы выполняются специально обученными электро-
или газосварщиками. Длину швов, размеры и количество болтов определяют
расчетом заранее. При невозможности ремонта установленной опоры ее
заменяют на новую.
После ремонта тщательно осматривают сварные швы узлов и накладок;
обнаруженные трещины и непровары заваривают. Заваренные места,
накладки и другие вновь установленные детали очищают от окалины,
коррозии, грязи и тщательно окрашивают.
Выправка опор. Металлические опоры, имеющие недопустимые
наклоны, выправляют путем установки соответствующих прокладок между
основанием опоры и фундаментом. Для этого отвинчивают гайки с анкерных
болтов и соответствующие основания опоры приподнимают домкратами.
Прокладки заготавливают различной толщины, от 5 до 10 мм. Форма
прокладок должна обеспечить свободное надевание их на анкерные болты.
Общая высота прокладок не должна быть более 40 мц. В тех случаях, когда
это требование оказывается невыполнимым, под основание опоры
устанавливают специальную конструкцию в виде коробки. Если при выправке
опоры освобождаются анкерные болты более, чем на одной "ноге", опору
предварительно укрепляют расчалками. На узкобазых опорах установка
расчалок необходима при освобождении даже одного анкерного болта.
Выправку одностоечных железобетонных опор как вдоль, так и поперек
линии производят путем создания тяжения по канату, прикрепленному к
стойке опоры, в сторону, противоположную наклону опоры.
В качестве тягового механизма используют либо лебедки линейных
автомашин, либо ручные лебедки и полиспасты. При выправке опоры на
линии, находящейся под напряжением, тяговый канат и оттяжки крепятся к
опоре на 2 м ниже уровня нижних проводов.
Ремонт железобетонных опор. В процессе эксплуатации возможны
механические повреждения железобетонных опор (трещины, сколы,
разрушение защитного слоя бетона).
В зависимости от характера дефектов опор производят следующие виды
ремонта:
- покрытие поверхности опор полимерцементными красками или
растворами;
- заделку раковин и сколов полимерцементными растворами;
- усиление опор устройством железобетонных бандажей.
Поверхность, на которую надо нанести покрытие или заделку, должна
быть очищена от грязи, пыли и масла и не иметь острых выступов. Очистку
производят стальными щетками и скребками. Масляные пятна смывают
бензином или ацетоном. Раковины расчищают зубилом и щеткой до плотного
бетона. Покрытие опор полимерцементными красками производят в сухую
погоду при температуре не ниже 2°С.
Полимерцементную краску изготовляют на месте работ. Ее состав (по
массе) следующий: цемент марки 500-600 - 60%, поливинилацетатная
эмульсия или латекс - 12%, вода - 28%. Вследствие ограниченного срока
-308-
хранения краски следует приготавливать ее не более, чем на 3-4 часа работы.
Краску наносят кистью не менее, чем в два слоя, при этом второй слой
наносят не ранее, чем через 2 часа.
Для заделки сколов или раковин и для шпаклевки крупных трещин
подготавливают полимерцементный раствор, в состав которого входят:
55-65% песка, 20-30% цемента, 4-6% эмульсии или латекса и 7-10% воды.
Раствор должен быть тестообразным и использован в течение 2 часов после
приготовления.
Для усиления опор, имеющих трещины с величиной раскрытия более
0,4 мм, устраиваются железобетонные бандажи. Бандаж должен
перекрывать зону образования трещин вверх и вниз на 20 см. Толщина стенки
бандажа 70-80 мм, марка бетона не ниже 400. Бандажи могут выполняться с
поперечной или продольной рабочей арматурой в зависимости от характера
трещин. В качестве арматуры используется сталь периодического профиля
диаметром 14 мм и катанка диаметром 4-6 мм.
Если опора имеет значительные механические повреждения (кольцевой
излом, значительные сквозные отверстия в стойке и т. п.), ее нужно заменить
на новую.
Нарушенное гидроизоляционное покрытие подземной части
железобетонных стоек возобновляется путем повторной обмазки
поверхности стойки от уровня земли до глубины 1-1,2 м. При откапывании
стойки для обмазки ее предварительно закрепляют тремя расчалками,
установленными под углом 120°.
Металлические траверсы железобетонных опор, а также металлические
хомуты в узлах крепления гирлянд изоляторов й деталей опоры между собой
при появлении ржавчины окрашивают в два слоя атмосферостойкими
красителями, не содержащими веществ, разрушающих оцинковку
металлических деталей. Для окраски рекомендуется применение масляных
красок.
Следует отметить, что ремонт железобетонных опор в практике
эксплуатации встречается сравнительно редко, но, как правило, должен быть
произведен в сжатые сроки, так как в противном случае происходит
интенсивное развитие имеющихся дефектов и снижение прочности опоры.
Ремонт железобетонных подножников и свай. Состояние
металлических подножников опор выявляется в результате их выборочной
проверки, которая производится один раз в шесть лет. Для проверки
откапывают один подножник опоры на всю глубину. Если опора установлена
на четырех подножниках, то дополнительного закрепления ее при откопке
подножника не требуется. Опоры, установленные на одном подножнике, при
его откопке должны укрепляться четырьмя оттяжками. Размеры
откапываемого котлована определяются удобством откопки и возможностью
осмотра подножника.
Необходимость ремонта подножников, чаще всего, возникает в
результате их коррозии. Ремонт должен выполняться, если коррозией
повреждено более 20% поперечного сечения отдельных уголков. Дефектные
-309-

элементы подножника усиливают с помощью накладок из металла того же
профиля. Крепление накладок производят сваркой, как и при ремонте
металлических опор. Глубину откопки подножника для ремонта определяют
положением ремонтируемого элемента. Размеры котлована должны
обеспечить возможность установки накладки и выполнения сварочных работ.
Защита подножников от коррозии осуществляется путем нанесения
гидроизоляционных составов - битума, каменноугольного или асфальто-
битумного лака, используемого для окраски опор, но без добавления
алюминиевой пудры.
Глубина откопки подножников при окраске определяется меженным
уровнем грунтовых вод и составляет обычно 0,7-1 м, а ширина котлована около
0,5-0,7 м. Котлован откапывается обычно по периметру подножника. Для опор,
установленных на четырех подножниках, разрешается одновременно
откапывать два подножника, расположенных по диагонали; установка оттяжек
при этом не требуется. Опоры, установленные на одном подножнике, нужно
укреплять двумя оттяжками, располагаемыми поперек линии.
Защитный слой на подножник наносят с помощью кистей или
механизированным способом в два слоя. Перед оомолением подножник
очищают от земли и ржавчины и вьюушивают. Особое внимание необходимо
обращать на места сочленений отдельных элементов. Краску наносят ровным
слоем без пропусков, наплывов и пузырей. Второй слой наносят только после
полного высыхания первого, т. е. через 14-20 часов. После высыхания второго
слоя котлован засыпают грунтом и тщательно утрамбовывают. л
Во избежание повреждения защитного покрытия подножника засыпку
котлована производят размельченным грунтом, соблюдая осторожность.
Оставлять котлован открытым в течение нескольких дней нельзя.
При необходимости ускорить высыхание окрашенного подножника его
прогревают паяльной лампой. Во время окраски подножника тем же
составом обмазывают анкерные ^Золты опоры, пяты и нижнюю часть опоры,
находящуюся непосредственно у земли. Окраску подножника рекомендуется
производить одновременно с окраской опор.
Откопку подножников для осмотра, ремонта или осмоления чаще всего
производят вручную с использованием штыковой и совковой лопат. Поэтому
трудоемкость этих работ определяется, главным образом, объемом
земляных работ, которые, в свою очередь, зависят от количества и размеров
подножника на данной опоре.
Необходимрсть ремонта железобетонных подножников и свай выявляется
в результате осмотров линий. Выполняются следующие виды ремонта
подножников и свай: заделка цементным раствором щелей в бетоне, защита
открытых участков арматуры, восстановление сколов бетона, заполнение
бетонным раствором колодцев анкерных болтов, восстановление
гидроизоляционного покрытия подземной части фундамента.
Ремонт железобетонных подножников и свай должен (по возможности)
производиться при температуре воздуха выше 0 °С. При необходимости
ремонта в холодное время года для получения хорошего качества
-310-
ремонтируемый фундамент прогревают. Для этого нижнюю часть опоры и
фундамент закрывают брезентовой палаткой, под которой производят
обогрев фундамента с помощью костра, факелов и т. п.
Заделку трещин на железобетонных подножниках и сваях производят
цементным раствором.
Восстановление сколов частей фундамента и выполнение защиты
оголенной арматуры связано с устройством опалубки вокруг
ремонтируемого фундамента.
Перед ремонтом фундамент тщательно очищают от грязи и для лучшего
схватывания с новым слоем смачивают водой и заливают тонким слоем чистого
цементного раствора. Закладку бетонного раствора в опалубку или колодец
анкерного болта производят с послойной трамбовкой после каждых 15-20 см.
13.1. Какие документы должен предоставить Потребитель проектной
организации при согласовании технической документации вновь
проектируемой (реконструируемой) ВЛ?
При согласовании технической документации на вновь проектируемые
(реконструируемые) ВЛ и токопроводы Потребители должны предоставлять
проектным организациям данные о фактических условиях в зоне
проектируемой ВЛ, токопровода (климатические условия, характер и
интенсивность загрязнения и др.) и требовать учета этих условий в проектах.
Намечаемые проектные решения по новым и реконструируемым ВЛ
(токопроводам), присоединяемым к электрической сети внешнего
электроснабжения, должны быть согласованы с энергоснабжающей
организацией.
(ПТЭЭП п. 2.3.3.)
13.2. Какими документами необходимо руководствоваться при приемке
в эксплуатацию и допуск ВЛ и токопроводов?
Приемка в эксплуатацию и допуск вновь сооруженных ВЛ и токопроводов
должны производиться в соответствии со строительными нормами и
правилами и установленным порядком допуска в эксплуатацию новых и
реконструированных энергоустановок, а также правилами приемки в
эксплуатацию законченных строительством линий электропередачи.
Перед приемкой должны быть проверены на соответствие проекту:
техническое состояние трассы, опор и других элементов ВЛ (токопровода),
заземляющих и молниезащитных устройств, стрелы провеса и расстояния
от проводов и тросов в пролетах и пересечениях до земли и объектов.
При сдаче в эксплуатацию токопроводов напряжением выше 1000 В,
кроме документации, предусмотренной правилами устройства
электроустановок и строительными нормами и правилами, должны быть
оформлены:
- исполнительный чертеж трассы с указанием мест пересечений с
различными коммуникациями;
- чертеж профиля токопровода в местах пересечений с коммуникациями;
- перечень отступлений от проекта;
-311 -

- протокол фазировки;
- акт на монтаж натяжных зажимов для гибких токопроводов;
- протоколы испытаний;
- документы, подтверждающие наличие подготовленного персонала;
- необходимые исполнительные схемы;
- разработанные и утвержденные инструкции.
Потребитель, которому предстоит сдача в эксплуатацию вновь
сооружаемых ВЛ и токопроводов, должен организовать технический надзор
за производством работ, проверку соответствия выполняемых работ
утвержденной технической документации.
В дальнейшем при эксплуатации ВЛ Потребитель должен соблюдать
правила охраны электрических сетей и контролировать их выполнение, а
также информировать других потребителей, организации, находящихся в
районе прохождения ВЛ, о требованиях указанных правил.
(ПТЭЭП п.п. 2.3.4-2.3.6.)
13.3. Как организуется работы по техническому обслуживанию и ремонту
ВЛ и токопроводов для обеспечения минимального времени отключения?
Техническое обслуживание и ремонтные работы должны быть
организованы, как правило, комплексно, с минимальной
продолжительностью отключения ВЛ. Они могут проводиться с отключением
линии, одной фазы (пофазный ремонт) и без снятия напряжения. Работы на
ВЛ с отключением одной фазы и без снятия напряжения должны
производиться по специальным инструкциям.
При техническом обслуживании и ремонте ВЛ должны использоваться
специальные машины, механизмы, транспортные средства, такелаж,
оснастка, инструмент и приспособления.
Бригады, выполняющие работы на ВЛ, должны быть оснащены
средствами связи с руководящими работниками Потребителя и
диспетчерскими пунктами.
(ПТЭЭП п.п. 2.3.14-2 3.15.)
13.4. Кто дает разрешение на конструктивные изменения элементов ВЛ
и токопроводов?
Конструктивные изменения опор и других элементов ВЛ и токопроводов,
а также способа закрепления опор в грунте, могут выполняться только при
наличии технической документации (обоснования) и с письменного
разрешения ответственного за электрохозяйство Потребителя.
Во всех случаях техническое обоснование конструктивных изменений
должно соответствовать требованиям нормативно-технических документов
по проектированию электроустановок (правилам устройства
электроустановок, строительным нормам и правилам и т.п.).
Антикоррозионное покрытие неоцинкованных металлических опор и
металлических элементов железобетонных и деревянных опор, а также
стальных тросов и оттяжек проводов, должно восстанавливаться по
распоряжению ответственного за электрохозяйство Потребителя.
(ПТЭЭП п.п 2.3.16; 2.3.18.)
- 312 -
13.5. Какая организация обеспечивает расчистку трасс ВЛ?
Трассу ВЛ необходимо периодически расчищать от кустарников и
деревьев и содержать в безопасном в пожарном отношении состоянии;
следует поддерживать установленную проектом ширину просек и проводить
обрезку деревьев.
Обрезку деревьев, растущих в непосредственной близости к проводам,
производит Потребитель, эксплуатирующий ВЛ.
Деревья, создающие угрозу падения на провода и опоры, должны быть
вырублены с последующим уведомлением об этом организации, в ведении
которой находятся насаждения.
(ПТЭЭП п. 2.3.17.)
13.6. Какие мероприятия обеспечивают эксплуатацию ВЛ и токопроводов в
районах, подверженных интенсивному загрязнению и гололедообразованию?
На участках ВЛ и токопроводов, подверженных интенсивному
загрязнению, должна применяться специальная или усиленная изоляция и
при необходимости проводиться чистка (обмывка) изоляции, замена
загрязненных изоляторов.
В зонах интенсивных загрязнений изоляции птицами и в местах их
массовых гнездований должны использоваться устройства, исключающие
посадку птиц над гирляндами или отпугивающие их.
На ВЛ напряжением выше 1000 В, подверженных интенсивному
гололедообразованию, следует осуществлять плавку гололеда
электрическим током.
Потребитель, эксплуатирующий ВЛ, должен контролировать процесс
гололедообразования на ВЛ и обеспечивать своевременное включение схем
плавки гололеда; ВЛ, на которых производится плавка гололеда, должны
быть, как правило, оснащены устройствами автоматического контроля» и
сигнализации гололедообразования и процесса плавки, а также
закорачивающими коммутационными аппаратами.
Выбор метода плавки определяется условиями работы ВЛ (схема сети,
нагрузка Потребителей, зона гололедообразования, возможность
отключения линий и т.п.).
(ПТЭЭП п.п. 2.3.19; 2.3.21.)
13.7. Какое количество соединений проводов ВЛ, проходящей сверху,
допускается при эксплуатации ВЛ в пролетах пересечения с другими ВЛ?
При эксплуатации ВЛ в пролетах пересечения действующей ВЛ с другими
ВЛ на каждом проводе или тросе проходящей сверху ВЛ допускается не
более одного соединения; в пролетах пересечения с линиями связи и
сигнализации и линиями радиотрансляционных сетей соединения не
допускаются. Количество соединений проводов и тросов на ВЛ до 1000 В,
проходящей снизу, не регламентируется.
(ПТЭЭП п. 2.3.20.)
13.8. Где и какие знаки должен содержать в исправном состоянии
Потребитель, эксплуатирующий ВЛ?
Потребитель, эксплуатирующий ВЛ, должен содержать в исправном
состоянии:
-313-

- сигнальные знаки на берегах, в местах пересечения ВЛ судоходной или
сплавной реки, озера, водохранилища, канала, установленные в
соответствии с уставом внутреннего водного транспорта по согласованию с
бассейновым управлением водного пути (управлением каналов);
- устройства светоограждения, установленные на опорах ВЛ в соответствии
с требованиями правил маркировки и светоограждения высотных препятствий;
- постоянные знаки, установленные на опорах в соответствии с проектом
ВЛ и требованиями нормативно-технических документов.
Потребитель, эксплуатирующий ВЛ, должен следить за исправностью
габаритных знаков, устанавливаемых на пересечениях ВЛ с шоссейными
дорогами, и габаритных ворот в местах пересечения ВЛ с
железнодорожными путями, по которым возможно передвижение
негабаритных грузой и кранов. Установку и обслуживание габаритных ворот
и знаков на пересечениях осуществляют организации, в ведении которых
находятся железнодорожные пути и шоссейные дороги.
(ПТЭЭПп.п. 2.3.22-2.3.23.)
13.9. В какие сроки устраняется замыкание на землю фазы ВЛ в сетях
напряжений 6-35 кВ с малыми токами замыкания на землю?
В электрических сетях 6-35 кВ с малыми токами замыкания на землю
допускается работа В Л с заземленной фазой до устранения замыкания; при
этом персонал обязан отыскать место повреждения и устранить его в
кратчайший срок.
Использование земли в качестве фазного или нулевого провода в
электроустановках до 1000 В не допускается.
(ПТЭЭПп.п. 2.3.24:2.7.18.)
13.10. Когда используются на ВЛ переносные заземляющие заградители?
При ремонте ВЛ, имеющих высокочастотные каналы телемеханики и
связи, в целях сохранения в работе этих каналов, для заземления следует
использовать переносные заземляющие заградители.
(ПТЭЭП п. 2.3.25.)
13.11. Каким оборудованием должна быть обеспечена эксплуатационная
служба Потребителя для определения мест повреждения на ВЛ 6-35 кВ и
110-220 кВ?
Для дистанционного определения мест повреждения ВЛ напряжением
110-220 кВ, а также мест междуфазных замыканий на ВЛ 6-35 кВ, должны
быть установлены специальные приборы. На ВЛ напряжением 6-35 кВ с
отпайками должны быть установлены указатели поврежденного участка.
Потребители должны быть оснащены переносными приборами для
определения мест замыкания на землю на ВЛ 6-35 кВ.
(ПТЭЭП п. 2.3.25.)
13.12. В каком обьеме у Потребителя должны храниться запасные
материалы для ликвидации аварийных повреждений ВЛ?
В целях своевременной ликвидации аварийных повреждений на ВЛ у
Потребителей должен храниться аварийный запас материалов и деталей
согласно установленным нормам.
(ПТЭЭП п. 2.3.27.)
-314-
13.13. В каком порядке производятся ремонты ВЛ, проходящих по сельхоз-
угодиям и при совместной подвеске на опорах проводов другого назначения?
Плановый ремонт и реконструкция ВЛ, проходящих по
сельскохозяйственным угодьям, должны проводиться по согласованию с
землепользователями.
Работы по предотвращению нарушений в работе ВЛ и ликвидации последст-
вий таких нарушений могут производиться в любое время года без согласования
с землепользователями, но с уведомлением их о проводимых работах.
При совместной подвеске на опорах проводов ВЛ и линий другого
назначения, принадлежащих другим Потребителям, плановые ремонты ВЛ
должны проводиться в согласованные с этими Потребителями сроки. При
авариях ремонтные работы должны проводиться с уведомлением этих
Потребителей. Сторонний Потребитель, проводящий работы на
принадлежащих ему проводах, обязан не позднее, чем за 3 дня до начала
работ, согласовать их проведение с Потребителем, эксплуатирующим ВЛ.
(ПТЭЭП п.п. 2.3.28 - 2.3.29.)
13.14. В каком порядке и в каком обьеме производятся проверки и
испытания ВЛ?
Проверки и испытания воздушных линий электропередачи проводятся в
следующем порядке:
1. Проверка состояния трассы воздушных линий.
Производится измерение ширины просеки, высоты деревьев и
кустарников под проводами, расстояний элементов ВЛ до стволов деревьев
и их кроны.
На ВЛ с неизолированными проводами производится не реже 1 раза в 3
года измерение высоты деревьев и кустарников под проводами - по мере
необходимости.
Расстояния и ширина просек должны соответствовать установленным
требованиям.
2. Проверка состояния фундаментов опор.
Измеряются размеры сколов и трещин фундаментов. Уменьшение
диаметра анкерных болтов, зазоры между пятой опоры и фундаментом не
допускаются.
Периодичность измерений - 1 раз в 6 лет.
Измеренные значения не должны превышать установленных в
нормативно-технических документах и проектах ВЛ.
3. Проверка состояния опор.
3.1. Измерения прогибов металлических конструкций опор.
Измеряются прогибы металлических опор и металлических элементов
железобетонных опор. Предельные значения допусков для стрелы прогиба
(кривизны) проверяемых элементов:
- траверса опоры - 1:300 длины траверсы;
- стойка или подкос металлической опоры - 1: 700 длины стойки, но не
более 20 мм;
- поясные уголки в пределах панели и элементов решетки в любой
плоскости - 1:750 длины элемента.
-315-

Периодичность измерений не реже 1 раза в 6 лет и после воздействия на
ВЛ механических нагрузок, превышающих расчетные.
3.2. Контроль оттяжек опор.
Измеряется тяжение в тросовых оттяжках опор и контролируется
целостность оттяжки.
Тяжение в оттяжках не должно отличаться от проектного более, чем на 20%.
Уменьшение площади сечения троса оттяжки не должно превышать 10%.
Производится по мере необходимости в соответствии с ТИ ВЛ 35-800 кВ.
3.3. Контроль коррозионного износа.
Контролю подлежат металлические опоры и траверсы, металлические
элементы железобетонных и деревянных опор, металлические подножники,
анкеры и тросы.
На ВЛ в зонах У-УН-й степеней загрязненности атмосферы периодичность
измерений не реже 1 раза в 6 лет, в остальных - в соответствии с ППР.
Допустимое отношение фактического сечения металлического элемента
(детали) к предусмотренному проектом при сплошной или язвенной
коррозии должно быть не менее
0,9 - для несущих элементов;
0,8 - для ненесущих элементов;
0,7 - для косынок.
Не допускается сквозное коррозионное поражение, щелевая коррозия с
появлением трещин и разрушением сварных швов, трещины в сварных швах
и околошовной зоне, трещины в металле.
3.4. Контроль железобетонных опор и приставок.
Периодичность измерений не реже 1 раза в 6 лет.
Производится измерение трещин, прогибов, разрушения бетона
железобетонных опор и приставок. Значения прогибов и дефектов не должны
превышать величин, указанных в табл. 58.
Таблица 58
Допустимые отклонения положения опор и их элементов, значения
прогибов и размеров дефектов железобетонных опор и приставок
№№
п/п
1
1.1
1.2
1.3
1.4
1.5
2.
2.1
Наименование (характер) дефекта
Отклонение опоры от вертикальной оси вдоль и поперек
линии (отношение отклонения верха к ее высоте)
Металлические опоры
Железобетонные портальные опоры
Железобетонные одностоечные опоры
Железобетонные портальные рпоры на оттяжках
Деревянные опоры
Смещение опоры перпендикулярно оси ВЛ (выход из створа)
Одностоечные опоры при длине пролета:
до 200 м
более 200 м
более 300 м, металлические опоры
Наибольшее
значение
1:200
1:100
1:150
100 мм
1:100
,...
100 мм
200 мм
300 мм
-316-
Продолжение табл. 58
№№
п/п
2.2
2.3
3
3.1
3.2
4
5
6
6.1
6.2
6.3
6.4
6.5
7
7.1
7.2
7.3
7.4
Наименование (характер) дефекта
Портальные металлические опоры на оттяжках при длине пролета:
до 250 м
более 250 м
Портальные железобетонные опоры
Отклонение оси траверсы от горизонтали (уклон траверсы) по
отношению к ее длине
Для портальных опор на оттяжках:
металлических при длине траверсы 1. до 15 м
металлических при длине траверсы 1_ более 15 м
железобетонных
Для опор: металлических и железобетонных
одностоечных деревянных
Разворот траверсы относительно оси линии:
для деревянных опор
для железобетонных одностоечных опор
Смещение конца траверсы от линии, перпендикулярной оси
траверсы:
для металлических и одностоечных железобетонных опор
для портальных железобетонных опор на оттяжках
Центрифугированные стойки опор и приставки на ВЛ 35-220 кВ:
Искривление стойки одностоечной свободностоящей опоры
Ширина раскрытия поперечных трещин по всей поверхности
бетона стойки
То же на стойках с напряженной арматурой из высокопрочной
проволоки
Ширина раскрытия продольных трещин в бетоне при их
количестве в одном сечении более двух на длине 3 м
Площадь сквозного отверстия в бетоне стойки
Вибрированные стойки и приставки опор на ВЛ 35-220 кВ:
Изменение расстояния между стойкой и основанием подкоса
сложной опоры по сравнению с предусмотренным проектом
Ширина раскрытия поперечных трещин на длине 1 м
Ширина раскрытия продольных трещин
Площадь скола бетона с обнажением продольной арматуры
Наибольшее
значение
200 мм
300 мм
200 мм
и 150
1_:250
80 мм
и юо
1_:50
5е
100 мм
100 мм
50 мм
10 см
0,6 мм
Не
допускается
0,3 мм
25 см2
15%
0,1 мм
0,5 мм
25 мм2
3.5. Контроль деревянных деталей опор.
Отклонение размеров деталей от предусмотренных проектом
допускается в пределах:
- по диаметру - (-1 - +2) см;
- по длине - ±1 см на каждый метр длины;
- минусовый допуск для траверс не допускается.
Измерения производятся на (8-10)% деталей опор.
-317-

Периодичность измерений, а также места, в которых контролируется
опора, принимается в соответствии с установленными требованиями.
Между ремонтами измеряется степень (глубина, размеры) внешнего и
внутреннего загнивания деталей опор.
3.6. Проверка правильности установки опор.
Проверка производится в соответствии с табл. 58.
4. Контроль проводов, грозозащитных тросов.
Производится измерение расстояний от проводов и грозозащитных
тросов до поверхности земли, до различных объектов и сооружений в местах
сближения и пересечений, между проводами разных линий при совместной
подвеске проводов.
Расстояния от проводов ВЛ до земли, до сооружений и в местах
сближения должны быть не менее установленных правилами устройства
электроустановок, допускается уменьшение расстояния от проводов ВЛ до
деталей опор не более, чем на 10%.
Измерения производятся после воздействия на ВЛ предельных токовых
нагрузок, механических нагрузок и температуре окружающего воздуха выше
расчетных значений, а также периодически не реже 1 раза в 6 лет на
пересечениях и сближениях.
При капитальных ремонтах измерения производятся после замены,
перемонтажа или перетяжки проводов (их участков).
5. Контроль стрел провеса, расстояний до элементов ВЛ.
Фактическая стрела провеса не должна отличаться от предусмотренной
проектом более, чем на 5%, при условии соответствия нормативным
значениям расстояний до земли и пересекаемых объектов.
Расстояние по воздуху между проводом и телом опоры, между проводами
на транспозиционной опоре и на ответвлениях не должны быть меньше, чем
на 10% от норм, предусмотренных проектом.
Разница стрел провеса между проводами разных фаз и между проводами
различных ВЛ при совместной подвеске не должна превышать 10% от
проектного значения стрелы провеса.
Периодичность измерений - 1 раз в 6 лет:
- на ВЛ 6-20 кВ - (1-2)% пролетов;
- на ВЛ 35-220 кВ - (3-5)% пролетов.
6. Контроль сечения проводов и грозозащитных тросов.
Измеряется площадь сечения проводов и тросов, изменившаяся в
результате обрыва отдельных проволок.
Допустимое уменьшение площади сечения проводов принимается в
соответствии с установленными требованиями.
7. Контроль соединений проводов и тросов.
Проверка производится в соответствии с разделом "Сборные и
соединительные шины, их контактные соединения, а также контактные
соединения проводов и грозозащитных тросов" данного издания.
8. Контроль изоляторов и изолирующих подвесок.
Контроль состояния изоляторов и изолирующих подвесок производится
внешним осмотром.
Проверка состояния установленных на ВЛ стеклянных и полимерных подвес-
ных изоляторов и любых изоляторов грозозащитных тросов не производится'
-318-
8.1. Измерение сопротивления изоляции.
Необходимость испытания штыревых изоляторов на ВЛ устанавливается
ППР с учетом местных условий эксплуатации.
Измерение сопротивления фарфоровых подвесных изоляторов
производится мегаомметром на напряжение 2500 В только при
положительной температуре окружающего воздуха. Сопротивление каждого
подвесного изолятора должно быть не менее 300 МОм.
8.2. Измерение распределения напряжения по изоляторам.
Производится в поддерживающих и натяжных гирляндах с фарфоровыми
изоляторами на ВЛ, находящейся под напряжением, при положительной
температуре окружающего воздуха. Усредненные распределения напряжений
по подвесным фарфоровым изоляторам гирлянд приведены в табл. 59.
При проверке изолятора измерительной штангой изолятор бракуется,
если значение измеренного на нем напряжения меньше 50% указанного в
табл. 59.
При проверке изоляторов штангой с постоянным искровым промежутком
изолятор бракуется, если пробой промежутка не происходит при
напряжении, соответствующем дефектному состоянию наименее
электрически нагруженного изолятора гирлянды.
Периодичность измерений принимается в соответствии с
установленными требованиями.
При положительных результатах измерений по п. 8.3. проверка
распределения напряжения по изоляторам не производится.
8.3. Дистанционная проверка изоляторов.
Контроль производится с использованием инфракрасных и/или
электронно-оптических приборов.
Отбраковка изоляторов производится в соответствии с инструкциями по
применению приборов.
Таблица 59
Усредненные распределения напряжений по подвесным
Напря-
жение
ВЛ, кВ
220
110
35
Кол-во
изоляторов
в гирлянде
14
13
8 .
7
6
4
3
2
1
9
10
8
9
10
4
6
10
2
8
8
6
6
8
3
5
10
3
7
8
5
5
7
"5
9
Напряжение, кВ, на изоляторе номер
(считая от конструкции или траверсы)
[ *
[ 7
8
4,5
7
9
8
5
/
7
6,5
8,5
11
6
6
7
8
10
19
7
7
7
10
18,5
8
7
8
17
9
8
8
!ю
9
10
11
10
12
12
11
14
13
13
20
14
18
Примечание: Сумма напряжений, измеренных по изоляторам гирлянды, не должна
отличаться от фазного напряжения ВЛ более, чем на ±10% для гирлянд на
металлических и железобетонных опорах и более, чем на ± 20% на деревянных.
-319-

9. Контроль линейной арматуры.
Производится внешним осмотром.
Линейная арматура должна браковаться и подлежать замене, если:
- поверхность арматуры покрыта сплошной коррозией;
- в деталях арматуры имеются трещины, раковины, оплавы, изгибы;
- формы и размеры деталей не соответствуют чертежам;
- оси и другие детали шарнирных соединений имеют износ более 10%.
Расстояние между осью гасителя вибрации и местом выхода провода
(троса) из поддерживающего или натяжного зажима, точки схода с ролика
многороликового подвеса или от края защитной муфты не должно отличаться
от проектного значения более, чем на 25 мм.
Расстояние между электродами искровых промежутков на
грозозащитных тросах не должны отличаться от проектных значений более,
чем на ±10%.
10. Проверка заземляющих устройств.
Производится в соответствии с разделом "Заземляющие устройства"
данного издания.
11. Проверка трубчатых разрядников.
Данная проверка производится в соответствии с разделом "Защита от
перенапряжений" данного издания.
13.15. Как выполняются испытания комплектных закрытых
экранированных токопроводов?
Испытание повышенным напряжением промышленной частоты (50 Гц)
производится при значениях испытательного напряжения изоляции
токопровода (при отсоединенных обмотках трансформаторов и
присоединений КРУ) согласно табл. 26. Длительность приложения
испытательного напряжения 1 мин.
Изменение сопротивления постоянному току контактов болтовых
соединений шин токопровода производится выборочно. Сопротивление
участка шины в месте контактного соединения не должно превышать
сопротивления участка шин той же длины без контактов более, чем в 1,2 раза.
Длина участка принимается в пределах 300-350 мм.
Проверка качества выполнения болтовых и сварных соединений производится
выборочно. В болтовых соединениях проверяется надежность затяжки болтов.
Сварные соединения подвергаются осмотру в соответствии со специальной
инструкцией по сварке алюминия или при наличии соответствующего
оборудования, подвергаются контролю методом рентгено- или гаммаскопии.
Проверка нагрева болтовых соединений производится по
термоиндикаторам, нанесенным на поверхность болтовых соединений.
Проверка состояния изоляционных прокладок производится для кожухов,
которые изолированы от металлоконструкций. Проверка производится
мегаомметром на напряжение 1000 В. Сопротивление изоляции должно быть
не ниже 0,1 МОм.
Если указанная проверка не была выполнена в процессе монтажа, целость
изоляционных прокладок может быть определена после включения
токопровода в эксплуатацию путем сравнительных измерений падения
напряжения на этих прокладках или измерением тока, протекающего в
металлоконструкциях между станинами секций.
-320-
Техника безопасности при ремонтных работах на ВЛ
Работа на опорах. Подниматься на опору и работать на ней разрешается
только в случае полной уверенности в прочности опоры и ее основания.
Необходимость и способы укрепления опоры определяются на месте
производителем или ответственным руководителем работ.
Подниматься на опору разрешается членам бригады с группой по
электробезопасности не менее III при всех видах работ, а с группой II - при
работах со снятием напряжения и при работах без снятия напряжения, не
выше 2 м до уровня нижних проводов.
При работах на стойке опоры располагаться следует таким образом,
чтобы не терять из виду ближайшие провода, находящиеся под
напряжением, а на угловых опорах со штыревыми изоляторами работать на
опоре и подниматься на нее необходимо со стороны внешнего угла. При
подъеме на опору строп предохранительного пояса заводится за стойку или
(в случае подъема на железобетонную опору) прикрепляется к лазу. При
работе на опоре следует пользоваться предохранительным поясом и
опираться на оба когтя или лаза.
При производстве работ с опоры, телескопической вышки без
изолирующего звена или с другого механизма для подъема людей,
расстояние от человека или от применяемых им инструментов и
приспособлений до проводов ВЛ напряжением до 1000 В, радиотрансляции,
телемеханики должно быть не менее 0,6 м. Если при работах не исключена
возможность приближения к перечисленным проводам на меньшее
расстояние, они отключаются и заземляются на месте производства работ.
Перетяжка и замена проводов на ВЛ напряжением до 1000 В,
подвешенной на опорах совместно с другими ВЛ напряжением до и выше
1000 В, производится с отключением и заземлением на рабочих местах или
с двух сторон участка работ всех ВЛ.
Способы валки и установки опоры, необходимость и способы ее
укрепления во избежание отклонения определяются ответственным
руководителем работ или выдающим наряд. При замене деталей опор
должна быть исключена возможность смещения или падения опоры.
При необходимости закрепления тросов и оттяжек на опоре,
механическая прочность которой вызывает сомнение (загнивание
древесины, трещины в бетоне и т. п.), эта работа выполняется без подъема
на опору, т. е. с телескопической вышки или другого механизма для подъема
людей, с установленной рядом опоры либо применяются специальные
раскрепляющие устройства, для навески которых не требуется подниматься
по опоре.
Оттяжки и тросы снимаются с поднятой опоры только после закрепления
ее в грунте или на фундаменте.
Работы без снятия напряжения на токоведущих частях и вблизи них.
Работа, связанная с непосредственным прикосновением к проводу,
находящемуся под напряжением, допускается при условии изоляции
человека от земли посредством изолирующих устройств: телескопической
21-3890
-321 -

вышки с изолирующим звеном, изолирующей площадки, лестницы и т. п. При
этом перед прикосновением человека к проводу рабочей площадке
изолирующего устройства должен быть сообщен потенциал провода, для
чего проводник, предварительно присоединенный к рабочей площадке,
накладывается посредством изолирующей штанги на провод.
Расстояние от человека до заземленных частей при этих работах должно
быть не менее допустимых*.
При работе с площадки изолирующего устройства, находящегося под
потенциалом провода, прикасаться к изоляторам и арматуре гирлянд,
имеющих иной, чем провод, потенциал, а также передавать или получать
инструмент или приспособления лицам, не находящимся на той же рабочей
площадке, не допускается.
При соединении элементов ремонтируемой фазы, имеющих разный
потенциал (например, провода и гирлянды), или их разъединении
необходимо пользоваться диэлектрическими перчатками.
Переход с изолирующего устройства на его рабочую площадку и обратно
разрешается только после удаления площадки с монтером от провода,
находящегося под напряжением, на расстояние более 0,5 м на ВЛ
напряжением до 110 кВ включительно, 1 м на ВЛ напряжением 150-220 кВ и
снятия потенциала с рабочей площадки.
Установка трубчатых разрядников на ВЛ напряжением 35-110 кВ под
напряжением допускается при условии применения изолирующих
подвесных габаритников, исключающих возможность приближения
внешнего электрода разрядника к проводу на расстояние менее допустимых.
При приближении внешнего электрода к проводу или отводе электрода
при снятии разрядника находиться в зоне возможного выхлопа газов не
допускается. Приближать или отводить внешний электрод следует
посредством изолирующей штанги.
Не допускается приближаться к изолированному от опоры
молниезащитному тросу на расстояние менее 1 м. При использовании троса
в схеме плавки гололеда допустимое расстояние приближения к тросу
определяется в зависимости от напряжения плавки.
Не допускается работать на ВЛ, находящихся под напряжением, при
тумане, грозе, дожде, снегопаде, в темное время суток, а также при ветре,
затрудняющем работы на опорах.
Монтаж и замена проводов, проводов и тросов в пролетах
пересечения, в зоне наведенного напряжения, на одной отключенной
цепи многоцепной ВЛ. При монтаже и замене проводов и тросов
раскатывать и подвешивать их следует плавно, без рывков, а канаты
направлять так, чтобы при обрыве или рывке не происходило их
подхлестывания под провода, находящиеся под напряжением. При
необходимости применяются специальные оттяжки, изготовленные, как
правило, из хлопчатобумажных или капроновых канатов. Канаты следует
* См. "Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при
эксплуатации электроустановок" ПОТ РМ-016-2001 РД 153-34.0-03.150-00
-322-
выбирать наименьшей длины и натягивать их без слабины, не допуская
свисания концов. Металлические канаты или лебедки заземляются.
При раскатке провод (трос) каждого барабана заземляется. В случае
раскатки с раскаточной тележки заземлять следует неподвижный конец
провода (троса).
При раскатке с барабана, установленного на одном месте, провод (трос)
заземляется присоединением его конца к втулке барабана, а вала барабана
- к заземлителю либо на опоре, ближайшей к барабану.
Перед началом монтажных работ (визировка, натяжка, перекладка из
роликов в зажимы) раскатанный провод (трос) заземляется в двух местах: у
начальной анкерной опоры вблизи натяжного зажима и на конечной опоре,
через которую производится натяжение. Кроме того, заземления
накладываются на провод (трос) на каждой промежуточной опоре, где
производится работа.
При работах в пролете пересечения с ВЛ, находящейся под напряжением,
монтируемый провод (трос) заземляется с двух сторон пересекаемой линии.
По окончании монтажных работ в анкерном пролете провода (тросы)
заземляются на начальной анкерной опоре или на одной из промежуточных
опор. Не допускается заземлять провода (тросы) на конечной анкерной
опоре смонтированного анкерного пролета во избежание поражения людей,
работающих на следующем анкерном пролете, грозовыми разрядами на
провода уже готового участка.
Расчистка трассы от деревьев. До начала валки деревьев место работы
должно быть расчищено. В зимнее время для быстрого отхода от падающего
дерева в снегу прокладываются две дорожки длиной 5-6 м под углом к линии
его падения в сторону, противоположную падению.
Производитель работ обязан перед началом работы предупредить всех
членов бригады об опасности приближения к проводам ВЛ, сваливаемым
деревьям, канатам и т. п.
Во избежание падения деревьев на провода до начала рубки
применяются оттяжки. Влезать на подрубленные и подпиленные деревья не
разрешается.
В случае падения дерева на провода не допускается до снятия
напряжения с ВЛ приближаться к дереву на расстояние менее 8 м.
О предстоящем падении сваливаемого дерева пильщики должны
предупредить других работников. Стоять со стороны падения дерева и с
противоположной стороны не допускается.
Производить валку деревьев без подпила или подруба не допускается.
Не допускается также делать сквозной пропил дерева. Наклоненные деревья
следует валить в сторону их наклона.
Разные работы. При пофазном ремонте на провод отключенной фазы
на рабочем месте накладывается одно двойное заземление, состоящее из
двух отдельных, установленных параллельно заземлений. Работать на этом
проводе разрешается не далее 20 м от заземления.
При одновременной работе нескольких бригад отключенный провод должен
быть разъединен на электрически не связанные участки. Каждой бригаде выде-
ляется отдельный участок, на котором накладывается одно двойное заземление.
-323-

При пофазном ремонте на ВЛ с горизонтальным расположением
проводов переходить на участки траверсы, поддерживающие провода,
находящиеся под напряжением, не допускается.
При измерении сопротивления заземления опор отсоединять и
присоединять заземляющий спуск от молниезащитного троса следует в
диэлектрических перчатках или после предварительного заземления троса.
В труднопроходимой местности и в условиях неблагоприятной погоды
осмотр ВЛ должны выполнять два лица, с группой по электробезопасности
не ниже II. В остальных случаях осмотр может делать одно лицо, с группой
не ниже II.
При осмотре в темное время суток идти под проводами не разрешается.
При поиске повреждений работники, осматривающие ВЛ, должны иметь
при себе предупреждающие плакаты, чтобы установить их при обнаружении
неисправности.
На ВЛ напряжением выше 1000 В приближаться к лежащему на земле
проводу на расстояние менее 8 м не разрешается. Вблизи такого провода
следует организовать охрану для предотвращения приближения к нему
людей и животных, установить при возможности предупреждающие плакаты,
сообщить о происшедшем на предприятие электросетей и дождаться
приезда ремонтной бригады.
Не допускается приближаться на расстояние менее 8 м к находящимся
под напряжением железобетонным опорам ВЛ 6-35 кВ при наличии
признаков протекания по ним тока замыкания на землю в результате
повреждения изоляторов, прикосновения провода к телу опоры и т. п.
(испарение влаги из почвы, возникновение электрической дуги на стойках и
в местах заделки опоры в грунт и др.).
При работах на участках пересечения ВЛ с транспортными магистралями
(железными дорогами, судоходными реками и каналами), когда требуется
временно приостановить движение транспорта либо на время его движения
приостановить работы на ВЛ, лицо, выдающее наряд, вызывает на место
работ представителя службы движения транспортной магистрали. Этот
представитель обязан обеспечить остановку движения транспорта на
необходимое время или предупреждать линейную бригаду о
приближающемся транспорте. Для пропуска транспорта провода,
мешающие движению, поднимаются на безопасную высоту.
При работах на участках пересечения или сближения ВЛ с шоссе и
проселочными дорогами, для предупреждения водителей транспорта или
для остановки движения транспорта производитель работ, по согласованию
с ГИБДД, выставляет на шоссе или дороге сигнальщиков, а также
устанавливает дорожные знаки "Ремонтные работы". При необходимости
должен быть вызван представитель ГИБДД.
-324-
14. ЗАЗЕМЛЯЮЩИЕ УСТРОЙСТВА
Данный раздел рассматривает все виды заземляющих устройств, системы
уравнивания потенциалов и т.п. (далее - заземляющие устройства - ЗУ).
Защитное заземление представляет собой преднамеренное
электрическое соединение с землей или ее эквивалентом металлических
нетоковедущих частей, которые могут оказаться под напряжением. Оно
является одной из защитных мер электробезопасности и служит для защиты
людей от поражения электрическим током при повреждейии изоляции в
электроустановках.
Заземляющие устройства электроустановок Потребителей должны
соответствовать требованиям правил устройства электроустановок и
обеспечивать условия безопасности людей и защиты электрооборудования,
а также эксплуатационные режимы работы.
Части электроборудования, подлежащие заземлению, должны иметь
надежное контактное соединение с заземляющим устройством либо с
заземленными конструкциями, на которых они установлены.
Присоединение заземляющих и нулевых защитных проводников к
заземлителям, заземляющему контуру и к заземляющим конструкциям
должно быть выполнено сваркой, а к корпусам аппаратов, машин и опор
воздушных линий электропередачи - сваркой или надежным болтовым
соединением.
Каждая часть электроустановки, подлежащая заземлению или
занулению, должна быть присоединена к сети заземления или зануления с
помощью отдельного проводника. Последовательное включение в
заземляющий или нулевой защитный проводник заземляемых или
зануляемых частей электроустановки не допускается.
Заземляющие устройства состоят из следующих элементов:
а) грунт (земля), свойства которого определяются его удельным
сопротивлением, которое может изменяться от 104 Ом-см до 105 Ом-см;
б) искусственные заземлители, которые в энергетических
электроустановках обычно выполняются из погруженных в землю стальных
электродов: вертикальных и горизонтальных;
в) естественные заземлители - все имеющие надежное соприкосновение
с землей металлические и железобетонные элементы зданий и сооружений,
металлические конструкции и оборудование (оболочки кабелей,
трубопроводы и т. д.);
г) заземляющие магистрали и проводники - наружные (наземные)
проводники, связывающие отдельные заземлители и заземлители с
подлежащим заземлению оборудованием.
Заземляющие и нулевые защитные проводники должныиметь покрытие,
предохраняющее от коррозиии.
Открыто проложенные стальные заземляющие проводники должны иметь
черную окраску.
Измерения напряжения прикосновения должны проводиться после монтажа,
переустройства и капитального ремонта заземляющего устройства, но не реже
-325-

1 раза в 6 лет. Кроме того, на предприятии ежегодно должны производиться:
уточнение тока однофазного короткого замыкания, стекающего в землю с
заземлителя электроустановки; корректировка значений напряжения
прикосновения, сравнение их с требованиями НТД. В случае необходимости
должны выполняться мероприятия по снижению напряжения прикосновения.
Измерения должны выполняться в периоды наибольшего высыхания или
промерзания грунта.
На каждое находящееся в эксплуатации заземляющее устройство должен
иметься паспорт, содержащий схему устройства, основные технические
данные, данные о результатах проверки его состояния, о характере ремонтов
и изменениях, внесенных в конструкцию данного устройства.
При использовании в электроустановке защитного зануления должна
производиться проверка состояния нулевого защитного проводника, а также
его соединения с защищаемым оборудованием.
Для проверки соответствия тока плавления предохранителей или уставок
расцепителей автоматических выключателей току короткого замыкания в
электроустановках Потребителей периодически должно проводиться
измерение полного сопротивления петли фаза - нуль или непосредственное
измерение тока короткого замыкания с помощью специальных приборов.
При использовании в электроустановке устройства защитного
отключения (далее - УЗО) периодически должна осуществляться его
проверка в соответствии с рекомендациями завода-изготовителя.
Эксплуатация электроустановок при неисправном УЗО, если оно является
единственной мерой защиты, не допускается.
Трехфазные сети до 1000 В с изолированной нейтралью или однофазные сети
до 1000 В с изолированным выводом, питающиеся от трансформатора с высшим
напряжением более 1000 В, должны быть защищены пробивным
предохранителем. Предохранитель должен быть установлен в нейтрали или фазе
на стороне низшего напряжения каждого трансформатора. При эксплуатации
должен быть обеспечен контроль исправности пробивных предохранителей.
Элементы заземляющих устройств не должны быть окрашены (ржавчина
допустима). Подземная часть заземляющего устройства должна иметь связь
с наземной не менее, чем в двух местах.
14.1. Каким способом должно выполняться присоединение заземляющих
проводников к заземлителю и заземляющим конструкциям, а также к
корпусам электрооборудования?
Присоединение заземляющих проводников к заземлителю и
заземляющим конструкциям должно быть выполнено сваркой, а к главному
заземляющему зажиму, корпусам аппаратов, машин и опорам ВЛ - болтовым
соединением (для обеспечения возможности производства измерений).
Контактные соединения должны отвечать требованиям государственных
стандартов.
(ПТЭЭП п. 2.7.4.)
-326-
14.2. Каким способом присоединяется к сети заземления каждая часть
электроустановки, подлежащая заземлению (занулению)?
Каждая часть электроустановки, подлежащая заземлению или
занулению, должна быть присоединена к сети заземления или зануления с
помощью отдельного проводника. Последовательное соединение
заземляющими (зануляющими) проводниками нескольких элементов
электроустановки не допускается.
Сечение заземляющих и нулевых защитных проводников должно
соответствовать правилам устройства электроустановок.
(ПТЭЭП п. 2.7.6.)
14.3 Следует ли защищать от коррозии открыто проложенные
заземляющие проводники?
Открыто проложенные заземляющие проводники должны быть
предохранены от коррозии и окрашены в черный цвет.
(ПТЭЭП п. 2.7.7.)
14.4. Как определяется техническое состояние заземляющего
устройства?
Для определения технического состояния заземляющего устройства
должны проводиться визуальные осмотры видимой части, осмотры
заземляющего устройства с выборочным вскрытием грунта, измерение
параметров заземляющего устройства в соответствии с нормами испытаний
электрооборудования.
Визуальные осмотры видимой части заземляющего устройства должны
производиться по графику, но не реже 1 раза в 6 месяцев ответственным за
электрохозяйство Потребителя или работником, им уполномоченным.
При осмотре оценивается состояние контактных соединений между
защитным проводником и оборудованием, наличие антикоррозионного
покрытия, отсутствие обрывов.
Результаты осмотров должны заноситься в паспорт заземляющего
устройства.
Осмотры с выборочным вскрытием грунта в местах, наиболее
подверженных коррозии, а также вблизи мест заземления нейтралей
силовых трансформаторов, присоединений разрядников и ограничителей
перенапряжений должны производиться в соответствии с графиком
планово-профилактических работ, но не реже одного раза в 12 лет. Величина
участка заземляющего устройства, подвергающегося выборочному
вскрытию грунта (кроме ВЛ в населенной местности), определяется
решением технического руководителя Потребителя.
Выборочное вскрытие грунта осуществляется на всех заземляющих
устройствах электроустановок Потребителя; для ВЛ в насоленной местности
вскрытие производится выборочно у 2% опор, имеющих заземляющие
устройства.
В местности с высокой агрессивностью грунта, по решению технического
руководителя Потребителя, может быть установлена более частая
периодичность осмотра с выборочным вскрытием грунта.
-327-

При вскрытии грунта должна производиться инструментальная оценка
состояния заземлителей и оценка степени коррозии контактных соединений.
Элемент заземлителя должен быть заменен, если разрушено более 50% его
сечения.
Результаты осмотров должны оформляться актами.
(ПТЭЭПп.п. 2.7.8-2.7.12.)
14.5. Какие параметры заземляющего устройства заносятся в его
паспорт?
На каждое находящееся в эксплуатации заземляющее устройство должен
быть заведен паспорт, содержащий:
- исполнительную схему устройства с привязками к капитальным
сооружениям;
- указание связи с надземными и подземными коммуникациями и с
другими заземляющими устройствами;
- дату ввода в эксплуатацию;
- основные параметры заземлителей (материал, профиль, линейные
размеры);
- величину сопротивления растеканию тока заземляющего устройства;
- удельное сопротивление грунта;
- данные по напряжению прикосновения (при необходимости);
- данные по степени коррозии искусственных заземлителей;
- данные по сопротивлению металлосвязи оборудования с заземляющим
устройством;
- ведомость осмотров и выявленных дефектов;
- информацию по устранению замечаний и дефектов.
К паспорту должны быть приложены результаты визуальных осмотров,
осмотров со вскрытием грунта, протоколы измерения параметров
заземляющего устройства, данные о характере ремонтов и изменениях,
внесенных в конструкцию устройства.
(ПТЭЭП п.2.7.15.)
14.6. Какими устройствами обязательно оборудуются сети напряжением
до 1000 В с изолированной нейтралью?
Сети до 1000 В с изолированной нейтралью должны быть защищены
пробивным предохранителем. Предохранитель может быть установлен в
нейтрали или фазе на стороне низшего напряжения трансформатора. При
этом должен быть предусмотрен контроль за его целостностью.
(ПТЭЭП п. 2.7.20.)
14.7. Для каких целей должна проводиться проверка срабатывания
защиты при коротном замыкании?
Для проверки соответствия токов плавления предохранителей или
уставок расцепителей автоматических выключателей току короткого
замыкания в электроустановках периодически должна проводиться проверка
срабатывания защиты при коротком замыкании.
(ПТЭЭП п. 2.7.16.)
-328-
14.8. Требуется ли проверка срабатывания защиты при коротком
замыкании в случаях перестановки электрооборудования?
После каждой перестановки электрооборудования и монтажа нового (в
электроустановках до 1000 В) перед его включением необходимо проверить
срабатывание защиты при коротком замыкании.
(ПТЭЭП п. 2.7.17.)
14.9. В каком случае допускается использование земли в качестве фазного
или нулевого провода в электроустановках напряжением до 1000 В?
Использование земли в качестве фазного или нулевого провода в
электроустановках до 1000 В не допускается.
(ПТЭЭП п. 2.7.18.)
14.10. Какие измерения производятся для определения технического
состояния заземляющего устройства?
Для определения технического состояния заземляющего устройства в
соответствии с нормами испытаний электрооборудования должны
производиться:
- измерение сопротивления заземляющего устройства;
- измерение напряжения прикосновения (в электроустановках,
заземляющее устройство которых выполнено по нЬрмам на напряжение
прикосновения);
- проверка наличия цепи между заземляющими устройством и
заземляемыми элементами, а также соединений естественных
заземлителей с заземляющим устройством;
- измерение токов короткого замыкания электроустановки, проверка
состояния пробивных предохранителей;
- измерение удельного сопротивления грунта в районе заземляющего
устройства.
Для ВЛ измерения производятся ежегодно у опор, имеющих
разъединители, защитные промежутки, разрядники, повторное заземление
нулевого провода, а также выборочно у 2% железобетонных и металлических
опор в населенной местности.
Измерения должны выполняться в период наибольшего высыхания грунта
(для районов вечной мерзлоты - в период наибольшего промерзания грунта).
Результаты измерений оформляются протоколами.
На главных понизительных подстанциях и трансформаторных
подстанциях, где отсоединение заземляющих проводников от оборудования
невозможно по условиям обеспечения категорийности электроснабжения,
техническое состояние заземляющего устройства должно оцениваться по
результатам измерений.
Измерения параметров заземляющих устройств - сопротивление
заземляющего устройства, напряжение прикосновения, проверка наличия цепи
между заземлителями и заземляемыми элементами - производятся также
после реконструкции и ремонта заземляющих устройств, при обнаружении
разрушения или перекрытия изоляторов В Л электрической дугой.
При необходимости должны приниматься меры по доведению
параметров заземляющих устройств до нормативных.
(ПТЭЭП п.п. 2.7.13-2.7.14.)
-329-

14.11. В каком объеме и как производятся проверки заземляющих
устройств?
Заземляющие устройства проверяются в следующем объеме:
1. Проверка соединений заземлителей с заземляемыми элементами, в
том числе с естественными заземлителями.
Проверка производится для выявления обрывов и других дефектов путем
осмотра, простукивания молотком и измерения переходных сопротивлений.
Проверка соединения с естественными заземлителями производится после
ремонта заземлителей.
В случае измерения переходных сопротивлений следует учитывать, что
сопротивление исправного соединения не превышает 0,05 Ом.
У кранов проверка наличия цепи должна производится не реже 1 раза в
год.
Визуальная проверка заземляющего устройства:
Визуальная проверка проводится с целью проверки качества монтажа и
соответствия сечения заземляющих проводников требованиям проекта и
правилам устройства электроустановок.
Измерение сечения проводников производится штангенциркулем.
Измеренное сечение сравнивается с расчетным. Сечение заземляющих
проводников Ззн должно быть не менее:
эн ~ео-'
где / - ток замыкания на землю, А;
т - время отключения замыкания на землю, с (время действия основной
защиты и время работы выключателя).
Снижение сечения из-за коррозии происходит в первую очередь
непосредственно под поверхностью грунта. Поэтому при контроле
заземляющего устройства в процессе эксплуатации обязательна
выборочная проверка заземлителя со вскрытие^ грунта на глубину примерно
20 см. Коррозионные повреждения проводников на большей глубине, а также
в сварных соединениях выявляются при измерениях напряжений
прикосновения и проверке металлосвязей.
При визуальном контроле заземляющего устройства производится
проверка и болтовых соединений. Болтовые соединения должны быть
надежно затянуты, снабжены контргайкой и пружинной шайбой.
Проверка контактных соединений и металлосвязей оборудования с
заземляющим устройством:
Контактные соединения необходимо проверять:
- в цепи заземления нейтралей трансформаторов;
- в цепи заземления короткозамыкателей;
- в местах соединения заземляемого оборудования с заземляющим
устройством;
- в местах соединения грозозащитных тросов с опорами и конструкциями
ОРУ.
-330-
Контактные соединения проверяются осмотром, простукиванием, а также
измерением переходных сопротивлений мостами, микроомметрами и по
методу амперметра-вольтметра.
Значение сопротивления контактов не нормируется, но практикой
установлено, что качественное присоединение к заземлителю
обеспечивается при переходном сопротивлении не более 0,05 Ом.
Оценка коррозионного состояния:
Локальные коррозионные повреждения заземляющих проводников
выявляются при осмотрах (в основном, со вскрытием грунта), а также при
измерениях напряжения прикосновения и проверке металлосвязи.
Для сплошной поверхностной коррозии характерно равномерное, по всей
поверхности проводника, проникновение вглубь металла с соответствующим
уменьшением размеров поперечного сечения элемента. После
механического удаления продуктов коррозии поверхность металла
оказывается шероховатой, но без очевидных язв, точек коррозии или
трещин.
Местная коррозия характеризуется появлением на поверхности
проводника отдельных, может быть, множественных повреждений в форме
язв или кратеров, глубина и поперечные размеры которых соизмеримы и
колеблются в пределах от долей миллиметра до нескольких миллиметров.
Количественная оценка степени коррозионного износа производится
выборочно, по участкам контролируемого элемента заземляющего
устройства путем измерения характерных размеров, зависящих от вида
коррозии. Эти размеры определяются после удаления с поверхности
элемента продуктов коррозии.
При сплошной поверхностной коррозии характерными размерами
являются линейные размеры поперечного сечения проводника (диаметр,
толщина, ширина). Эти размеры измеряются штангенциркулем.
При местной язвенной коррозии измеряется глубина отдельных язв,
например, с помощью штангенциркуля, а также площадь язв на
контролируемом участке.
Элемент заземляющего устройства должен быть заменен, если
разрушено более 50% его сечения.
2. Проверка напряжения прикосновения на территории электроустановки
и напряжения на заземляющем устройстве.
Производится в электроустановках, выполненных по нормам на
напряжение прикосновения в контрольных точках, в которых значения
напряжения прикосновения определены при проектировании, после
капитального ремонта заземлителей.
За длительность воздействия принимается суммарное время действия
резервной релейной защиты и собственного времени отключения
выключателей.
Наибольшее напряжение не должно превышать:
- 500 В при длительности воздействия 0,1 с;
- 400 В при длительности воздействия 0,2 с;
-331 -

- 200 В при длительности воздействия 0,5 с;
- 130 В при длительности воздействия 0,7 с;
- 100 В при длительности воздействия 1 с;
- 65 В при длительности воздействия отч1 с до 5 с.
Промежуточные допустимые напряжения в интервале времени от 0,1 до
1 с следует определять интерполяцией.
3. Проверка состояния элементов заземляющего устройства,
находящихся в земле:
- электроустановок, кроме ВЛ.
Проверка коррозионного состояния производится не реже 1 раза в 12
лет. Элемент заземлителя должен быть заменен, если разрушено более 50%
его сечения.
Проверка заземлителей в ОРУ электростанций и подстанций
производится выборочно, в местах, наиболее подверженных коррозии, а
также вблизи мест заземления нейтралей силовых трансформаторов,
присоединений разрядников и ограничителей перенапряжений.
В ЗРУ осмотр элементов заземлителей производится по решению
технического руководителя Потребителя.
Измерение сопротивления заземлителей подстанций, расположенных в
городах, на застроенных территориях, на территории промышленных
предприятий, следует выполнять до присоединения естественных
заземлителей. Вызвано это тем, что при подключенной кабельной сети,
прокладке по территории подстанции подземных коммуникаций, различных
трубопроводов и т.п. к заземлителю подстанции оказывается подключенной
обширная сеть различных протяженных естественных заземлителей. При
этом ни сопротивление испытуемого заземлителя, ни сопротивление всей
заземляющей сети (в силу ее обширных размеров) достаточно точно
измерить уже не представляется возможным. Сопротивление заземлителей
таких подстанций можно измерить (с известными оговорками) после
монтажа, капитального ремонта или переустройства заземляющих устройств
до присоединения естественных заземлителей.
По измеренному значению сопротивления заземляющего устройства
рассчитывается напряжение на заземляющем устройстве при стекании с
него тока замыкания на землю. Расчет ведется по выражению
Ц = КсЯ3/3,
где Кс- сезонный коэффициент сопротивления.
Я3 - измеренное значение сопротивления заземляющего устройства;
/3 - ток, стекающий с заземлителя в землю при однофазном замыкании
на землю.
В соответствии с требованиями нормативно-технической документации
для контроля заземляющего устройства в установках до 1000 В с
изолированной нейтралью необходимо производить проверку пробивных
предохранителей, а в установках до 1000 В с глухозаземленной нейтралью
измерение сопротивления петли фаза-нуль.
-332-
- воздушных линий электропередачи.
На ВЛ выборочная проверка со вскрытием грунта производится не менее,
чем у 2% опор от общего числа опор с заземлителями.
Проверку следует производить в населенной местности, на участках с
наиболее агрессивными, выдуваемыми и плохопроводящими грунтами.
4. Измерение сопротивлений заземляющих устройств:
- опор воздушных линий электропередачи.
Производятся после ремонтов, но не реже 1 раза в б лет для ВЛ
напряжением до 1000 В и 12 лет для ВЛ выше 1000 В на опорах с
разрядниками и другим электрооборудованием и выборочно у 2%
металлических и железобетонных опор на участках в населенной местности.
Измерения производятся также после реконструкции и ремонта
заземляющих устройств, а также при обнаружении разрушения или следов
перекрытия изоляторов электрической дугой.
Значения сопротивлений заземлителей опор приведены в табл. 60.
Таблица 60
Наибольшие допустимые значения сопротивлений
заземлителей опор воздушных линий электропередачи
Характеристика объекта
Удельное сопро-
тивление, р, Омм
Линии на напряжение выше 1000 В
Сопротив-
ление, Ом
Опоры, имеющие грозозащитный трос или
другие устройства грозозащиты, металлические
и железобетонные опоры ВЛ 35 кВ и такие же
опоры ВЛ 3-20 кВ в населенной местности,
заземлители оборудования на опорах 110 кВ и
выше
Электрооборудование, установленное на опорах
ВЛ 3-35 кВ
до 100
более 100 до 500
более 500 до 1000
(более 1000 до 5000
более 5000
10*
15*
20*
30*
О.ООбр*
Металлические и железобетонные опоры ВЛ
3-20 кВ в ненаселенной местности
Трубчатые разрядники на подходах линий к
подстанциям с вращающимися машинами,
вентильные разрядники на кабельных вставках
подходов к подстанциям с вращающимися
машинами
Вентильные разрядники и нелинейные
ограничители перенапряжений на подходах
линий к подстанциям с вращающимися
машинами
Опоры с тросом на подходах линий к подстанциям
с вращающимися машинами
до 100
более 100
250/1р**, но
не более 10
30
0,3р
10
-333-

Продолжение табл. 60
Линии на напряжение до 1000 В***
Опора ВЛ с устройствами грозозащиты
Опоры с повторными заземлителями нулевого
провода при напряжении источника питания:
660/380 В
380/220 В
220/127 В
30
15
30
60
Для опор высотой более 40 м на участках ВЛ, защищенных тросом,
сопротивление заземлителей должно быть в 2 раза меньше указанных в таблице.
** 1р - расчетный ток замыкания на землю, в качестве которого, принимается:
в сетях без компенсации емкостного тока замыкания на землю - ток замыкания
на землю;
в сетях с компенсацией емкостного тока замыкания на землю:
- для электроустановок, к которым присоединены компенсирующие аппараты, - ток,
равный 125% номинального тока наиболее мощного из этих аппаратов;
- для электроустановок, к которым не присоединены компенсирующие аппараты,
- ток замыкания на землю, проходящий в данной сети при отключении наиболее
мощного из компенсирующих аппаратов.
*** При удельном эквивалентном сопротивлении грунта более 100 Омм
допускается увеличение приведенных значений в 0,01 р раз, но не более
десятикратного.
- электроустановок, кроме воздушных линий электропередачи.
Значения сопротивлений заземляющих устройств электроустановок
приведены в табл. 61.
В общем случае измерение сопротивления производится без
отсоединения грозозащитных тросов, оболочек отходящих кабелей и других
естественных заземлителей.
Рис. 98. Принципиальная схема измерений сопротивления растеканию:
ЗУ - заземляющее устройство; П - потенциальный электрод; Т - токовый электрод
-334-
Таблица 61
Наибольшие допустимые значения сопротивлений
заземляющих устройств электроустановок
Характеристика объекта
Электроустановки напряжением 110 кВ
и выше сетей с эффективным
заземлением нейтрали, выполненные
по нормам на сопротивление
Электроустановки 3-35 кВ сетей с
изолированной нейтралью
Электроустановки сетей напряжением
до 1000 В с глухозаземленной
нейтралью напряжением:
660/380 В
380/220 В
220/127 В
Электроустановки сетей напряжением
до 1000 В с изолированной нейтралью
при мощности источника питания:
более 100 кВА
до 100 кВА
Удельное сопро-
тивление, р, Омм
до 500
более 500
до 500
более 500
до 100 (более 100)
до 500
более 500
Сопротивление, Ом
0,5
0,0020,5р
250/1р*. но не более 10 Ом
0,002р-250/1р
15**
(150,01р)
30**
(300,01 р)
60**
(600,01 р)
50/1р*, но не более 4 Ом
50/1р*. но не более 10 Ом
* 1р - см. примечание к табл.60
** - сопротивление заземляющего устройства с учетом повторных заземлений
нулевого провода должно быть не более 2, 4 и 8 Ом при линейных напряжениях
соответственно 660, 380 и 220 В источника трехфазного тока и напряжениях 380, 220
и 127 В источника однофазного тока.
Принципиальная схема измерений приведена на рис. 98. Токовый и
потенциальный электроды следует располагать на одной линии по
территории, свободной от линий электропередачи и подземных
коммуникаций. Расстояния от электроустановки до токового и
потенциального электродов выбираются в зависимости от размеров ЗУ и
характерных особенностей территории вокруг электроустановки .
Если ЗУ имеет небольшие размеры, а вокруг него имеется обширная
площадь, свободная от линий электропередачи и подземных коммуникаций,
то расстояния до электродов выбираются следующим образом:
'ЗТ>5Д;
Здесь Д - наибольший линейный размер РУ, характерный для данного
типа заземлителя (для заземлителя в виде многоугольника - диагональ ЗУ,
для глубинного заземлителя - длина глубинного электрода, для лучевого
заземлителя - длина луча).
-335-

яз
а)
г»/'«
1 1 ' 1 1
0,2 0,4 0,6 0,8 1,0
б)
Гзп/ГЭТ
0,2 0,4 0,6 0,8 1,0 *
Рис. 99. Зависимость измеренного сопротивления от расстояния
потенциального электрода до токового:
а) - при достаточном удалении токового электрода; б) - при недостаточном
удалении токового электрода; 1 - кривая при гзт = ЗД; 2 - кривая при гзт = 2Д
Если заземлитель имеет большие размеры и отсутствует возможность
размещения электродов, как указано выше, токовый электрод следует
разместить на расстоянии гзт :>ЗД. Потенциальный электрод размещается
последовательно на расстоянии гзп = 0,1 гэт> 0,2 гэт, 0,3 гзт, 0,4 гзт, 0,5 гэт, 0,6 гэт,
0,7 гзт, 0,8 гэт, 0,9 гзти производится измерение значений сопротивлений.
Далее строится кривая зависимости значения сопротивления от расстояния
гп Если кривая монотонно возрастает и имеет в средней части горизонтальный
участок (как показано на рис. 99) за истинное значение сопротивления
принимается значение при гп = 0,5 гэт Если кривая немонотонная, что является
следствием влияния различных коммуникаций (подземных и надземных),
измерения повторяют при расположении электродов в другом направлении от
ЗУ.
-336-
Если кривая сопротивления плавно возрастает, но не имеет горизонталь-
ного участка (разница сопротивлений, измеренных при гп = 0,4 гэт и гп=0,6 гзт,
превышает более, чем на 10% значение, измеренное при гп= 0,5 гзт) и
отсутствует возможность перемещения токового электрода на большее
расстояние, возможен следующий выход. Проводятся две серии измерений
при гзт= 2Д и гзт= ЗД, кривые наносятся на один график. Точка пересечения
кривых принимается за истинное значение сопротивления заземлителя.
Для измерения сопротивлений заземляющих устройств могут
использоваться различные типы приборов, например, М416, Ф-4103 и т.д.
Поэтому в каждом конкретном случае необходимо пользоваться
рекомендациями по измерению сопротивления заземляющих устройств,
изложенных в руководстве по применению данного прибора.
При производстве измерений в качестве вспомогательных электродов
применяют стальные стержни или трубы диаметром до 50 мм. Стержни
должны быть очищены от краски, а в месте присоединения соединительных
проводников - и от ржавчины. Стержни забиваются или ввинчиваются в грунт
на глубину 1,0 - 1,5 м. В случае необходимости, токовый электрод
выполняется из нескольких параллельно соединенных электродов,
размещаемых по окружности, с расстоянием между ними 1,0-1,5 м.
При выборе или сооружении токового электрода необходимо выполнить
проверку соответствия сопротивления токовой цепи техническим данным
прибора, с помощью которого предполагается провести измерения.
Допустимое сопротивление токовой цепи (с электродом) у различных
приборов имеет различные значения и зависит также от выбранного
диапазона измерения сопротивления заземления. Для прибора Ф-4103,
например, допустимое сопротивление токовой цепи, в зависимости от
выбранного диапазона измерений, меняется от 1 до 6 кОм.
Для проверки сопротивления токовой цепи необходимо в начале всех
измерений объединить выводы Т1 и П1 прибора, соединить их с токовым
электродом и провести измерения сопротивления токовой цепи.
5. Проверка состояния пробивных предохранителей в установках
напряжением до 1000 В.
Проводится не реже 1 раза в 6 лет, а также при предположении о
срабатывании.
Предохранители должны быть исправными и соответствовать
номинальному напряжению сети.
Проверка состояния пробивных предохранителей заключается в
проверке целости фарфора, резьбовых соединений и крепления, качества
заземления. Разрядные поверхности электродов должны быть чистыми и
гладкими, без заусенцев и нагаров. Слюдяная пластинка должна быть целой
и иметь толщину в пределах 0,08±0,02 мм при исполнении на 220-380 В и
0,21 ±0,03 мм - при исполнении на 500-660 В.
У собранного предохранителя измеряется сопротивление изоляции
мегаомметром напряжением до 250 В, которое должно быть больше или
равно 5-10 МОм.
22-3890
-337-

Перед установкой предохранителя измеряется его пробивное
напряжение. При исполнении на 220-380 В апроб = 351-500 В; при исполнении
на 500-600 В (7проб =701-1000 В. Для ограничения после пробоя
сопровождающего тока в цепь предохранителя включается
токоограничивающее сопротивление 5-10 кОм.
Если пробивное напряжение соответствует норме, то напряжение
снижается и снова повышается до 0,75 11проб. Если при этом не наступает
пробой, то испытательная установка отключается и повторно измеряется
сопротивление изоляции. При существенном снижении сопротивления
изоляции (более 30%) необходимо разобрать предохранитель, зачистить
подгоревшие разрядные поверхности и повторить испытания, увеличив
балластное сопротивление.
-338-
15. ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛИ И ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ МАШИНЫ
ПЕРЕМЕННОГО И ПОСТОЯННОГО ТОКА
Данный раздел рассматривает электродвигатели переменного и
постоянного тока.
В зависимости от габаритных размеров, массы и характера ремонта
электрической машины, а также наличия или отсутствия необходимых
условий для ремонта, ее ремонтируют либо на месте, либо в
электроремонтном цехе или на электроремонтном заводе.
При ремонте электрических машин необходимо соблюдать основные
требования, обеспечивающие их длительную и надежную работу:
- конструкционные материалы, применяемые при ремонте, должны
удовлетворять соответствующим стандартам и техническим условиям, а
электроизоляционные материалы должны иметь класс нагревостойкости не
ниже, чем по исполнению завода-изготовителя;
- предельно допускаемые превышения температуры сборочных единиц
и деталей машин должны соответствовать нормам, установленным ГОСТом;
- обмотки и другие токопроводящие части должны быть надежно
закреплены, а пазовые клинья прочно удерживаться в пазах;
- деревянные детали следует изготавливать из сухой (влажность не более
6%) древесины деревьев твердых пород (бука, березы и др.), хорошо
пропитывать;
- проволочные бандажи роторов и якорей надо выполнять из бандажной
проволоки, обладающей требуемым сопротивлением на разрыв, а стекло-
волокнистые бандажи - из ленты ЛСБ, наложенной с натяжением 850-950 Н;
- коллектор должен иметь строго цилиндрическую форму; биение коллек-
тора диаметром до 250 мм не должно превышать 0,05 мм при частоте враще-
ния 1500-3000 об/мин и 0,15 мм - при частоте вращения менее 1500 об/мин;
- машины с перемотанными обмотками роторов или якорей, а также с
вновь наложенными бандажами должны без повреждений выдерживать
увеличение частоты вращения согласно ГОСТу;
- предельно допускаемая температура подшипников скольжения при дли-
тельной номинальной нагрузке не должна превышать 80 °С (при этом темпера-
тура масла допускается не выше 65 °С), а подшипников качения - 100°С;
- щеточный аппарат машины следует комплектовать щетками
соответствующих марок и размеров, хорошо притертыми к поверхности
коллектора или контактных колец с отрегулированным нажатием пружин;
- электрическая прочность изоляции каждой из обмоток относительно
корпуса машины, а также между смежными витками обмотки должна
удовлетворять требованиям нормативных документов; -
- у отремонтированных машин должны быть окрашены их наружные
поверхности, внутренняя поверхность подшипниковых щитов и вентиляторы,
а выступающие концы вала покрыты консервационной смазкой;
-339-

- электрические машины в зависимости от их вида и произведенного
ремонта должны проходить приемо-сдаточные послеремонтные испытания
в объеме, предусмотренном нормами и техническими условиями.
Важнейшими показателями организации и технологии ремонта
электрических машин являются:
- сокращение нормативных сроков пребывания в ремонте;
- увеличение продолжительности работы отремонтированных машин
между очередными ремонтами;
- снижение фактической стоимости ремонта по сравнению с плановой.
В перечень работ по ремонту электрических машин входят:
- дефектировка, предремонтные испытания и разборка машин;
- ремонт коллекторов, щеточного механизма, контактных колец,
сердечников, валов, вентиляторов, станин, подшипниковых щитов,
подшипников и обмоток;
- бандажирование и балансировка роторов и якорей;
- сборка и послеремонтные испытания электрических машин.
Типовой объем работ при текущем и капитальном ремонте
Типовой объем работ при текущем ремонте включает в себя:
- производство операций технического обслуживания;
- отключение от питающей сети и отсоединение от приводимого механизма;
- очистку внешних поверхностей от загрязнений;
- разборку электрической машины в нужном для ремонта объеме;
- проверку состояния подшипников, промывку их, замену подшипников
качения, если зазоры в них превышают допустимые, проверку и ремонт
системы принудительной смазки, замену смазки;
- проверку, очистку и ремонт крепления вентилятора, проверку и ремонт
системы принудительной вентиляции;
- осмотр, очистку и продувку сжатым воздухом обмоток, коллектора,
вентиляционных каналов;
- проверку состояния и надежности крепления лобовых частей обмоток,
устранение выявленных дефектов;
- устранение местных повреждений изоляции обмоток, сушку обмоток,
покрытие лобовых частей обмоток покровным лаком;
- проверку и подтяжку крепежных соединений и контактов с заменой
дефектных крепежных деталей;
проверку и регулировку щеткодержателей, траверс,
короткозамыкающих устройств, механизма подъема щеток;
- зачистку и шлифовку коллектора и контактных колец, продороживание
коллектора;
- проверку состояния и правильности обозначения выводных концов
обмоток и клеммных колодок с необходимым ремонтом;
- замену фланцевых прокладок и уплотнений;
- проверку герметичности взрывозащищенных машин;
- сборку машины и проверку защитного заземления;
-340-
- присоединение машины к сети и проверку ее работы на холостом ходу
и под нагрузкой;
- проведение приемо-сдаточных испытаний и оформление сдачи машины
в эксплуатацию.
Типовой объем работ при капитальном ремонте включает:
- производство операций текущего ремонта;
- проверку осевого разбега ротора и радиальных зазоров подшипников
скольжения с последующей перезаливкой вкладышей;
- замену подшипников качения;
- полную разборку машины с чисткой и промывкой всех механических
деталей;
- замену дефектных обмоток (включая ремонт короткозамкнутых
обмоток), очистку и продувку сохраняемых обмоток;
- пропитку и сушку обмоток, покрытие лобовых частей обмоток
покрывными лаками и эмалями;
- ремонт коллекторов, контактных колец и щеточных узлов (вплоть до их
замены на новые);
- ремонт магнитопровода статора и ротора, включая частичную замену
листов, восстановление прессовки магнитопроводов;
- ремонт подшипниковых щитов, корпуса, восстановление размеров
посадочных мест;
- ремонт вала, ремонт и замену вентилятора;
- замену неисправных пазовых клиньев, различных изоляционных
деталей;
- маркировку выводных концов;
- сборку и окраску машины;
- проведение приемо-сдаточных испытаний и оформление сдачи машины
в эксплуатацию.
Дефектировка и предремонтные испытания электрических машин
Электрические машины, поступившие в ремонт, тщательно осматривают
и разбирают с целью полного выявления причин, характера и масштабов
повреждения. Осмотр машины, ознакомление с объемом и характером
предыдущих ремонтов и эксплуатационными журналами, а также проведение
испытаний позволяют оценить состояние всех сборочных единиц и деталей
машины и определить объемы и сроки ремонта, составить техническую
документацию по ремонту, изготовить или заказать ремонтные
приспособления и запасные части, произвести другие необходимые работы
по организационной и технической подготовке ремонта.
Машины повреждаются чаще всего из-за недопустимо длительной
работы без ремонта, плохого эксплуатационного обслуживания или
нарушения режима работы, на который они рассчитаны. Повреждения
электрических машин бывают механические и электрические.
К механическим повреждениям относят: выплавку баббита в подшипниках
скольжения; разрушение сепаратора, кольца, шарика или ролика в
-341 -

подшипниках качения; деформацию или поломку вала ротора (якоря);
образование глубоких выработок ("дорожек") на поверхности коллекторов
и контактных колец; ослабление крепления полюсов или сердечника статора
к станине, разрыв или сползание проволочных бандажей роторов (якорей);
ослабление прессовки сердечника ротора (якоря) и др.
Электрическими повреждениями являются: пробой изоляции на корпус,
обрыв проводников в обмотке, замыкание между витками обмотки,
нарушение контактов и разрушение соединений, выполненных пайкой или
сваркой, недопустимое снижение сопротивления изоляции вследствие ее
старения, разрушения или увлажнения и др.
Неисправности и повреждения электрических машин не всегда удается
обнаружить путем внешнего осмотра, так как некоторые из них (витковые
замыкания в обмотках статоров, пробой изоляции на корпус, замыкания пластин
коллектора, нарушение пайки в обмотках и др.) носят скрытый характер и могут
бы1ъ определены только после соответствующих измерений и испытаний.
В число предремонтных операций по выявлению неисправностей
электрических машин входят: измерение сопротивления изоляции обмоток
(для определения степени ее увлажнения), испытание электрической
прочности изоляции, проверка на холостом ходу машины целости
подшипников, величины осевого разбега ротора (якоря), правильности
прилегания (притертости) щеток к коллектору и контактным кольцам,
величины вибрации, определение величины зазоров между вращающимися
и неподвижными частями машины, а также проверка состояния крепежных
деталей, плотности посадки подшипниковых щитов на заточках станины и
отсутствия повреждений (трещин, сколов) у отдельных деталей машины.
Дефектировку осуществляют внешним осмотром, частичной или полной
разборкой электрической машины.
Дефектировка, произведенная путем внешнего осмотра и испытаний
электрической машины, не всегда позволяет точно определить характер и
размеры ее повреждений, а следовательно, и объем предстоящих ремонтных
работ. Более полное представление о состоянии и требуемом ремонте
электрической машины дает дефектировка, выполняемая после ее разборки.
О всех обнаруженных после разборки машины неисправностях и
повреждениях делают соответствующие записи в дефектировочной карте,
на основании которой составляют маршрутную карту ремонта с указанием
работ, подлежащих выполнению по каждой ремонтной единице или по
отдельным сборочным единицам ремонтируемой машины.
Разборка электрических машин
Порядок разборки каждой ремонтируемой электрической машины
определяется ее конструкцией и необходимостью сохранения имеющихся
исправных частей, а степень разборки - объемом и характером
предстоящего ремонта. Если предварительные осмотр и испытания
позволяют судить о характере предстоящего ремонта электрической
машины, то до начала ее разборки надо проверить наличие требуемых для
-342-
ремонта материалов, изделий и запасных деталей соответствующих
размеров, марок и характеристик.
Полная разборка электрической машины состоит из двух основных
этапов: общей разборки, при которой машину разбирают по основным
сборочным единицам, и детальной разборки, при которой сборочные
единицы машины разбирают подетально.
Разборка электрических машин обычно начинается с удаления
полумуфты с вала при помощи ручного (с регулируемым раскрытием тяг)
или гидравлического съемника.
Более совершенным способом является предварительный нагрев
деталей, снимаемых с вала, токами высокой частоты при помощи генератора
и индуктора.
Разборку асинхронных электрических машин мощностью до 100 кВт,
выпускавшихся ранее единых серий А, АО, А2, А02, а также выпускаемых в
настоящее время А4 и близких к ним по конструкции машин других серий и
исполнений, производят в такой последовательности:
- снимают кожух наружного вентилятора и вентилятор (у
электродвигателей закрытого обдуваемого исполнения АО, А02 и др.);
- отвертывают болты, которыми прикреплены к станине передний щит, а
также болты, крепящие крышку подшипников;
- снимают задний щит легкими ударами молотка по надставке из дерева,
алюминия или меди;
- вынимают ротор из статора, для чего подают ротор в сторону переднего
щита и выводят щит из замка. Затем, поддерживая ротор, выводят его из
статора, стараясь не повредить лобовые части обмотки и другие детали;
- снимают передний щит с подшипника ротора, насаженного на вал,
легкими ударами молотка по надставке, предварительно отвернув болты,
крепящие подшипниковую крышку; для электродвигателя с контактными
кольцами (АК, АК2) предварительно снимают кожух контактных колец,
вынимают щетки из щеткодержателей, отвертывают болты, крепящие корпус
кожуха контактных колец, и снимают кожух;
- снимают съемником подшипники качения с вала. У электродвигателей
с фазным ротором предварительно снимают контактные кольца, для чего
распаивают соединительные хомутики от выводных концов, отвертывают
болты, крепящие отвододержатель (при его наличии), вынимают из канавки
вала стопорное кольцо. Съем подшипников производят только при
необходимости их замены.
При съеме подшипниковых щитов машин мощностью 50 кВт и выше, щиты
равномерно отводят отжимными болтами, пока они не выйдут из
центрирующей заточки станины. Если по конструкции отжимные болты не
предусмотрены, щиты снимают ручными или гидравлическими
приспособлениями для съема.
После съема одного из подшипниковых щитов положение ротора по
отношению к статору изменяется: ротор принимает наклонное положение,
-343-

образуется перекос. Поэтому перед съемом щита крупных машин необходимо
под конец вала установить домкрат или подвесить ротор за конец вала при
помощи тали, заложить в нижнюю часть расточки подкладку из электрокартона
и только после этого освободить конец вала от домкрата или тали.
Ответственной операцией является вывод ротора из расточки статора,
поскольку задевание ротора за сердечник или обмотку статора может
привести к серьезным повреждениям. Масса роторов отдельных машин
достигает нескольких сотен килограммов, поэтому до начала вывода ротора
подъемные приспособления необходимо проверить, а работу по выводу
ротора выполнять при строгом соблюдении соответствующих правил
безопасности труда.
Выемку роторов и якорей машин малой мощности производят вручную,
без использования каких-либо приспособлений. Способы и приемы выемки
роторов и якорей машин средней и большой мощности зависят от их
конструкции, массы, а также от имеющихся в наличии подъемных
приспособлений.
При общей разборке электрических машин постоянного тока серии П
сначала снимают крышки с коробки зажимов и боковых сторон переднего
подшипникового щита, отсоединяют проводники, связывающие
щеткодержатели с катушкой добавочного полюса, и провода, соединяющие
щеткодержатели с контактом в коробке зажимов, а затем вынимают щетки
из гнезд щеткодержателей.
Для защиты от механических повреждений коллектор обматывают листом
картона, закрепляемым на нем двумя бандажами из хлопчатобумажной
ленты или шпагата. После этого отвертывают болты, крепящие
подшипниковые щиты к станине, ввертывают отжимные болты в отверстия
подшипниковых щитов и выводят бортики последних из расточек станины,
одновременно придерживая якорь за конец вала во избежание удара якоря
о нижний полюс машины. Далее сдвигают подшипниковые щиты с
шарикоподшипников, выдвигают якорь из станины в сторону свободного
конца вала и вынимают якорь из станины.
При общей разборке синхронной электрической машины сначала
отсоединяют провода, связывающие обмотку возбудителя с щеточным
аппаратом, отвертывают гайку стопорного винта, скрепляющую
подшипниковый щит с капсулой подшипника, и вывертывают винт на три-
четыре оборота, а затем отвертывают болты, крепящие подшипниковый щит
к станине, выводят отжимными болтами задний подшипниковый щит из
расточки станины и снимают его с капсулы подшипника. После этого
отвертывают болты, крепящие подшипниковый щит на стороне возбудителя
к станине, и выводят его из расточки станины отжимными болтами, а затем
опускают ротор на статор, предварительно подложив под опускаемый ротор
лист картона. Далее сдвигают подшипниковый щит вместе с укрепленной
на нем станиной возбудителя с капсулы подшипника и выводят ротор
синхронной машины вместе с якорем возбудителя из статора.
-344-
Необходимость детальной разборки электрической машины
определяется состоянием и потребностью ремонта ее деталей и сборочных
единиц. При детальной разборке снимают подшипники качения, коллектор,
контактные кольца и вентилятор, выпрессовывают вал ротора (якоря) и
подшипники скольжения.
При капитальном ремонте электрических машин постоянного тока
нередко требуется демонтаж главных и добавочных полюсов, например, при
ремонте поврежденных катушек, замене изоляционных или крепежных
деталей и других случаях. Перед снятием полюса следует отсоединить от
него выводные концы и соединительные провода, а затем освободить от
крепежных деталей, после чего снять его, соблюдая меры
предосторожности, исключающие падение снимаемого полюса и
повреждение обмоток снимаемого и соседних полюсов машины.
Ремонт коллекторов, щеточного аппарата и контактных колец
Коллекторы. В процессе длительной работы у машин постоянного тока
повреждается чаще всего коллектор: нарушается его геометрически
правильная форма, происходят замыкания коллекторных пластин, выступает
ме*пластинная изоляция над пластинами, изнашиваются и оплавляются
пластины коллектора.
Нарушение геометрически правильной формы коллектора прЬисходит,
чаще всего, из-за неудовлетворительной эксплуатации машин и, главным
образом, несвоевременного продороживания коллектора. Неисправность
характеризуется образованием волнистости на рабочей поверхности
коллектора вследствие неравномерного износа его-пластин в продольном
направлении и повышенным радиальным биением.
Чтобы устранить дефект, восстановить правильную геометрическую форму
и создать требуемую шероховатость поверхности, коллектор обтачивают на
токарном станке, а затем шлифуют и полируют. Для получения коллектора
правильной геометрической формы следует тщательно выверить вал (при
установке якоря на станке) по его шейкам, предварительно рейсмасом, а
затем индикатором. Обточку коллектора производят при минимальной подаче
(не более 0,05 мм/об), резцами с пластинами из твердого сплава ВК-6 или
ВК-8, со скоростью резания 1-1,5 м/с, не превышающей номинальной рабочей
окружной скорости коллектора. При обточке следует снимать с коллектора
столько металла, сколько необходимо для устранения дефекта.
По окончании обточки коллектор продороживают, а затем шлифуют и
полируют. В ремонтной практике обточку и шлифовку производят с помощью
переносных приспособлений при вращении якоря машины в собственных
подшипниках. Шлифовку коллектора выполняют при номинальной частоте
вращения якоря. Полировку - с помощью деревянных брусков из
несмолистых пород древесины (бук, клен), которые вставляют в
щеткодержатели вместо щеток так, чтобы их волокна были расположены
перпендикулярно к коллектору. Полировка способствует более быстрому
-345-

образованию на поверхности коллектора оксидной пленки ("политуры"),
необходимой для хорошей коммутации.
Ремонт коллектора завершается продороживанием, заключающимся в
прорезании межпластинной миканитовой изоляции на глубину 0,5-1,5 мм в
зависимости от размеров коллектора.
По окончании продороживания края пластин обрабатывают напильником
(снимают заусенцы) и скашивают под углом 45°. В ряде случаев у коллектора
могут оказаться поврежденными пластины настолько сильно, что без их
замены его дальнейшая работа невозможна. Наиболее частой причиной
повреждения коллектора является возникновение на его поверхности
множества электрических разрядов (электрических дуг),
распространяющихся по поверхности и образующих "круговой огонь", что
объясняется очень высоким (обычно более 20 В) напряжением между
смежными пластинами коллектора. Интенсивность образования и перехода
мелких электрических разрядов в круговой огонь зависит от параметров
электрической машины и, в первую очередь, ее мощности, активного
сопротивления и индуктивности секций, а также частоты вращения якоря.
У машин небольшой мощности образование кругового огня приводит к
появлению следов почернения на поверхности коллектора, а у крупных
машин - мощных коротких дуг, вызывающих частичное оплавление кромок
смежных пластин и образование прожогов (кратеров) глубиной до 2 мм.
Нормативно-технической документацией на ремонт электрических
машин постоянного тока допускается замена до пяти пластин коллектора
ремонтируемой машины. Замену поврежденных пластин производят при
помощи специальных приспособлений с соблюдением мер,
обеспечивающих сохранив монолитности и геометрической формы
коллектора. Новые пластины должны быть изготовлены из тех же материалов
и иметь такой же профиль и размеры, как и заменяемые поврежденные
пластины. Их предварительно собирают и спрессовывают с миканитовой
изоляцией и между собой, а затем устанавливают в коллекторе.
Сборку коллектора производят в последовательности, обратной
разборке. После ремонта с заменой одной или нескольких пластин коллектор
формуют. На хорошо оснащенных оборудованием крупных
электроремонтных заводах для динамической формовки коллекторов
применяют специальные станки.
При ремонте электрических машин наиболее часто встречаются такие
неисправности щеткодержателя, как ослабление пружин, оплавление или
механические повреждения.
Ослабление пружин щеткодержателя, следовательно, снижение нажатия
на щетку устраняют регулировкой пружин, а при отсутствии такой
возможности - заменой дефектной пружины новой,- заводского
изготовления. Величину нажатия Пружины щеткодержателя после
регулировки или замены проверяют динамометром. Величина нажатия
щеток зависит от их марки, конструкции машины.
-346-
Правильный подбор удельного нажатия и марки щеток способствует
улучшению контакта между щетками и коллектором, однако этого
недостаточно для создания надежного и хорошего контакта. Необходимо,
чтобы контактные поверхности щеток были тщательно притерты
(пришлифованы) к поверхности коллектора.
Обоймы и другие детали щеткодержателя оплавляются из-за сильного
искрения и реже от образования кругового огня. При легком оплавлении
щеткодержатель очищают от копоти, грязи и нагара, а при сильном - заменяют
новым. Механические повреждения щеткодержателя (заусенцы, вмятины,
выгибы) устраняют опиловкой и правкой. Повреждением, часто
встречающимся в щеткодержателях, является электрическая коррозия
внутренней поверхности обоймы в результате нарушения прохождения тока
с щетки на обойму. Неисправность устраняют подтяжкой контактов в цепи тока,
сильно коррозированную обойму заменяют.
Окончив ремонт щеткодержателей и притирку щеток машин постоянного
тока, проверяют правильность сборки и расстановку щеткодержателей по
отношению к коллектору. Эту работу выполняют очень тщательно, так как
малейшее изменение порядка расстановки щеткодержателей или
несоблюдение расстояний от щеткодержателей до коллектора может
привести к нарушению нормальной работы машины и повышенному износу
коллектора и щеток. Правильной является такая расстановка щеток, при
которой щетки равномерно расположены на рабочей поверхности коллектора.
При расстановке щеток учитывают, что износ коллектора под щетками
разной полярности неодинаков. Поэтому щеткодержатели располагают так,
чтобы щетки двух соседних болтов разной полярности работали по одному
щеточному следу, а следующей пары болтов - по другому следу, т. е. в
промежутках между щеточными следами первой пары болтов. Устанавливая
щеткодержатели, следят, чтобы расстояние от обоймы до поверхности
коллектора было 2-4 мм. Для свободного передвижения щеток в обоймах между
ними должен быть зазор 0,1-0,4 мм в направлении вращения и 0,2-0,5 мм - в
направлении оси коллектора.
Контактные кольца. У контактных колец фазных роторов часто
повреждаются рабочая поверхностью изоляция между кольцами или между
кольцом и валом. Неравномерную выработку контактного кольца устраняют
проточкой на токарном станке или при помощи приспособления.
При легких повреждениях поверхности контактных колец (подгаре, царапинах
и др.) их шлифуют стеклянной шкуркой или с помощью приспособления.
Нарушенную изоляцию между контактными кольцами восстанавливают,
зачищая, промывая и затем окрашивая поврежденное место изоляционной
эмалью типа ГФ-92ХС или ГФ-92ГС. При предельном износе приходится
изготовлять новые кольца и напрессовывать их на вал ротора. Кольца для
электрических машин нормального исполнения изготовляют из стали, чугуна
или латуни Л68. Существует несколько способов прессовки контактных
колец, но для асинхронных машин мощностью до 100 кВт с фазным ротором
чаще других применяют способ холодной прессовки колец на втулку.
-347-

Ремонт сердечников, валов и вентиляторов
Сердечники. Важнейшими частями электрических машин являются
сердечники. Листы пакетов сердечников изготовляют из специальной
электротехнической стали, обладающей, благодаря присадке кремния,
низкими удельными потерями.
Для уменьшения потерь на вихревые токи пакеты сердечников статоров,
роторов и якорей набирают из отдельных изолированных листов
электротехнической стали толщиной 0,5 мм. Сердечники являются
магнитопроводами, в их пазах размещают и укрепляют обмотки.
При длительной работе электрических машин возникают чаще всего
следующие неисправности сердечников: ослабление прессовки пакетов и
посадки пакетов стали на валу; распущение крайних (торцевых) пакетов из
стали (образование "веера"); оплавление отдельных участков стали и
нарушение межлистовой изоляции
Активная сталь сердечника должна быть спрессована настолько плотно,
чтобы исключалась возможность даже самого незначительного
перемещения одного листа по отношению к другому.
При разборке машины перед ремонтом и осмотре состояния активной
стали ослабленная прессовка выявляется наличием ржавых пятен на ее
поверхности. Такое ржавление распространяется только на участки с
пониженной прессовкой и является результатом так называемой контактной
коррозии, которой подвергаются поверхности стальных листов и деталей,
перемещающихся одна относительно другой.
Ослабление прессовки вызывает специфический шум, а иногда и
вибрацию машины. Вибрация машины и отдельных листов сердечника
приводит к разрушению межлистовой изоляции и поломке незажатых
стальных листов, смежных с вентиляционными каналами. Отломанные части
зубцов могут повредить изоляцию и активную сталь статора. Значительная
вибрация стали в зубцовой зоне представляет особую опасность для
изоляции обмотки ротора и статора, поскольку может вызвать истирание
ее в местах, прилегающих к вибрирующим участкам.
Чрезмерная прессовка сердечника также нежелательна, так как при этом
возрастают механические напряжения в крепежных деталях и устройствах,
что может вызвать их деформацию и поломку.
Степень прессовки определяют (приближенно) при помощи контрольного
ножа с лезвием толщиной 0,1 -0,2 мм. При удовлетворительной запрессовке
стали лезвие ножа при сильном нажатии рукой не должно входить между
листами более, чем на 1-3 мм.
Ослабление прессовки чаще всего наблюдается в зубцовой зоне роторов и
статоров, поэтому достаточно в места с ослабленной прессовкой плотно забить
текстолитовые или гетинаксовые уплотняющие клинья, размеры которых
соответствуют размерам зубца. При забивке клинья заглубляют на 2-3 мм ниже
поверхности стали. Во избежание выпадания клинья предварительно
покрывают клеящим лаком или клеем БФ-2 и отгибают на них края смежных
листов стали. После забивки уплотняющих клиньев соответствующий участок
сердечника покрывают масляно-битумным лаком БТ-99 воздушной сушки.
-348-
Прессовка листов может быть ослаблена не только на отдельных участках,
но и у всего сердечника ротора или якоря. В этом случае удаляют нажимную
плиту сердечника, удерживаемую сваркой или закладными шпонками,
устанавливают в торце сердечника листы текстолита или асбеста,
вырезанные по форме листов стали, вновь накладывают нажимную шайбу,
прессуют сердечник и закрепляют шайбу.
Ремонт торцевых пакетов роторов и якорей, зубцы которых расходятся,
как "веер", производят преимущественно установкой дополнительной
шайбы с зубцами.
При выплавлении большого объема стали в нескольких пакетах
неисправность устраняют полной перешихтовкой активной стали. Полную
перешихтовку сердечников производят не только при выплавлении большого
объема стали, но и при разрушении межлистовой изоляции вследствие ее
естественного старения при длительной эксплуатации, сопровождающейся
частыми перегревами электрической машины.
Перешихтовка сердечника состоит из основных операций: расшихтовки,
переизолировки листов активной стали, шихтовки, прессовки и испытания
сердечника.
Валы. Повреждение валов - явление довольно частое в практике
эксплуатации электрических машин. Повреждаются преимущественно валы
электрических машин, работающих часто при недопустимых перегрузках.
Причинами повреждений валов могут быть повышенная вибрация машины,
вызванная нарушением соосности ее вала с валом приводимого в движение
агрегата, проседание вала вследствие износа слоя баббита в подшипниках
скольжения и др.
Для валов электрических машин наиболее характерны следующие виды
повреждений: износ посадочных поверхностей шеек валов, искривление и
поломка.
Дефекты на посадочных поверхностях вызывают нарушение
концентричности и перпендикулярности посадки насаживаемых деталей, что
приводит к появлению биения, вибрации двигателя, быстрому износу
посадочных поверхностей под подшипниками качения и резкому
сокращению срока их службы. Поэтому дефекты валов надо устранять
своевременно, при первом же ремонте электрической машины. Для
устранения дефектов посадочных поверхностей валов применяют шлифовку,
электронаплавку металла и металлизацию.
Электронаплавку металла производят с соблюдением следующих
условий:
- каждый наплавляемый шов металла наносят на диаметрально
противоположных сторонах вала, что позволяет избежать местных
перегревов и деформации вала;
- перед наплавкой каждого последующего слоя тщательно оббивают
предыдущий наплавленный слой и очищают его стальной щеткой от шлака и
окалины;
-349-

- по окончании электронаплавки металла плавно изменяют структуру
основного металла вала и уменьшают внутренние напряжения.
Внутреннее напряжение в основном металле вала может быть снято и
путем термообработки.
Процесс ремонта поврежденных посадочных поверхностей
металлизацией аналогичен описанному выше способу ремонта
электронаплавкой металла.
Искривление и поломка валов чаще всего происходят у реверсивных
машин и электродвигателей с короткозамкнутым ротором. Это объясняется
большими нагрузками, воспринимаемыми валом в момент резкого
изменения направления вращения ротора (якоря) и во время пуска
короткозамкнутого электродвигателя при загруженном агрегате,
приводимом в движение этим электродвигателем.
Затраты на изготовление нового вала для электрических машин
мощностью до 100 кВт сравнительно невелики, сложными и дорогими
являются операции выпрессовки поврежденного и запрессовки нового вала.
Вентиляторы. Длительная нормальная работа электрической машины в
значительной мере зависит от интенсивности отвода тепла от её
нагревающихся частей. Условиями охлаждения определяется и нагрузочная
способность машины, поскольку повышение температуры нагрева обмоток
и других ее частей сверх нормы является главной причиной, ограничивающей
мощность машины при длительных и кратковременных нагрузках.
Чрезмерные нагревы и большие перепады температуры между отдельными
частями машины - основные причины старения и повреждения изоляции.
Охлаждение электрических машин осуществляется литыми, клепаными или
сварными вентиляторами.
Отремонтированные и особенно вновь изготовленные вентиляторы,
прежде чем насадить на вал ротора (якоря), проверяют на отсутствие
сверхдопустимого биения в осевом и радиальном направлениях. При
ремонте и замене вентилятора его центр тяжести может сместиться с оси
вращения, вследствие чего нарушится балансировка ротора и машина при
работе будет вибрировать. Причиной смещения центра тяжести может быть
различная толщина стенок литых вентиляторов, неодинаковая толщина
стальных листов и лопастей клепаных вентиляторов или различная высота
сварных швов в сварных вентиляторах.
Перед установкой вентилятора на ротор его балансируют. Для
статической балансировки надевают вентилятор на оправку, цилиндрические
концы которой устанавливают на горизонтальные линейки. Добавляя
балансировочные грузы разной массы, добиваются такого снижения
величины дисбаланса, при котором остановленный в любом положении
вентилятор не перекатывается на линейках. Балансировочные грузы надежно
закрепляют, чтобы они не оторвались при вращении вентилятора в машине.
Если вентилятор не ремонтировался, его при сборке устанавливают в то же
положение, в каком он был до разборки. В некоторых машинах для этого
имеется специальный штифт, ввернутый в нажимную шайбу ротора, а в диске
вентилятора для него бывает просверлено отверстие.
-350-
Эффективность работы вентилятора в значительной степени зависит от
качества обработки его деталей, вдоль которых проходят струи воздуха.
Малейшие неровности и даже выступающие головки заклепок затрудняют
движение воздуха и создают завихрения в вентиляционных каналах.
Вентиляторы, установленные внутри машины, при разборке остаются на
роторе. Вынув ротор из статора, кладут его на специальные стеллажи, чтобы
вентилятор не опирался на верстак и не погнулся. Вентиляторы,
предназначенные для наружного обдува статора, снимают при каждой
разборке двигателя, иначе нельзя снять подшипниковый щит со стороны
вентилятора. Их насаживают на вал с требуемым натягом. От перемещений
по валу вентиляторы предохраняют стопорным винтом или при помощи
разрезной втулки, которую после насадки вентилятора на вал стягивают
болтом. Благодаря этому посадочная поверхность втулки вентилятора при
сборке и разборке не изнашивается.
Отремонтированные и вновь изготовленные вентиляторы защищают от
коррозии, покрывая предварительно очищенную их поверхность двумя
слоями лака.
Ремонт станин, подшипниковых щитов и подшипников
Станины и подшипниковые щиты. Ремонт станин и подшипниковых
щитов заключается в заварке трещин, приварке отломанных деталей и
восстановлении изношенных посадочных поверхностей.
В связи с внедрением единых серий электрических машин объем ремонта
механических деталей сократился. Число разновидностей подшипниковых
щитов и крышек подшипников в единых сериях сократилось во много раз,
что позволяет электроремонтным заводам заменять большинство
поврежденных деталей новыми, полученными с завода-изготовителя
электрических машин или выполненными по его чертежам, а это упрощает
процесс ремонта и повышает его качество.
Восстанавливать изношенные посадочные поверхности подшипниковых
щитов чаще всего приходится в местах посадки подшипников качения.
Подшипниковый щит растачивают до большего диаметра и запрессовывают
в него стальную втулку, которую затем растачивают до требуемого размера.
Если невозможно расточить место посадки подшипника в подшипниковом
щите до требуемого размера, изношенные посадочные поверхности
восстанавливают методом металлизации.
Подшипники. Подшипники - важнейшие детали всякой электрической
машины. Работа подшипников происходит в тяжелых условиях вследствие
перегревов, значительных нагрузок и трения, а также электрической эрозии
и возникновения одностороннего притяжения при смещении ротора
относительно геометрической оси машины.
Повреждение или выход из строя подшипника требует немедленной
остановки машины, поскольку может привести к серьезной аварии,
потребующей капитального ремонта машины.
-351 -

При ремонте электрической машины с подшипниками качения обычно
ограничиваются осмотром, промывкой подшипников и закладкой в них новой
порции смазки. Подшипники промывают, затем вводят в них консистентную
рабочую смазку УТВ (универсальную тугоплавкую водостойкую) или
ЦИАТИМ-201.
При больших радиальных и аксиальных зазорах, а также при
повреждениях отдельных деталей или частей подшипника качения
(разрушение сепаратора, шариков или роликов, выкрошивание металла на
дорожках качения) его заменяют новым.
Подшипники заменяют новыми и при наличии следующих неустранимых
повреждений:
- сколы или трещины на кольцах сепараторов или шариках (роликах);
- забоины или вмятины на поверхностях дорожек качения;
- признаки шелушения поверхности дорожек качения подшипника;
- цвета побежалости на поверхности колец, сепараторов, шариков
(роликов);
- царапины или глубокие риски, расположенные поперек пути качения
шариков (роликов);
- стук и неустраняемый после промывки повышенный шум в подшипнике;
- забоины или вмятины на поверхности сепаратора;
- четкие отпечатки шариков (роликов) на дорожках качения.
Подшипники качения повреждаются не только в результате
неудовлетворительной эксплуатации, но и вследствие нарушения правил
монтажа или неправильного нагрева подшипников для посадки на вал при
сборке на заводе или очередном ремонте.
Посадку подшипника качения на вал обычно осуществляют путем
предварительного подогрева его до 80-90 °С в масляной ванне или токами
высокой частоты.
Ремонт обмоток электрических машин
Технология ремонта обмоток. Многолетняя практика эксплуатации
отремонтированных электрических машин с частично замененными
обмотками показала, что они, как правило, выходят из строя после
непродолжительного времени. Вызвано это рядом причин, в том числе
нарушением при ремонте целости изоляции неповрежденной части обмоток,
а также несоответствием качества и сроков службы изоляции новой и старой
частей обмоток. Наиболее целесообразной при ремонте электрических
машин с поврежденными обмотками является замена всей обмотки с полным
или частичным использованием ее проводов. Поэтому в настоящем разделе
приводятся описания ремонтов, при которых поврежденные обмотки
статоров, роторов и якорей заменяются полностью вновь изготовленными
на ремонтном предприятии.
Ремонт обмоток статоров. Изготовление обмотки статора начинают с
заготовки отдельных катушек на шаблоне. Для правильного выбора размера
шаблона необходимо знать основные размеры катушек, главным образом,
-$52-
их прямолинейной и лобовой частей. Размеры катушек обмотки
ремонтируемых машин могут быть определены замером старой обмотки.
Катушки всыпных обмоток статоров наматывают на простых или
универсальных шаблонах с ручным или механическим приводом.
Ручйая намотка катушек на простом шаблоне требует больших затрат
труда и времени. Чтобы ускорить процесс намотки, а также уменьшить
количество паек и соединений, применяют механизированную намотку
катушек на станках со специальными шарнирными шаблонами,
позволяющими последовательно наматывать все катушки, приходящиеся на
одну катушечную группу или всю фазу.
Перед намоткой катушек или катушечных групп следует тщательно
ознакомиться с обмоточно-расчетной запиской ремонтируемой
электрической машины, в которой указывают: мощность, номинальное
напряжение и частоту вращения ротора электрической машины; тип и
конструктивные особенности обмотки; число витков в катушке и проводов в
каждом витке; марку и диаметр обмоточного провода; шаг обмотки;
количество параллельных ветвей в фазе; число катушек в группе; порядок
чередования катушек; класс применяемой изоляции по нагревостойкости,
а также различные сведения, относящиеся к конструкции и способу
изготовления обмотки.
При ремонте электрических машин старых конструкций с закрытыми
пазами рекомендуется до начала демонтажа обмотки снять с натуры ее
обмоточные данные (диаметр провода, число проводов в пазу, шаг обмотки
по пазам и другие), а затем сделать эскизы лобовых частей и замаркировать
пазы статора. Эти данные могут оказаться необходимыми при
восстановлении обмотки.
Изоляцию лобовых частей обмотки машин на напряжение до 660 В,
предназначенных для работы в нормальной среде, выполняют стеклолентой ЛЭС,
причем каждый последующий слой полуперекрывает предыдущий. Каждую
катушку группы обматывают, начиная от торца сердечника, таким образом:
сначала обматывают лентой часть изоляционной гильзы, выступающую из паза,
а затем часть катушки до конца изгиба. Середины головок группы обматывают
общим слоем стеклоленты вполнахлеста. Конец ленты закрепляют на головке
клеящим составом или прочно пришивают к ней. Провода обмотки, лежащие в
пазу, должны прочно удерживаться в нем, для чего применяют пазовые клинья,
изготовляемые, главным образом, из сухого бука или березы. Клинья делают
также из различных изоляционных материалов соответствующей толщины,
например, из пластмассы, текстолита или гетинакса.
Ремонт обмоток роторов. В асинхронных двигателях с фазным ротором
распространены два основных типа обмоток: катушечная и стержневая.
Способы изготовления всыпных и протяжных катушечных"обмоток роторов
почти не отличаются от описанных выше способов изготовления таких же
обмоток статоров. При изготовлении обмоток роторов необходимо равномерно
располагать лобовые части обмотки для обеспечения сбалансированности масс
ротора, особенно у быстроходных электродвигателей.
-353-

В машинах мощностью до 100 кВт преимущественно применяют
стержневые двухслойные волновые обмотки роторов. В этих обмотках,
выполненных из медных стержней, повреждаются не сами стержни, а только
их изоляция вследствие частых и чрезмерных нагревов, при которых нередко
оказывается поврежденной пазовая изоляция роторов.
При ремонте роторов со стержневыми обмотками медные стержни
поврежденной обмотки, как правило, используются повторно, поэтому
выемку стержней из пазов производят так, чтобы сохранить каждый стержень
и после восстановления изоляции уложить его в тот же паз, в котором он
находился до разборки. Для этого ротор эскизируют и делают записи по
следующим элементам обмотки: бандажам - числу и расположению
бандажей, количеству витков и слоев бандажной проволоки, диаметру
бандажной проволоки и числу скрепок (замков), количеству слоев и
материалу подбандажной изоляции; лобовым частям - длине вылетов,
направлению изгиба стержней, шагам обмотки (передний и задний),
переходам (перемычкам), к каким пазам относятся начала и концы фаз;
пазовым частям - размерам стержня (изолированного и неизолированного),
длине стержня в пределах паза и полной длине прямолинейного участка;
изоляции - материалу, размерам и числу слоев изоляции стержней, пазовой
коробочки, прокладок в пазу и лобовых частях, исполнению изоляции
обмоткодержателя и т. д.; балансировочным грузам - их количеству и
расположению; схеме - эскизу схемы обмотки с нумерацией пазов и
указанием ее отличительных особенностей. Эти эскизы и записи особенно
тщательно должны быть сделаны при ремонте машин старых конструкций.
Для выемки стержней обмотки ротора следует предварительно разогнуть
замки бандажей и удалить бандажи; замаркировать (в соответствии с
нумерацией пазов на чертеже схемы обмотки) все пазы, к которым относятся
начала и концы фаз, а также переходные перемычки; удалить клинья из пазов
ротора, затем распаять пайки в головках и снять соединительные хомутики.
Специальным ключом следует выпрямить расположенные со стороны
контактных колец отогнутые лобовые части стержней верхнего слоя, вынуть
эти стержни из паза, при этом на каждом стержне надо выбить номер паза и
слоя, после чего в таком же порядке вынуть стержни нижнего слоя. Затем
следует очистить стержни от старой изоляции, выправить (отрихтовать) их,
удаляя заусенцы и неровности, и зачистить концы металлической щеткой.
В конце операции необходимо очистить пазы сердечника ротора,
обмоткодержатели и нажимные шайбы от остатков изоляции и проверить
состояние пазов. Если есть неисправности, устранить их.
Извлеченные из пазов ротора стержни, изоляцию которых не удается
удалить механическим путем, обжигают в специальных печах при 600-650°С,
не допуская превышения температуры обжига более 650° С, так как
вследствие пережога ухудшаются электрические и механические свойства
меди. Удалять изоляцию с медных стержней можно и химическим путем,
погрузив их на 30-40 мин в ванну с 6%-ным раствором серной кислоты.
Стержни, вынутые из ванны, следует промыть в щелочном растворе и воде,
-354-
а затем обтереть чистыми салфетками и просушить. Концы стержней
обслуживают припоем ПОС-30 или ПОС-40.
У свободных от старой изоляции и отрихтованных стержней
восстанавливают изоляцию; новая изоляция по нагревостойкости, способу
выполнения и изоляционным свойствам должна соответствовать заводскому
исполнению. Восстанавливают также и пазовую изоляцию, укладывая
изоляционные прокладки на дно пазов и устанавливая пазовые коробочки
так, чтобы обеспечивался их равномерный вылет из пазов с обеих сторон
сердечника ротора.
По окончании подготовительных операций приступают к сборке обмотки.
Сборка стержневой обмотки ротора состоит из трех основных видов
работ - укладки стержней в пазы сердечника ротора, гибки лобовой части
стержней и соединения стержней верхнего и нижнего рядов пайкой или
сваркой.
' Ремонт обмоток якорей. Основными неисправностями обмоток якорей
являются электрический пробой изоляции на корпус или бандаж, замыкание
между витками и секциями, механические повреждения паек. При
подготовке якоря к ремонту с заменой обмотки очищают его от грязи и масла,
снимают старые бандажи и, распаяв коллектор, удаляют старую обмотку,
предварительно записав все данные, необходимые для ремонта.
В якорях с миканитовой корпусной изоляцией часто бывает очень трудно
извлечь секции обмотки из пазов. Если секции вынуть не удается, нагревают
якорь в сушильном шкафу до 120-150° С, поддерживая эту температуру в
течение 40-50 мин, и после этого их извлекают, используя тонкий
шлифованный клин, который для поднятия верхних секций вбивают между
верхней и нижней секциями, а для поднятия нижних - между нижней секцией
и дном паза. Пазы якоря, освобожденного от обмотки, очищают от остатков
старой изоляции и обрабатывают напильниками, а затем дно и стенки пазов
покрывают электроизоляционным лаком БТ-99.
В машинах постоянного тока применяют стержневые и шаблонные
обмотки якорей. Стержневые обмотки якорей выполняются аналогично
стержневым обмоткам роторов, описанным выше. Для намотки секций
шаблонной обмотки используют изолированные провода, а также медные
шины, изолированные лакотканью или микалентой.
Ремонт катушек полюсов. У электрических машин постоянного тока,
поступающих в ремонт, чаще всего оказываются поврежденными катушки
дополнительных полюсов, намотанные прямоугольной медной шиной
плашмя или на ребро. Повреждается не сама медная шина катушки, а
изоляция между ее витками. Ремонт катушки сводится к восстановлению
междувитковой изоляции путем перемотки катушки.
Сушка и пропитка обмоток. Некоторые изоляционные материалы
(электрокартон, хлопчатобумажные ленты), применяемые в обмотках,
способны впитывать в себя влагу, содержащуюся в окружающей среде. Такие
материалы называют гигроскопичными. Наличие влаги в
электроизоляционных материалах препятствует при пропитке обмотки
-355-

глубокому проникновению пропиточных лаков в поры и капилляры
изоляционных деталей, поэтому перед пропиткой обмотки сушат.
Сушку (до пропитки) обмоток* статоров, роторов и якорей производят в
специальных печах при 105-200 °С. В последнее время ее выполняют
инфракрасными лучами, источниками которых являются специальные лампы
накаливания.
Просушенные обмотки пропитывают в специальных пропиточных ваннах,
устанавливаемых в отдельном помещении, которое оборудовано
приточно-вытяжной вентиляцией и необходимыми средствами пожаротушения.
Для пропитки обмоток применяют масляные и масляно-битумные
пропиточные лаки воздушной или печной сушки, а в особых случаях -
кремниеорганические лаки. Пропиточные лаки должны иметь малую
вязкость и высокую проникающую способность. В лаке не должно быть
веществ, оказывающих агрессивное воздействие на изоляцию проводов и
обмотки. Пропиточные лаки должны длительное время выдерживать
воздействие рабочей температуры, не теряя при этом своих изолирующих
свойств.
Во время сушки обмоток ведется непрерывный контроль температуры в
сушильной камере и воздуха, выходящего из камеры. Время сушки зависит
от конструкции и материала пропитанных обмоток, габаритных размеров
изделия, свойств пропиточного лака и примененных растворителей,
температуры сушки и способа циркуляции воздуха в сушильной камере,
тепловой мощности калорифера.
Обмотки устанавливают в сушильную камеру таким образом, чтобы они
лучше омывались горячи^ воздухом. Процесс сушки разделяется на
разогрев обмоток для удаления растворителей и запекание лаковой пленки.
Испытание обмоток. Основными показателями качества изоляции
обмотки, определяющими надежность работы электрической машины,
являются сопротивление и электрическая прочность. Поэтому в процессе
изготовления обмоток ремонтируемых машин производят необходимые
испытания при каждом переходе от одной технологической операции к
другой. По мере выполнения операций изготовления обмотки и движения к
завершающей стадии испытательные напряжения снижаются, приближаясь
к допустимым, предусмотренным соответствующими нормами. Это
объясняется тем, что после выполнения нескольких отдельных операций
каждый раз сопротивление изоляции может уменьшаться. Если на отдельных
стадиях ремонта не снижать испытательные напряжения, может произойти
пробой изоляции в такой момент готовности обмотки, когда для устранения
дефекта потребуется переделка всей работы, выполненной ранее.
Испытательные напряжения должны быть такими, чтобы в процессе
испытаний выявлялись дефектные участки изоляции, но в то же время не
повреждалась ее исправная часть. .
* Сушка обмоток до пропитки может не производиться, когда обмотки выполнены
проводами с влагостойкой изоляцией пазов - из стеклоткани или других
негигроскопичных материалов.
-356-
В перечень испытаний обмоток входит измерение сопротивления
изоляции обмоток до пропитки и после пропитки и сушки. Кроме того,
испытывают электрическую прочность изоляции обмоток приложением
высокого напряжения. „
После пропитки и сушки сопротивление изоляции обмоток
электродвигателей напряжением до 660 В, измеренное мегаомметром на
1000 В, должно быть не ниже: 3 МОм - для обмотки статора и 2 МОм - для
обмотки ротора (после полной перемотки); 1 МОм - для обмотки статора и
0,5 МОм - для обмотки ротора (после частичной перемотки). Указанные
сопротивления изоляции обмоток не нормированы, а рекомендованы исходя
из практики ремонта и эксплуатации отремонтированных электрических
машин.
Все электрические машины после ремонта должны быть подвергнуты
соответствующим испытаниям. При испытаниях, выборе измерительных
приборов для них, сборке схемы измерений, подготовке испытываемой
машины, установлении методики и норм испытаний, а также при оценке
результатов испытаний следует руководствоваться соответствующей
нормативно-технической документацией.
Бандажирование и балансировка роторов и якорей
Бандажирование. При вращении роторов и якорей электрических машин
возникают центробежные силы, стремящиеся вытолкнуть обмотку из пазов
и отогнуть ее лобовые части. Чтобы противодействовать центробежным
силам и удержать обмотку в пазах, используют расклиновку и
бандажирование обмоток роторов и якорей.
Применение способа крепления обмоток (клиньями или бандажами)
зависит от формы пазоб ротора или якоря. При полуоткрытой и полузакрытой
формах пазов используют только клинья, а при открытой - бандажи или
клинья. Пазовые части обмоток в сердечниках якорей и роторов закрепляют
при помощи клиньев или бандажей из стальной бандажной проволоки либо
стеклоленты, а также одновременно клиньями и бандажами; лобовые части
обмоток роторов и якорей - бандажами. Надежное крепление обмоток имеет
важное значение, поскольку необходимо для противодействия не только
центробежным силам, но и динамическим усилиям, воздействию которых
подвергаются обмотки при резких изменениях в них тока. Для
бандажирования роторов применяют стальную луженую проволоку
диаметром 0,8-2 мм, обладающую большим сопротивлением на разрыв.
Перед намоткой бандажей лобовые части обмотки осаживают ударами
молотка через деревянную прокладку, чтобы они ровно располагались по
окружности. При бандажировании ротора пространство под бандажами
предварительно покрывают полосками электрокартонё, чтобы создать
изоляционную прокладку между сердечником ротора и бандажом,
выступающую на 1-2 мм по обеим сторонам бандажа. Весь бандаж
наматывают одним куском проволоки, без паек. На лобовых частях обмотки
во избежание их вспучивания накладывают витки проволоки от середины
-357-

ротора к его концам. При наличии у ротора специальных канавок, проволоки
бандажа и замки не должны выступать над канавками, а при отсутствии
канавок толщина и расположение бандажей должны быть такими, какими
они были до ремонта.
Полностью намотанные бандажи для увеличения прочности и
предотвращения их разрушения центробежными усилиями, создаваемыми
массой обмотки при вращении ротора, пропаивают по всей поверхности
припоем ПОС-30 или ПОС-40. Пайку бандажей производят электродуговым
паяльником с медным стержнем диаметром 30-50 мм, присоединяемым к
сварочному трансформатору.
В ремонтной практике нередко проволочные бандажи заменяют
выполненными стеклолентами из однонаправленного (в продольном
направлении) стеклянного волокна, пропитанного термореактивными лаками.
Для наматывания бандажей из стеклоленты применяют то же оборудование,
что и для бандажирования стальной проволокой, но дополненное
приспособлениями в виде натяжных роликов и укладчиков ленты.
Сечение бандажа из стеклоленты должно превосходить сечение
соответствующего бандажа из проволоки не менее, чем в 2 раза. Крепление
последнего витка стеклоленты с нижележащим слоем происходит в процессе
сушки обмотки при спекании термореактивного лака, которым пропитана
стеклолента. При бандажировании обмоток роторов стеклолентой не
применяют замки, скобки и подбандажную изоляцию, что является
преимуществом этого способа.
Балансировка. Отремонтированные роторы и якоря электрических
машин подвергают статической, а при необходимости, и динамической
балансировке в сборе с вентиляторами и другими вращающимися частями.
Балансировку производят на специальных станках для выявления
неуравновешенности (дисбаланса) масс ротора или якоря, являющейся
частой причиной возникновения вибрации при работе машины.
Ротор и якорь состоят из большего количества деталей и поэтому
распределение масс в них не может быть строго равномерным. Причины
неравномерного распределения масс - разная толщина или масса отдельных
деталей, наличие в них раковин, неодинаковый вылет лобовых частей
обмотки и др. Каждая из деталей, входящих в состав собранного ротора или
якоря, может быть неуравновешенной вследствие смещения ее осей
инерции от оси вращения. В собранном роторе и якоре неуравновешенные
массы отдельных деталей в зависимости от их расположения могут
суммироваться или взаимно компенсироваться. Роторы и якоря, у которых
главная центральная ось инерции не совпадает с осью вращения, называют
неуравновешенными. Неуравновешенность, как правило, складывается из
суммы двух неуравновешенностей - статической и динамической.
Вращение статически и динамически неуравновешенного ротора и якоря
вызывает вибрацию, способную разрушить подшипники и фундамент
машины. Разрушающее воздействие неуравновешенных роторов и якорей
устраняют путем их балансировки, которая заключается в определении
размера и места неуравновешенной массы.
-358-
Статическая балансировка применяется для роторов, вращающихся с
частотой, не превышающей 1000 об/мин. Статически уравновешенный ротор
(якорь) может иметь динамическую неуравновешенность, поэтому роторы,
вращающиеся с частотой выше 1000 об/мин, чаще всего подвергают
динамической балансировке, при которой одновременно устраняются оба
вида неуравновешенности - статическая и динамическая.
Динамическую балансировку при ремонте электрических машин
производят на балансировочном станке при пониженной (по сравнению с
рабочей) частоте вращения или при вращении ротора (якоря) в собственных
подшипниках при рабочей частоте вращения.
Выполнив балансировку одной стороны ротора, уравновешивают таким
же способом его другую сторону. Окончив балансировку обеих сторон
ротора, окончательно закрепляют временно установленный груз путем
сварки либо винтами, при этом учитывают массу сварочного шва или винтов.
В качестве груза используют чаще всего куски полосовой стали.
Крепление груза должно быть надежным, поскольку недостаточно прочно
закрепленный груз может в процессе работы машины оторваться от ротора
и вызвать тяжелую аварию или несчастный случай.
Закрепив постоянный груз, ротор подвергают проверочной балансировке
и при удовлетворительных результатах передают в сборочное отделение для
сборки машины.
Сборка и испытание электрических машин
Сборка. Технологический процесс, при котором последовательным
выполнением операций соединения готовых деталей создается сборочная
единица или готовое изделие, отвечающее определенным техническим
требованиям или стандартам, называется сборкой.
Сборку, объектом которой является готовое изделие в целом, например,
электрическая машина, называют общей. Общая сборка - завершающий этап
ремонта электрической машины, в процессе которого соединяют ротор со
статором при помощи подшипниковых щитов с подшипниками и собирают
остальные детали машины. Как правило, общая сборка любой машины
ведется в последовательности, обратной разборке.
Перед сборкой машины убеждаются, что все ее детали и сборочные
единицы очищены, промыты, отремонтированы и испытаны. Сборку машины
надо выполнять так, чтобы не повредить обмотки, коллектор,
щеткодержатели, щеточный аппарат, смазочные кольца подшипников
скольжения и другие детали машины. При сборке, кроме обычных
инструментов, применяют специальные инструменты и приспособления,
облегчающие выполнение отдельных операций сборки и повышающие
производительность труда ремонтного персонала, * торцевые ключи,
гайковерты, а также электрифицированный и пневматический инструмент.
Сборку машины ведут в такой последовательности, чтобы каждая
устанавливаемая деталь постепенно приближала ее к собранному состоянию
и в то же время не вызывала необходимости переделок и повторения операции.
-359т

Технологическая последовательность выполнения основных сборочных
работ и содержание производимых при этом операций приведены в
технологических регламентах (картах) на ремонт каждого вида (типа)
электрической машины. После сборки производят пробную обкатку машины,
в процессе которой проверяют работу всех сборочных единиц на отсутствие
шума, искрения, биения и других неисправностей.
Испытания, проверки и измерения. В ремонтной практике встречаются,
главным образом, следующие виды испытаний: до начала ремонта и в
процессе его для уточнения характера неисправности; вновь изготовленных
деталей машины.
Испытания и проверки собранной после ремонта машины проводят в
соответствии с объемами и нормами, указанными в нормативной документации.
15.1. На основании какого нормативного документа выбираются
электродвигатели и вспомогательное оборудование к ним?
Электродвигатели, пускорегулирующие устройства, устройства защиты,
а также все электрическое и вспомогательное оборудование к ним
выбираются и устанавливаются в соответствии с требованиями правил
устройства электроустановок.
(ПТЭЭП п. 2.5.2.)
15.2. Какие требования предъявляются к эксплуатационным надписям
оборудования и плавким вставкам электродвигателей?
На электродвигатели и приводимые ими механизмы должны быть
нанесены стрелки, указывающие направления вращения.
На электродвигателях и пускорегулирующих устройствах Должны быть
надписи с наименованием агрегата и(или) механизма, к которому они
относятся.
Плавкие вставки предохранителей должны быть калиброванными и иметь
клеймо с указанием номинального тока уставки, нанесенное на
заводе-изготовителе или подразделении Потребителя, имеющего
соответствующее оборудование и право на калибровку предохранителей.
Применение некалиброванных вставок не допускается.
(ПТЭЭП п.п. 2.5.З.- 2.5.4.)
15.3. Для каких механизмов должен быть обеспечен самозапуск
электродвигателей после кратковременных перерывов электроснабжения?
При кратковременном перерыве электропитания электродвигателей
должен быть обеспечен при повторной подаче напряжения самозапуск
электродвигателей ответственных механизмов для сохранения механизмов
в работе по условиям технологического процесса и допустимости по
условиям безопасности.
Перечень ответственных механизмов, участвующих в самозапуске,
должен быть утвержден техническим руководителем Потребителя.
(ПТЭЭП п. 2.5.5.)
-360-
15.4. Какими устройствами должны быть оборудованы электродвигатели
с водяным охлаждением активной стали статора и обмотки ротора, имеющих
принудительную смазку подшипников, а также продуваемые
электродвигатели, установленные в пыльных помещениях и помещениях с
повышенной влажностью?
Продуваемые электродвигатели, устанавливаемые в пыльных
помещениях и помещениях с повышенной влажностью, должны быть
оборудованы устройствами подвода чистого охлаждающего воздуха,
температура которого и его количество должны соответствовать
требованиям заводских инструкций.
Плотность тракта охлаждения (корпуса электродвигателя, воздуховодов,
заслонок) должна проверяться не реже 1 раза в год.
Электродвигатели с водяным охлаждением активной стали статора и
обмотки ротора, а также со встроенными водяными воздухоохладителями
должны быть оборудованы устройствами, сигнализирующими о появлении
воды в корпусе. Эксплуатация оборудования и аппаратуры систем водяного
охлаждения, качество воды должны соответствовать требованиям заводских
инструкций.
На электродвигателях, имеющих принудительную смазку подшипников,
должна быть установлена защита, действующая на сигнал и отключение
электродвигателя при повышении температуры вкладышей подшипников
или прекращении поступления смазки.
(ПТЭЭП п.п. 2.5.6 - 2.5.8.)
15.5. Какой уровень напряжения и частоты должен поддерживаться на
шинах распределительных устройств и чем он контролируется?
Напряжение на шинах распределительных устройств должно
поддерживаться в пределах (100-105)% от номинального значения. Для
обеспечения долговечности электродвигателей использовать их при
напряжении выше 110 и ниже 90% от номинального не рекомендуется.
При изменении частоты питающей сети в пределах ±2,5% от
номинального значения допускается работа электродвигателей с
номинальной мощностью.
Номинальная мощность электродвигателей должна сохраняться при
одновременном отклонении напряжения до ±10% и частоты до ±2,5%
номинальных значений при условии, что при работе с повышенным
напряжением и пониженной частотой или с пониженным напряжением и
повышенной частотой сумма абсолютных значений отклонений напряжения
и частоты не превышает 10%.
На групповых сборках и щитках электродвигателей должны быть
предусмотрены вольтметры или сигнальные лампы контроля наличия
напряжения.
(ПТЭЭП пл. 2.5.9.-2.5.10.)
-361 -

15.6. Какими приборами оборудуются электродвигатели,
технологический процесс которых регулируется по току статора, а также
электродвигатели постоянного тока ответственных механизмов?
Электродвигатели механизмов, технологический процесс которых
регулируется по току статора, а также механизмов, подверженных
технологической перегрузке, должны быть оснащены амперметрами,
устанавливаемыми на пусковом щите или панели. Амперметры должны быть
также включены в цепь возбуждения синхронных электродвигателей. На
шкале амперметра должна быть красная черта, соответствующая длительно
допустимому или номинальному значению тока статора (ротора).
На электродвигателях постоянного тока, используемых для привода
ответственных механизмов, независимо от их мощности должен
контролироваться ток якоря.
(ПТЭЭП п. 2.5.11.)
15.7. Каковы правила пуска электродвигателей с короткозамкнутым
ротором из холодного состояния и после отключения их основными
защитами?
Электродвигатели с короткозамкнутыми роторами разрешается пускать
из холодного состояния 2 раза подряд, из горячего - 1 раз, если заводской
инструкцией не допускается большего количества пусков. Последующие
пуски разрешаются после охлаждения электродвигателя в течение времени,
определяемого заводской инструкцией для данного типа электродвигателя.
Повторные включения электродвигателей, в случае отключения их
основными защитами, разрешаются после обследования и проведения
контрольных измерений сопротивления изоляции.
Для электродвигателей ответственных механизмов, не имеющих резерва,
одно повторное включение после действия основных защит разрешается по
результатам внешнего осмотра двигателя.
Повторное включение электродвигателей в случае действия резервных
защит до выяснения причины отключения не допускается.
(ПТЭЭП п. 2.5.12.)
15.8. Что должно проверяться у электродвигателей, длительно
находящихся в резерве?
Электродвигатели, длительно находящиеся в резерве, должны быть
постоянно готовы к немедленному пуску; их необходимо периодически
осматривать и бпробовать вместе с механизмами по графику, утвержденному
техническим руководителем Потребителя. При этом у электродвигателей
наружной установки, не имеющих обогрева, должны проверяться
сопротивление изоляции обмотки статора и коэффициент абсорбции.
(ПТЭЭП п. 2.5.13.)
15.9. Каковы должны быть вертикальная и поперечная составляющие
вибраций на подшипниках электродвигателя и как контролируется
периодичность их замеров?
Вертикальная и поперечная составляющие вибрации
(среднеквадратичное значение виброскорости или удвоенная амплитуда
-362-
колебаний), измеренные на подшипниках электродвигателей, сочлененных
с механизмами, не должны превышать значений, указанных в заводских
инструкциях.
При отсутствии таких указаний в технической документации вибрация
подшипников электродвигателей, сочлененных с механизмами, должна быть
не выше следующих значений:
Синхронная частота
вращения, об/мин 3000 1500 1000 750 и менее
Удвоенная амплитуда коле-
баний подшипников, мкм 30 60 80 95
Допускается работа агрегатов с повышенной вибрацией подшипников
электродвигателей, сочлененных с механизмами, работающими в тяжелых
условиях, у которых вращающиеся рабочие части быстро изнашиваются, а
также электродвигателей, сроки эксплуатации которых превышают 15 лет, в
течение времени, необходимого для устранения причины повышения
вибрации'. Нормы вибрации для этих условий не должны быть выше
следующих значений:
Синхронная частота
вращения, об/мин 3000 1500 1000 750 и менее
Удвоенная амплитуда коле-
баний подшипников, мкм 30 100 130 160
Периодичность измерения вибрации подшипников электродвигателей
ответственных механизмов должна быть установлена графиком,
утвержденным техническим руководителем Потребителя.
(ПТЭЭП п. 2.5.14.)
15.10. Кто осуществляет контроль за нагрузкой электродвигателей,
вибрацией, температурой охлаждающей среды и т.д. в процессе
эксплуатации?
Контроль за нагрузкой электродвигателей, щеточным аппаратом,
вибрацией, температурой элементов и охлаждающих сред электродвигателя
(обмотки и сердечники статора, воздуха, подшипников и т.д.), уход за
подшипниками (поддержание требуемого уровня масла) и устройства
подвода охлаждающего воздуха, воды к воздухоохладителям и обмоткам, а
также операции по пуску и останову электродвигателя должен осуществлять
персонал подразделения, обслуживающего механизм.
(ПТЭЭП п. 2.5.15.)
15.11 В каких случаях электродвигатель должен быть немедленно
отключен от сети?
Электродвигатели должны быть немедленно отключены от сети в
следующих случаях:
- при несчастных случаях с людьми;
- появлении дыма или огня из корпуса электродвигателя, а также из его
пускорегулирующей аппаратуры и устройства возбуждения;
-363-

- поломке приводного механизма;
- резком увеличении вибрации подшипников агрегата;
- нагреве подшипников сверх допустимой температуры, установленной
в инструкции завода-изготовителя.
В эксплуатационных инструкциях могут быть указаны и другие случаи, при
которых электродвигатели должны быть немедленно отключены, а также
определен порядок устранения аварийного состояния и пуска
электродвигателей.
(ПТЭЭП п. 2.5.16.)
15.12. Кто определяет и проводит профилактические испытания и
ремонты электродвигателей в период эксплуатации?
Профилактические испытания и ремонт электродвигателей, их съем и
установку при ремонте должен проводить обученный персонал Потребителя
или подрядной организации.
Периодичность капитальных и текущих ремонтов электродвигателей
определяет технический руководитель Потребителя. Как правило, ремонты
электродвигателей должны производиться одновременно с ремонтом
приводных механизмов.
(ПТЭЭП п. 2.5.17-2.5.18.)
15.13. В каком объеме и как выполняются проверки и испытания
электродвигателей переменного и постоянного тока?
а) Электродвигатели переменного тока.
1. Измерение сопротивления изоляции:
У электродвигателей мощностью более 5 МВт измерения производятся в
соответствии с установленными нормами и инструкциями заводов-изгото-
вителей.
Сопротивление изоляции измеряется мегаомметром на напряжение:
500 В - у электродвигателей напряжением до 500 В
1000 В - у электродвигателей напряжением до 1000 В
2500 В - у электродвигателей напряжением выше 1000 В
- обмоток статора, у электродвигателей на напряжение выше 1000В или
мощностью от 1 МВт до 5 МВт
Сопротивление изоляции должно быть не ниже значений, приведенных
в табл. 62.
- обмоток статора, у электродвигателей на напряжение до 1000 В.
Сопротивление изоляции обмотЬк должно быть не менее 1 МОм при
температуре 10-30°С, а при температуре 60°С - 0,5 МОм;
Значения сопротивлений относятся ко всем видам изоляции.
- коэффициент абсорбции (отношение В60/Н15) обмоток статора
электродвигателей напряжением выше 1000 В.
Значение Пео/Р15 должно быть не ниже 1,3 у электродвигателей с
термореактивной изоляцией и не ниже 1,2 у электродвигателей с
микалентной компаундированной изоляцией.
-364-
Таблица 62
Наименьшие допустимые значения сопротивления
изоляции электродвигателей на напряжение выше 1000 В
Температура
обмотки, вС
10
20
30
40
50
60
75
Сопротивление изоляции Р60, МОм, при номинальном
напряжении обмотки кВ
3-3,15
30
• 20
15
10
7
5
3
6,0-6,3
60
40
30
20
15
10
6
10,0-10,5
100
70
50
35
25
17
10
Производится мегаомметром на напряжение 2500 В для
электродвигателей мощностью от 1 до 5 МВт, а также меньшей мощности
для электродвигателей наружной установки с микалентной
компаундированной изоляцией.
- обмоток ротора.
Производится у синхронных электродвигателей и асинхронных
электродвигателей с фазным ротором напряжением 3 кВ и выше или
мощностью более 1 МВт мегаомметром на напряжение 1000 В (допускается
500 В).
Сопротивление изоляции должно быть не менее 0,2 МОм.
- термоиндикаторов с соединительными проводами.
Производится мегаомметром на напряжение 250 В.
Значение сопротивления изоляции не нормируется.
- подшипников.
Производится у электродвигателей напряжением 3 кВ и выше,
подшипники которых имеют изоляцию относительно корпуса, производится
относительно фундаментной плиты при полностью собранных
маслопроводах мегаомметром на напряжение 1000 В при ремонтах с
выемкой ротора.
Значение сопротивления изоляции не нормируется.
2. Оценка состояния изоляции обмоток электродвигателей перед
включением.
Электродвигатели включаются без сушки, если значения сопротивления
изоляции обмоток и коэффициента абсорбции не ниже значений,
приведенных в п. 1 данного вопроса.
Наиболее слабым местом у электрических машин является изоляция
обмоток и других токоведущих частей, легко подвергающихся увлажнению
и повреждениям. В связи с этим у всех вновь монтируемых машин
проверяется общее состояние изоляции обмоток и токоведущих частей,
-365-

отсутствие в них явных заводских и других дефектов, появление которых
возможно при транспортировке и монтаже.
Частично состояние изоляции проверяется внимательным осмотром,
когда машина еще разобрана. При этом уже могут быть выявлены явные
наружные повреждения.
Основным критерием для оценки общего состояния изоляции является
сопротивление изоляции постоянному току Йиз. Измерение производится
при температуре не ниже 10°С. Первое измерение сопротивления изоляции
обмоток статора мегаомметром делается сразу после установки статора на
фундамент, чтобы иметь возможность своевременно устранить выявленные
дефекты. Сопротивление изоляции обмоток ротора измеряется сразу после
распаковки его.
У машин малой мощности и напряжением до 1000 В ограничиваются
измерением абсолютного значения сопротивления изоляции. У машин
напряжением выше 1000 В, кроме того, определяется коэффициент
абсорбции Кабс, являющийся дополнительным критерием, определяющим
степень увлажненности изоляции обмоток. У влажной изоляции этот
коэффициент близок к 1, у сухой - больше 1,3 и может достигать 2-3.
Сопротивление изоляции и коэффициент абсорбции измеряются при
температуре окружающей среды не ниже 10вС. В противном случае обмотка
должна подогреваться. Результаты измерений приводят к температуре
предыдущих измерений. Так как для новых машин такими измерениями
являются заводские, то сравнение производится с результатами,
приведенными в протоколе заводских испытаний. Соответствие им
указывает на отсутствие в изоляции влаги и явных повреждений, так как на
заводе изоляция проверяется после сушки. При отсутствии протоколов
заводских испытаний оценка состояния изоляции производится на
основании требований ГОСТ. Согласно ГОСТ на электрические машины
сопротивление изоляции, МОм, при температуре 75°С в общем случае
должно быть не ниже: ..
р ^ном
пиз р »
1000+^^
100
где 1/ном - номинальное напряжение обмотки, В; Рном - номинальная
мощность машины, кВт.
Новые электрические машины, как правило, включаются в работу без
сушки. Однако в случае компаундированной, термореактивной и гильзовой
изоляции обмотки статора при решении вопроса о необходимости сушки
руководствуются положениями о возможности включения вращающихся
электрических машин переменного тока без сушки.
Возможность включения без сушки генераторов и синхронных
компенсаторов с газовым и водяным охлаждением обмоток статора, если
конструкция позволяет измерять токи утечки каждой фазы или ветви в
отдельности при соединенных с корпусом остальных фазах или ветвях,
определяется согласно условиям:
-366-
1) абсолютное значение сопротивления изоляции Я60, измеренное при
температуре не менее 10°С, должно быть не менее приведенных в табл. 62;
2) значение коэффициента абсорбции К^ = й^ Я15, измеренное при 10-30°С,
должно быть не ниже 1,3;
3) значение коэффициента нелинейности Кивтш должно^быть не более 3
(для турбогенераторов типа ТГВ-300 допускается включение без сушки при
/Снвлин > 3, если соблюдены условия предыдущих п.п. 1 и 2.
Если конструкция генератора не позволяет измерить токи утечки или не
допускает их измерения для каждой фазы или ветви при соединенных с
корпусом остальных фазах или ветвях, то условиями для включения без
сушки являются указанные в п.п. 1 и 2. к
Генераторы и синхронные компенсаторы с масляным охлаждением
обмотки статора, имеющие бумажно-масляную изоляцию, включаются без
сушки по условиям инструкций заводов-изготовителей.
Электродвигатели мощностью выше 5000 кВт включаются без сушки при
условиях, указанных для генераторов с газовым и водяным охлаждением
обмоток статора.
Электродвигатели мощностью до 5000 кВт включительно на напряжение
выше 1000 В включаются без сушки при условии, если К^ >1,2 при Г = 10-30вС,
а Яад, измеренное при I >10°С, не менее приведенных в табл. 62.
Электродвигатели на напряжение ниже 1000 В включаются без сушки,
если изоляция имеет сопротивление Яиз, измеренное при X = 10-30вС, не
менее 0,5 МОм.
Роторы электрических машин, охлаждаемые газом, не подвергаются
сушке, если Яиз, измеренное при Г= 10-30'С, не менее 0,5 МОм для
генераторов и синхронных компенсаторов и 0,2 МОм для электродвигателей.
Допускается ввод в эксплуатацию синхронных машин мощностью не выше
300 МВт с неявнополюсными роторами, охлаждаемыми газом и имеющими
Нт не ниже 2 кОм при *Г = 75°С или 20 кОм при Г = 20#С. При большой мощности
ввод машин в эксплуатацию с Яиэ обмотки рртора ниже 0,5 МОм при Г= 10-30вС
допускается только по согласованию с заводом-изготовителем.
Роторы электрических машин, охлаждаемые водой, включаются без
сушки с соблюдением условий, указываемых в инструкции завода-
изготовителя.
Измерение абсолютного значения сопротивления изоляции Яео и
коэффициента абсорбции Кабс производится по методике, приведенной в
разделе "Методы определения состояния изоляции токоведущих частей"
данного издания.
При емкости обмоток более 0,01 мкФ применение мегаомметра с ручным
приводом приводит к ошибкам при отсчете, и потому в этом случае следует
пользоваться мегаомметром с выпрямительной приставкой или приводом.
После окончания измерений обмотку следует присоединить к контуру
заземления на время не менее 2 мин для разрядки. Наименьшие допустимые
значения Я^ и коэффициента абсорбции электрических машин мощностью
5000 кВт и выше при Г = 75'С должны определяться по формуле для 0^,
приведенной выше.
-367-

Если Яиз, вычисленное по приведенной формуле, менее 0,5 МОм,
наименьшим допустимым значением считают 0,5 МОм.
Для Г < 75°С (но не ниже 10°С) наименьшее значение Виз обмоток машин
определяется умножением результатов, полученных с помощью
вышеприведенной формулы, на коэффициенты:
Г,'С... 75 70 60 50 40 30 20 10
Кг 1 1,2 1,7 2,4 3,4 4,7 6,7 9,4
Если Я60 или /Сабс удовлетворяют приведенным выше нормам,
производится измерение токов утечки с помощью кенотронного аппарата
и строится характеристика /^ = ^исп). Характеристика /^ = ^(1/исп) снимается
не менее, чем для пяти значений от 1/мин до имакс, равными ступенями
(предварительно проверяется отсутствие утечек в испытательной схеме
путем подъема напряжения вхолостую). Значение (Умакс принимается в
соответствии с табл. 63.
Таблица 63
и , в
ном'
До 6600 включительно
Свыше 6600 до 20000
» 20000 до 24000 включительно
и , в
макс1
1,28-2,51/н
1,28 (21/н + 3000)*
1,28(2ин + 1)
* Значения испытательного напряжения (выпрямленного) для турбогенераторов
серии ТГВ-300 соответственно принимаются 40 и 50 кВ.
Рекомендуемые величины ступеней при испытании равны 0,5 11ном. На
каждой ступени производится отсчет /15. и /60.
Если при неизменном значении испытательного напряжения происходит
нарастание тока утечки, испытание следует прекратить и отыскать причину
нарастания тока утечки. Наибольшие допустимые токи утечки при испытании
изоляции машин напряжением выпрямленного тока при температуре
обмотки 10-30°С следующие:
Ступень испытательного
напряжения в долях 11ном 0,5 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0
Наибольший допустимый
ток утечки, мкА 250 500 1000 2000 3000 3500
Если токи утечки достигли указанных значений, испытание следует
прекратить и вычислить коэффициент нелинейности. Даже если
коэффициент нелинейности не превышает 3, но причину повышенных токов
утечки не удалось устранить, машину следует поставить на контрольный
прогрев до температуры 75°С.
Коэффициент нелинейности /Снвлин определяется по 60-секундным токам
утечки при испытательных напряжениях Умин и 1/макс:
и ' ут макс*-* мин
'ут мин^макс
-368-
При этом стремятся, чтобы минимальное напряжение 1/мин было близко к
0,5 и . Значения Кнелин не должны превышать 3 (за исключением случаев^
перечисленных вышеГв тех случаях, когда график /^ = «С/исп) имеет крутой
изгиб, включение машины без сушки не допускается и при меньших
значениях /Снелин. В сухой изоляции коэффициент нелинейности не
превосходит 2-з" Для увлажненной изоляции Кнвлин > 3-4, но иногда у очень
влажной изоляции /Снвлин мал, поэтому значения следует сопоставлять с
абсолютным значением сопротивления изоляции.
В некоторых случаях полезно измерить *дб обмотки, который у сухих
машин обычно не превосходит 10%.
3. Испытание повышенным напряжением промышленной частоты.
По решению технического руководителя Потребителя, испытание
электродвигателей напряжением до 1000 В может не производиться.
Значение испытательного напряжения принимается по табл. 64.
Испытаниям подвергается каждая фаза обмотки по отношению к корпусу
и другим заземленным (соединенным с корпусом) фазам. У машин с
параллельными ветвями испытаниям подвергается каждая ветвь по
отношению ко всем другим обмоткам. Ввиду значительного емкостного тока
при испытании обмоток генераторов, синхронных компенсаторов и
некоторых других электрических машин, мощность испытательных и
регулировочных трансформаторов в этих случаях должна быть выбрана с
учетом мощности заряда емкости обмоток.
Для испытания мелких электродвигателей низкого напряжения можно
пользоваться измерительными трансформаторами напряжения.
4. Измерение сопротивления постоянному току:
- обмоток статора и ротора;
Производится у электродвигателей напряжением 3 кВ и выше,
сопротивление обмотки ротора измеряется у синхронных двигателей и
электродвигателей с фазным ротором.
Измеренные значения сопротивлений различных фаз обмоток,
приведенных к одинаковой температуре, не должны отличаться друг от друга
и от исходных данных более, чем на ±2%.
- реостатов и пускорегулировочных резисторов.
-369-
24-3890

Таблица 64
Испытательные напряжения промышленной частоты
для обмоток электродвигателей переменного тока
Испытуемый элемент
Обмотка статора
Отмотка ротора синхронных электро-
двигателей, предназначенных для
непосредственного пуска, с
обмоткой возбуждения, замкнутой на
резистор или источник питания
Обмотка ротора электродвигателя с
фазным ротором
Резистор цепи гашения поля
синхронных электродвигателей
Реостаты и пускорегулировочные
резисторы
Мощность
электро-
двигателя, кВт
40 и более, а
также электро-
двигатели
ответственных
механизмов*
Менее 40
Номинальное
напряжение
электродви-
гателя, кВ
0,4 и ниже
0,5
0,66
2,0
3,0
6,0
10,0
0,66 и ниже
Испытатель-
ное
напряжение,
кВ
1,0
1.5
1.7
4,0
5.0
10,0
16,0
1,0
1,0
1,5 ир** но не
менее 1,0
2,0
1,5 1)р, но не
менее 1,0
* Испытание необходимо производить тотчас после останова электродвигателя
до его очистки от загрязнений.
**11р - напряжение на кольцах при разомкнутом неподвижном роторе и
номинальном напряжении на статоре.
У электродвигателей напряжение 3 кВ и выше производится на всех
ответвлениях. У остальных измеряется общее сопротивление реостатов и
пусковых резисторов и проверяется целостность отпаек.
Сопротивление не должно отличаться от исходных значений более, чем
на ±10%
Измерение сопротивления постоянному току обмоток производится с целью
проверки отсутствия дефектов в соединениях обмотки, а также для получения
исходных данных, необходимых при определении температуры обмотки по
значению сопротивления постоянному току, для определения реактивных
сопротивлений генераторов расчетным путем и других расчетов установившихся
и переходных процессов, требующихся при наладке и в эксплуатации.
Измерения у крупных синхронных машин производятся с особой
тщательностью и максимально возможной точностью. В противном случае
могут быть допущены серьезные ошибки при определении нагрузочной
способности и сделаны другие ошибочные выводы. Измерения
-370-
производятся компенсационным методом, двойным мостом (обмоток
статора) или методом амперметра-вольтметра (обмоток ротора). В
последнем случае класс точности приборов должен быть не ниже 0,5, а
милливольтметр должен подключаться непосредственно к выводам обмоток
до амперметра. Все требования, определяющие точность измерения, в этом
случае должны соблюдаться с особой строгостью.
При измерении сопротивления постоянному току обмоток ротора
синхронных машин, для надежности соединения токовых цепей схемы
измерения с обмоткой ротора используются специальные хомуты с
болтовыми соединениями в местах разъема, надеваемые на предварительно
зачищенные кольца ротора. Концы проводников, используемые для
измерения напряжения, подкладываются перед стягиванием под бандажи.
Температура обмоток измеряется ртутными термометрами или
термодетекторами (в случае крупных машин) не менее, чем в четырех
различных местах статора и ротора, в том числе обязательно в верхних и
нижних точках лобовых частей. За температуру обмоток принимается
средняя из всех произведенных замеров. Измерение производится
несколько раз, а при использовании метода амперметра-вольметра - при
нескольких значениях тока не менее 4-5 раз. За сопротивление постоянному
тетку принимается среднее из всех произведенных измерений.
Согласно требованиям, измеренные значения сопротивления постоянному
току по отдельным фазам не должны отличаться друг от друга более чем на
2%, а по отдельным параллельным ветвям более, чем на 5%. Кроме того,
результаты измерений не должны отличаться от предыдущих результатов, в
том числе заводских измерений, более, чем на 2%. Для удобства оценки и
сравнения измеренные значения сопротивлений приводятся к 15*С.
Значительные отклонения от этих норм указывают на вероятность наличия
плохих паек в лобовых частях статора, а чаще всего в местах подсоединений
обмоток к выводам или в токоподводах ротора. Для выявления плохих паек в
статоре производится прогрев статора постоянным током или током короткого
замыкания от постороннего источника. При прогреве прощупываются рукой
лобовые части и по наиболее нагретому месту определяется дефектная пайка.
Токоподводы ротора проверяются тщательной ревизией их с измерением
сопротивления постоянному току отдельных участков. Дефектный участок
ремонтируется. Измерение сопротивлений постоянному току обмоток
асинхронных электродвигателей, если каждая обмотка не имеет отдельных
выводов и соединение их в звезду или треугольник осуществлено внутри
машины, производится между линейными выводами. Сопротивления
отдельных фаз в этих случаях определяются по формулам:
Яв = иав+мвс~мас ^ Для соединения У;
^АВ
^ав
Нвс
+вАС-
2
+ Яес-
2
+ Вас
2
~^вс
-ВАС I
~&АВ
-371 -

Ял - Яло +
№ав ~ &вс + Нас)(Нав + Явс - Я>
АС
2(Яес + ЯАС - ЯАВ)
= Я,
ВС
(Я4е+Яес-Ялс) (Я,
ее"
+Вас~Ва
&с - НАс +
(Я,
2(Яав~Нвс+Яас)
' ЯдС + ЯАс)(ЯВс + Я^с — Я,
лэ
2(ЯАв + Яес - мАс)
Для соединения А;
Измерение сопротивления постоянному току обмоток ротора
электродвигателей с фазным ротором производится между кольцами
ротора.
5. Измерение зазоров между сталью ротора и статора
Производится, если позволяет конструкция электродвигателя.
У электродвигателей мощностью 1000 кВт и более, у всех
электродвигателей ответственных механизмов, а также у электродвигателей
с выносными подшипниками скольжения, размеры воздушных зазоров в
точка*, расположенных по окружности ротора и сдвинутых относительно друг
друга на угол 90°, или в точках, специально предусмотренных при
изготовлении электродвигателя, не должны отличаться более, чем на 10%,
от среднего размера
6. Измерение зазоров в подшипниках скольжения.
Увеличение зазоров в подшипниках скольжения сверх значений, приведенных
в табл. 65, указывает на необходимость перезаливки вкладыша.
Таблица 65
Максимально допустимые зазоры в подшипниках скольжения
электродвигателей
Номинальный
диаметр вала, мм
18-30
31 -50
51 -80
81 -120
121 -180
181 -260
261 - 360
361 - 600
Зазор, мкм, при частоте вращения, об/мин
до 1000
40 - 93
50-112
65-135
80-160
100-195
120-225
140-250
170-305
от 1000 до 1500
60-130
75-160
95-195
120-235
150-285
180-300
210-380
250 - 440
более 1500
, 140-280
170-340
200 - 400
230 - 460
260 - 530
300 - 600
340 - 680
380 - 760
7. Проверка электродвигателя на холостом ходу или с ненагруженным
механизмом.
Производится у электродвигателей напряжением 3 кВ и выше и
мощностью 100 кВт и более
Ток холостого хода не должен отличаться более, чем на 10%, от значения,
указанного в каталоге или в инструкции завода-изготовителя.
Продолжительность испытания - 1 час.
-372-
8. Измерение вибрации подшипников электродвигателя.
Производится у электродвигателей напряжением 3 кВ и выше и у
электродвигателей ответственных механизмов.
Вертикальная и поперечная составляющая вибрации, измеренные на
подшипниках электродвигателей, сочлененных с механизмами, не должна
превышать значений, указанных в заводских инструкциях. При отсутствии
таких указаний см. табл. 66.
Таблица 66
Максимально допустимая вибрация подшипников
электродвигателя
Синхронная частота
вращения, об/мин
Допустимая амплитуда
вибрации подшипников, мкм
3000
50
1500
100
1000
130
750 и ниже
160
9. Измерение разбега ротора в осевом направлении.
Производится у электродвигателей, имеющих подшипники скольжения,
ответственных механизмов или в случае выемки ротора.
Разбег ротора в осевом направлении не должен превышать 4 мм, если в
заводской инструкции не установлена другая норма.
10. Проверка работы электродвигателя под нагрузкой.
Производится при нагрузке электродвигателя не менее 50% номинальной
у электродвигателей напряжением выше 1000 В. Продолжительность
испытания - 5-10 мин.
11. Гидравлические испытания воздухоохладителя.
Производится избыточным давлением 0,2 - 0,25 МПа (2-2,5 кгс/см2), если
отсутствуют другие указания завода-изготовителя.
12. Проверка исправности стержней короткозамкнутого ротора.
Производится у асинхронных электродвигателей мощностью 100 кВт и более.
Стержни короткозамкнутых электродвигателей должны быть целыми.
13. Испытание возбудителей.
Производится у синхронных электродвигателей в соответствии с
требованиями заводских инструкций.
Кроме обязательных испытаний, перечисленных в п.п. 1-13, бывает
необходимо произвести следующие проверки:
а) проверка полярности обмоток электродвигателей и чередования фаз
синхронных машин.
Полярность обмоток асинхронных машин и чередование фаз синхронных
машин проверяют для того, чтобы определить правильность соединения
обмоток внутри и подсоединения их к выводам машины, а также указать
монтажному персоналу порядок ошиновки выводов для обеспечения
необходимого чередования фаз у генераторов и направления вращения у
электродвигателей и синхронных компенсаторов.
Полярность обмоток асинхронных машин, т.е. правильность заводской
маркировки, определяется с помощью поляромера (рис. 100.) Если
присоединить плюс батареи к началу первой обмотки, а плюс гальванометра
-373-

поочередно к началу второй и третьей обмоток, то в момент замыкания цепи
источника постоянного тока гальванометр, в случае правильной их
маркировки, будет отклоняться влево. Такое отклонение, в отличие от случая
силовых и измерительных трансформаторов, обусловливается сдвигом
обмоток и сердечников машин на 120е (рис. 101). Аналогичная проверка
производится на обмотках всех фаз.
Метод определения чередования фаз
генератора вытекает из принципа
образования электродвижущей силы
(э.д.с.) в генераторе.
Обмотка статора распределяется
равномерно вдоль всей окружности его и
делится на три одинаковые части (фазы)
таким образом, чтобы оси их образовали
угол 120е (при одной паре полюсов угловые
и электрические градусы совпадают). При
направлении вращения ротора, показанном
на рис. 102 стрелкой, что соответствует
принятому согласно ГОСТ левому
вращению, т.е. против часовой стрелки со
стороны турбины, полюсы роторов будут
проходить сначала под одной обмоткой
(фазаД), затем под другой (фаза В) и после
этого - под третьей (фаза С). В каждой из
этих обмоток э.д.с. изменяется по
синусоидальному закону, но так как их оси
сдвинуты на 120е, то одинаковые значения
э.д.с. в обмотках будут повторяться через
каждые 120е (в фазе Д затем в фазе В и
после этого в фазе С).
Последовательность повторения одинаковых значений э.д.с. в трех фазах
обмотки статора определяет чередование фаз э.д.с. генератора.
Чередование фаз имеет значение для параллельной работы генераторов
между собой и с сетью. Очевидно, что параллельно могут работать
генераторы, у которых одинаковое чередование фаз. Кроме того,
чередование фаз нужно знать для правильного подключения
электродвигателей собственных нужд, измерительных приборов, реле
защиты и устройств синхронизации. В силу этого проверка чередования фаз
у монтируемых генераторов имеет особо важное значение.
Выводы всех обмоток генераторов обычно выносятся на доску зажимов.
Проверка чередования фаз производится после установки статора
генератора на фундамент и снятия торцевых щитов. Проверка заключается
в определении, путем прослеживания мест входа в паз, начал всех обмоток
(фаз) статора со стороны выводов. По последовательности чередования этих
мест вдоль окружности расточки статора относительно направления
вращения ротора определяется чередование фаз.
-374-
Т V- 1 1 ФФ
I 8с<с4) |с(с5) ^-1 |
Рис. 100. Схема определения
полярности обмоток
электродвигателей.
Ь0^
Рис. 101. Пояснение метода
определения полярности обмоток
электродвигателей с помощью
поляромера.
Если, идя по окружности статора в направлении вращения ротора, мы
пройдем паз, в который входит начало обмотки фазы Д а затем паз, в
который входит начало обмотки фазы 8, и после этого паз, в который входит
начало фазы С, то чередование фаз будет А-В-С (рис. 102).
В соответствии с установленным чередованием фаз монтажному
персоналу задаются раскраска фаз ошиновки и схема подключения
монтируемого генератора к действующему распределительному устройству.
Направление вращения ротора задается лицом, ответственным за монтаж
турбины, или определяется по расположению лопаток дисков турбины и
лопаток вентилятора ротора.
Выводы обмоток статора генератора и всех других электрических машин
переменного тока, по ГОСТ, маркируются следующим образом: С1, С2, СЗ -
начала обмоток; С4> С5% С6 - концы обмоток. Конец С4 соответствует
обмотке с началом С/, конец С5 - началу С2 и конец С6 - началу СЗ.
Маркировка выводов генераторов и
синхронных компенсаторов производит-
ся заводом без учета направления
вращения ротора, в последовательности
по часовой стрелке, если смотреть на
обмотку со стороны возбудителя (левое
вращение по ГОСТ, если смотреть на
турбоагрегат со стороны турбины).
В системе с нормальным
чередованием фаз А-В-С, генератор с
последовательностью фаз по
Сторона возбудителя направлению вращения ротора С1,С2,
Рис. 102. Схема расположения СЗ должен подключаться к действующей
начальных стержней обмоток статора часуи станции следующим образом:
вырод С1 - к действующим шинам А (Ж);
вывод С2 - к действующим шинам В (3);
вывод СЗ - к действующим шинам С (К).
Во время пусковых операций, когда генератор "Вращается, производится
контрольная проверка чередования фаз, описанная ниже.
Определение направления вращения ротора синхронного компенсатора
производится аналогично определению чередования фаз генератора для
того, чтобы обеспечить нормальную циркуляцию масла в подшипниках.
Определяется последовательность расположения входов в пазы начала всех
трех фаз обмотки статора окружности расточки статора и в соответствии с
этим обеспечивается такое подключение ошиновки от источника напряжения
к статору, чтобы чередование фаз последнего соответствовало
необходимому направлению вращению. *
При расположении «входов» в последовательности 1 -2-3 при движении
по часовой стрелке вдоль расточки, если смотреть на статор со стороны
выводов, для осуществления правого вращения необходимо подсоединить
к выводам 1-2-3 напряжение со стороны системы с чередованием >4-В-С;
для осуществления левого вращения - напряжение с чередованием А-С-В.
-375-
Начало
фазы А
Начало
фазы С
Начало
фазы В

Различные возможные случаи подключения генератора (синхронного
компенсатора) к действующей части электроустановки, в зависимости от
чередования фаз на шинах ее, вытекающие из сказанного, приведены в
табл. 67.
Таблица 67
Выводы
статора,
соединенные
в звезду
С4, С5 и С6
С1,С2иСЗ
Чередование
фаз на
выводах
статора
С1 -С2-СЗ
С1-СЗ-С2
С4-С5- С6
С4-С6- С5
Варианты соединения выводов обмоток статора
генератора (синхронного компенсатора) с шинами
электроустановки, имеющими чередование фаз
Ж(А) - 3(В) - К{С)
1
С1 -Ж
С2-3
СЗ-К
С1 -Ж
С2-К
СЗ'З
С4-Ж
С5-3
Сб-К
С4-Ж
С5-К
Сб'З
2
С1 -3
С2-К
СЗ-Ж
С1 -К
С2-3
СЗ-Ж
С4-3
С5-К
Сб-Ж
С4-К
С5-3
Сб-Ж
3
С1 -К
С2-Ж
СЗ'З
С1 -3
С2-Ж
СЗ-К
С4-К
С5-Ж
С6-3
С4-3
Сб-Ж
Сб-К
Ж{А) - К(В) - 3{С)
1
С1 -Ж
С2-К
СЗ-3
С1 -Ж
С2-3
СЗ-К
С4-Ж
С5-К
Сб'З
С4-Ж
С5-3
Сб-К
2
С1 -К
С2-3
СЗ-Ж
С1 -3
С2-К
СЗ-Ж
С4-К
С5-3
Сб-Ж
С4-3
Сб-К
Сб-Ж
3
С1 -3
С2-Ж
СЗ-К
С1 -К
С2-Ж
СЗ-3
С4-3
С5-Ж
Сб-К
С4-К
Сб-Ж
Сб'З
Определение направления вращения электродвигателей производится
для того, чтобы обеспечить заданное направление вращения приводимых
агрегатов. Правильное направление вращения обеспечивается
подсоединением жил кабелей или ошиновки к выводам, в соответствии со
стандартным чередованием и раскраской фаз, в последовательности:
фаза А (1; Ж) - к выводу С1,
фаза В (2; 3) - к выводу С2,
фаза С (3; К) - к выводу СЗ.
б) проверка изоляции стульев подшипников и маслопроводов.
Подшипник со стороны возбудителя изолируется от фундамента для
устранения паразитных токов.
Эти токи образуются в контуре вал ротора - подшипники - фундаментные
плиты - вал ротора, главным образом, из-за несимметрии магнитного поля
ротора и несимметричного расположения токоподводов к обмоткам статора.
Несимметрия магнитного поля ротора вызывается в машине
неравномерностью воздушного зазора и неодинаковостью в связи с этим
магнитных потоков Ф1 и Фг При вращении ротора эти частичные потоки при
наличии несимметрии магнитного поля периодически, в некоторых пределах
изменяются, причем одновременно один возрастает, другой уменьшается. В
результате в теле ротора возникает э.д.с., которая, при отсутствии изоляции,
может создать токи, препятствующие изменению потоков (рис. 103).
-376-
Рис. 103. Схема образования и протекания токов в подшипниках.
/- изоляция стула подшипника.
Паразитные токи могут проходить через металлические трубы маслопроводов
подшипников, являющиеся обходными путями по отношению к изоляционной
прокладке под стулом подшипника. Поэтому, в дополнение к изоляции стула
подшипника, изолируются также болты и фланцы маслопроводов подшипников
с помощью изоляционных дисков, трубок и шайб.
Изоляция подшипников и маслопроводов проверяется при монтаже (до
укладки вала ротора в подшипники) мегаомметром напряжением не менее
1000 В. Сопротивление изоляции должно быть не менее 1 МОм. Для
проверки изоляции маслопроводов завод закладывает в маслопроводе
специальные изоляционные прокладки.
Если изоляция стула подшипника не проверена до установки ротора, то
для измерения ее сопротивления один конец вала приподнимается краном.
Это делается для того, чтобы исключить обходной путь через вал ротора,
другие подшипники и фундаментную плиту генератора. Часто между слоями
изоляции стульев подшипника прокладывается металлическая прокладка
(фольга). Тогда контроль исправности изоляции можно проводить без
подъема вала.
Проверка изоляции подшипников является простой операцией, но
требует тщательного проведения, так как в период эксплуатации ее контроль
затруднен, а в некоторых новых конструкциях практически невозможен.
В некоторых старых конструкциях генераторов, которые еще
встречаются, стяжные болты, стягивающие активную сталь статора,
расположены в пределах магнитного поля статора. В таких болтах наводится
э.д.с. и могут возникнуть, при нарушении изоляции, паразитные токи. Для
предупреждения ихболты изолируются от корпуса. При нарушении изоляции
через болт и сталь статора будут проходить токи, которые могут вызвать
опасный нагрев болта и прилегающей к нему стали.
Стяжные болты в статоре генератора в отечественных машинах вынесены
за пределы магнитного поля статора. Поэтому они не требуют изоляции от
корпуса.
-377-

У машин, стяжные болты которых проходят в стали статора и имеют
изоляцию, до полной сборки машины изоляция болтов проверяется
мегаомметром 1000 В и испытывается повышенным напряжением 1000 В
промышленной частоты в течение 1 мин.
Сопротивление изоляции стяжных болтов не нормируется, но
практически, при удовлетворительном ее состоянии, оно бывает не менее
нескольких мегаом.
Термодетекторы (термосопротивления) закладываются для измерения
температур в различных местах генератора - на дне пазов (для измерения
температуры стали статора), между стержнями обмоток (для измерения
температуры обмоток) и в различных местах системы вентиляции. Заводом
устанавливаются обычно 12-24 термодетектора.
Рабочие напряжения в цепях термодетекторов настолько малы, что они
не требуют особой изоляции их. Однако цепи термодетекторов охватывают
различные точки генератора, находящиеся в магнитном поле статора, и при
нарушении изоляции могут образовывать контуры, в которых могут
возникнуть токи, опасные для стали. Поэтому при проверке термодетекторов
обращается серьезное внимание на состояние изоляции их соединительных
проводов.
Сопротивление изоляции термодетектора нормируется.
б) Машины постоянного тока.
1. Оценка состояния обмоток.
Машины постоянного тока включаются без сушки при соблюдении
следующих условий:
- машины напряжением до 500 В, если значение сопротивления изоляции
обмоток не менее приведенного в табл. 68.
- машины напряжением выше 500 В, если значение сопротивления
изоляции обмоток не менее приведенного в табл. 68 и значение
коэффициента абсорбции не менее 1,2.
Таблица 68
Наименьшие допустимые сопротивления изоляции обмоток
машин постоянного тока
Температура обмотки, *С
10
20
30
40
50
60
70
75
Сопротивление изоляции Я60 МОм, при номинальном
напряжении машин, В
230
2,7
1,85
1,3
0,85
0,6
0,4
0,3
0,22
460
5,3
3,7
2,6
1,75
1,2
0,8
0,5
0,45
650
8,0
5,45
3,8
2,5
1,75
1,15
0,8
0,65
750
9,3
6,3
4,4
2,9
2,0
1,35
0,9
0,75
900
10,8
7,5
5,2
3,5
2,35
1,6
1,0
0,9
-378-
2. Измерение сопротивления изоляции:
- обмоток;
Сопротивление изоляции обмоток измеряется относительно корпуса при
номинальном напряжении обмотки до 500 В мегаомметром на напряжение
500 В, при номинальном напряжении обмотки выше 500 В - мегаомметром
на напряжение 1000 В.
Измеренное значение сопротивления обмоток должно быть не ниже
приведенных в табл. 68.
В эксплуатации сопротивление изоляции обмоток измеряется вместе с
соединенными с ними цепями и кабелями.
» - бандажей.
Сопротивление изоляции бандажей измеряется относительно корпуса и
удерживаемых им обмоток, вместе с соединенными с ними цепями и
кабелями.
Значение сопротивления изоляции должно быть не менее 0,5 МОм.
Состояние изоляции обмоток машин постоянного тока проверяется у всех
вновь монтируемых машин по такой же методике, как у машин переменного
тока. Отличие только в нормах и объеме. У машин постоянного тока
измеряются сопротивления:
- изоляции обмоток якорей относительно корпуса;
- изоляции бандажей относительно корпуса и соединенных с ним
обмоток;
- изоляции между обмотками возбуждения;
- изоляции дополнительной обмотки, а также компенсационной обмотки
относительно корпуса и других обмоток возбуждения.
Сопротивление изоляции должно быть (при удовлетворительном
состоянии) не менее 0,5 МОм.
Измерение сопротивления изоляции производится мегаомметром 500-1000 В.
Перед измерением все элементы машин очищаются и продуваются сжатым
воздухом. При этом производится осмотр машины и выясняется состояние
обмоток, якоря, полюсов, корпуса, межполюсных соединений, выводов и
присоединений к ним, коллектора, щеткодержателей, щеток. Если в результате
осмотра выявится необходимость обработки коллектора (обточка, шлифовка,
продороживание и т.д.), то это производится до проверки изоляции обмоток.
При неудовлетворительных результатах проверки изоляции обмоток
следует произвести повторные измерения, тщательно проверяя их
правильность, убедиться, что выводы обмоток тщательно очищены от пыли
и грязи и находятся в сухом состоянии. Если неудовлетворительные
результаты повторяются и после такой проверки, то обмотки сушат.
3. Испытание изоляции повышенным напряжением промышленной частоты.
Данное испытание не производится у машин мощнобтью до 200 кВт на
напряжение до 440 В.
Испытательное напряжение для остальных видов машин постоянного тока
выбирается по табл. 69;
Продолжительность испытания - 1 мин.
-379-

Таблица 69
Испытательные напряжения промышленной частоты
для изоляции машин постоянного тока
Испытываемый элемент
Обмотки:
- машин на напряжение до 100 В
- машин на напряжение выше
100 В мощностью до 1000 кВт
- машин на напряжение выше
100 В мощностью более 1000 кВт
- возбудителей синхронных
двигателей и синхронных
компенсаторов
Бандажи якоря
Реостаты и пускорегулирующие
резисторы
Испытательное
напряжение, кВ
1.би„ом + о.8
но не менее 1,2
1.6Ц... + 0.8
0.8 Ц^
но не менее 1,2
и не более 2,8
1
1
Указания
Производится у машин
мощностью более 3 кВт
Для машин мощностью более 3 кВт
Изоляцию можно испытывать
совместно с изоляцией цепей
возбуждения
4. Измерение сопротивления постоянному току.
Измерения производятся при практически холодном состоянии машины.
Измерение сопротивления постоянному току обмоток машин постоянного
тока производятся до их сборки аналогично такому же измерению обмоток
машин переменного тока. Отличие заключается только в измерении
сопротивления постоянному току между коллекторными пластинами обмотки
якоря (проверка состояния паек коллекторных пластин - «петушков»).
Сопротивление параллельных обмоток возбуждения может измеряться
одинарным мостом; обмоток дополнительных полюсов, компенсационной
обмотки, последовательной обмотки возбуждения - двойным мостом.
Измеренные сопротивления обмоток не должны отличаться от заводских
более, чем на ±2%. С особой тщательностью измеряется сопротивление
постоянному току между коллекторными пластинами крупных машин, в том
числе возбудителей синхронных генераторов и компенсаторов, так как плохая
пайка, на выявленная при проверке, может привести к серьезным
повреждениям машины во время работы. Измерение производится между
каждой смежной парой пластин по окружности коллектора методом
амперметра - вольтметра по схеме, приведенной на рис. 104, с помощью
магнитоэлектрического амперметра с пределами измерений 10-20 А и
милливольтметра с пределами измерений 10-60 мВ. Измерения удобно
производить с помощью щупов. При измерениях необходимо иметь в виду
большую индуктивность обмоток якоря и не разрывать цепь тока до
отключения вольтметра, т.е. до снятия щупов с милливольтметром.
-380-
Измерения производятся при токе, достаточном для четкого измерения
напряжения, этот ток поддерживается одинаковым при всех измерениях.
Последнее условие дает возможность не подсчитывать для каждого
измерения сопротивление постоянному
току, а сравнивать измеренные
напряжения. Сопротивление постоянному
току подсчитывается по измеренным току
и напряжению. Результаты проверки
состояния паек «петушков» считаются
удовлетворительными, если сопротивле-
Рис. 104. Схема проверки ния или напряжения при одном и том же
состояния коллекторных пластин токе в якоре не отличаются более, чем на
машин постоянного тока. 10%. Пайка «петушков», для которых
получены большие отклонения, считается дефектной и требует переделки.
В некоторых случаях при наличии в обмотке уравнительных соединений
(наличие их проверяется по заводской документации) могут иметь место
закономерные отклонения отдельных результатов в пределах 20-30%. Кроме
измерения сопротивлений постоянному току отдельных паек, у якоря
измеряется сопротивление постоянному току всей его обмотки в целом.
Измерение производится между коллекторными пластинами, находящимися
одна от другой на расстоянии по коллектору:
где А/' - полное число пластин по коллектору; 2р - число пар полюсов.
У возбудителей турбогенераторов, имеющих сложную волновую обмотку,
кроме перечисленных измерений, для выявления дефектных паек и витковых
замыканий рекомендуется производить измерения между пластинами,
отстоящими одна от другой на расстоянии шага по коллектору - ук. У
возбудителей отечественного производства, имеющих четыре полюса, это
расстояние между диаметрально противоположными точками по коллектору.
Схема соединения обмоток якоря и шаг по коллектору определяются по
заводским инструкциям и чертежам. В процессе измерений шаг по
коллектору ук уточняют, имея в виду, что сопротивление постоянному току
секции обмотки, измеренное между пластинами, отстоящими по коллектору
на расстояние, определяемое шагом, всегда меньше, чем между соседними
пластинами. Температура обмоток машин постоянного тока специально не
измеряется, а определяется по температуре окружающего воздуха. Все
результаты приводятся к температуре 15РС и сравниваются с результатами
заводских измерений. Отклонений от результатов заводских измерений не
должно быть, незначительная разница может быть лииЗь за счет метода
измерений и класса приборов, используемых при измерениях на заводе и
на месте монтажа. После полной сборки машины постоянного тока повторно
измеряется сопротивление постоянному току всех обмоток для проверки
качества сборки и получения исходных данных для последующих
-381 -

эксплуатационных проверок, при этом сопротивление обмотки якоря, чаще
всего, измеряется совместно с сопротивлениями компенсационной обмотки
и обмотки дополнительных полюсов, если соединение между ними не
выведено на доску зажимов, при вставленных щетках и нескольких
положениях якоря (за результат принимается средний результат из всех
измерений).
У реостатов и пускорегулирующих резисторов производятся измерения
на каждом ответвлении Результаты не должны отличаться от заводских
более, чем на ±10%.
Нормативные значения отклонений сопротивления постоянному току
машин постоянного тока представлены в табл. 70.
Таблица 70
Норма отклонения значений сопротивления постоянному
^ току элементов машин постоянного тока
Испытываемый элемент
Обмотки возбуждения
Обмотка якоря (между
коллекторными плас-
тинами)
Реостаты и пускорегу-
лирующие резисторы)
Норма
Значения сопротивлений обмоток не
должны отличаться от исходных
значений более, чем на 2%
Значения измеренного сопротивления
должны отличаться не более, чем на
10%, за исключением случаев, когда
это обусловлено схемой соединения
Не должно быть обрывов цепей
Указания
Измерения произ-
водятся у машин
мощностью более
3 кВт
5. Снятие характеристик холостого хода и испытание витковой изоляции.
Характеристика холостого хода снимается у генераторов постоянного
тока. Подъем напряжения производится до значения, равного 130%
номинального.
Отклонение снятой характеристики от заводской не нормируется.
При испытании витковой изоляции машин с числом полюсов более
четырех, среднее напряжение между соседними коллекторными пластинами
не должно быть выше 24 В. Продолжительность испытания витковой
изоляции - 3-5 мин.
Опробование генератора постоянного тока начинается после разворота
его до номинальной частоты вращения при полностью введенном реостате
возбуждения. Постепенно выводя реостат, наблюдают за плавностью
изменения напряжения по щитовым приборам, после чего снимаются
характеристики.
Снятие характеристики холостого хода производится для проверки
общего состояния магнитопровода и обмоток, а также паспортных данных.
Характеристика представляет собой зависимость э.д.с. генератора от тока
возбуждения. Для снятия характеристики в цепи обмотки возбуждения
устанавливается лабораторный шунт (соответствующий максимальному току
-382-
возбуждения), к которому подсоединяется милливольтметр с пределами,
соответствующими указанным на шунте. Напряжение на якоре измеряется
вольтметром постоянного тока. При ответственных испытаниях, какими
являются испытания возбудителей синхронных генераторов и
компенсаторов, приборы должны быть класса точности 0,2 - 0,5; в менее
ответственных случаях (зарядные агрегаты и т.п.) могут применяться
приборы класса точности 0,5 - 1.
Характеристика снимается при устойчивой частоте вращения первичного
двигателя (или турбины - у возбудителей генераторов) плавным поднятием
тока возбуждения с помощью регулировочного реостата возбуждения
(шунтового реостата) до максимальной э.д.с. при полностью выведенном
реостате возбуждения, затем плавным снижением его до нуля с измерением
установившегося тока возбуждения и напряжения на отдельных ступенях
(должно быть не менее 15-20 точек в каждой ветви).
Не допускаются уменьшение возбуждения при увеличении напряжения
и, наоборот, увеличение его при уменьшении напряжения, во избежание
получения искаженных результатов из-за остаточного магнитного потока
предшествующего режима. При увеличении возбуждения снимается
восходящая ветвь характеристики, при снижении его - нисходящая. Частота
вращения контролируется тахометром или частотомером, включаемыми на
остаточное напряжение статора генератора. В случае невозможности
обеспечить устойчивую частоту вращения результаты пересчитываются.
По результатам измерений строятся характеристики. За исходную
характеристику принимается средняя, и она сравнивается с результатами
заводских проверок или характеристиками аналогичных машин. Отклонений
от заводских данных не должно быть. Характеристики холостого хода
снимаются при поочередном питании током всех обмоток возбуждения. Для
полного контроля за всеми элементами возбудителя синхронных машин при
снятии характеристик возбудителя часто, в дополнение к описываемым,
производится еще измерение контрольным вольтметром напряжения на
обмотке возбуждения.
У электродвигателей постоянного тока характеристики не снимаются.
Окончательная оценка состояния двигателей производится по результатам
опробования их в действии, нормальному развороту, отсутствию вибрации,
биений, чрезмерных перегревов и т.п. При опробованиях электродвигателей
постоянного тока обращается внимание на диапазон регулирования частоты
вращения, который должен удовлетворять технологическим требованиям,
правильность выбора пусковых сопротивлений, работу щеток и т.д. При
необходимости подрегулировки частоты вращения можно делать это,
несколько смещая щетки с нейтрали, но при условии сохранения
безыскровой коммутации.
-383-

О 2 4 6 8 10 12 14 16 А
Рис. 105. Характеристика холостого хода возбудителя синхронного генератора
типа ВТ 170-30000.
/ - нисходящая ветвь х. х. х.; 2 - восходящая ветвь х. х. х.;3- усредненная х. х. х.;
Примерный вид характеристик холостого хода возбудителя синхронного
генератора представлен на рис. 105.
6. Измерение воздушных зазоров под полюсами.
Измерение производится у генераторов, а также у электродвигателей
мощностью более 3 кВт.
Зазоры в диаметрально противоположных точках не должны отличаться
один от другого более, чем на ±10% среднего зазора.
7. Проверка работы машины на холостом ходу.
Ток холостого хода не нормируется, оценивается рабочее состояние
машины.
Производится проверка в течение не менее 1 ч.
8. Определение пределов регулирования частоты вращения.
Производится на холостом ходу и под нагрузкой у электродвигателей с
регулируемой частотой вращения.
Пределы регулирования должны соответствовать технологическим
данным механизма.
В процессе эксплуатации, кроме проверок и испытаний, обязательных
для машин постоянного тока, указанных в п.п. 1 -8, производятся следующие
дополнительные испытания - проверка полярности и согласования обмоток
машин постоянного тока.
Стандартное обозначение выводов обмоток машин постоянного тока
приведено в табл. 71. В основу обозначений положено условие, что при правом
вращении машины постоянного тока в режиме двигателя (т.е. по часовой
стрелке, если смотреть на машину со стороны приводного конца) ток в его
обмотке проходит от начала 1 к концу 2. Основные случаи согласования
обмоток машин постоянного тока, в зависимости от режима работы и
направления вращения в соответствии с заводской маркировкой, приведены
на рис. 106. Исходя из этого в режиме генератора ток во всех обмотках, кроме
включаемых специально на размагничивание и обмоток возбуждения, при
правом вращении должен проходить от конца 2 к началу 1.
-384-
аинэЯжЛдеов
ЭОНЯ1/Э1Г
-1/ес1ец
эинэХГжАдеов
эоновшоо
эоннетэмэ
385-
эинеУжАдеов
эоннэноимв
-овиюйи
эоннетэпэ
25-3890

н
Рис 107 Правильное
соединение катушек основных
полюсов возбуждения
Н1 - Н6 - начала обмоток;
К1 - Кб - концы обмоток.
При новых включениях машин постоянного
тока, используемых в качестве возбудителей,
проверяется соответствие полярностей
обмоток заводским обозначениям выводов,
правильность внутренних соединений, а также
чередование основных и дополнительных
полюсов для данного направления вращения,
что важно для обеспечения безыскровой
коммутации во время работы.
Проверка чередования главных полюсов
производится внешним осмотром на
разобранном возбудителе. Задаваясь условно
каким-либо направлением тока, следят за
направлением прохождения его по обмоткам и по
правилу буравчика определяют полярность
полюсов. За каждым северным полюсом должен
следовать южный и наоборот (рис. 107).
Таблица 71
Наименование обмоток
Обмотка якоря
Компенсационная обмотка
Обмотка добавочных полюсов
Последовательная обмотка возбуждения
Параллельная обмотка возбуждения
Пусковая обмотка
Уравнительный провод и уравнительная обмотка
Обмотки особого назначения
Обозначение выводов
Начало
Я1
К1
Д1
С1
Ш1
П1
У1
01; 03
Конец
Я2
К2
Д2
С2
Ш2
П2
У2
02; 04
Проверка чередования главных и дополнительных полюсов возбудителей
может производиться на разобранной машине с помощью вспомогательной
рамки. Для этого, в соответствии со схемой на рис. 108, к основной
(параллельной) обмотке возбуждения подключается переносная
аккумуляторная батарея 6-12 В через рубильник, а к поверхности основного
полюса прикладывается рамка, сделанная из нескольких витков провода
небольшого сечения. К концам рамки подключается чувствительный
гальванометр. При кратковременном включении рубильника в первый
момент в рамке наводится э.д.с. и стрелка гальванометра отклоняется.
Повторив для уверенности опыт несколько раз, замечают знак отклонения
гальванометра. Затем рамка с подключенным гальванометром переносится
(той же плоскостью) на поверхность предыдущего по направлению вращения
якоря дополнительного полюса, а батарея переключается на выводы обмотки
дополнительного полюса. При включении батареи вновь замечается
направление отклонения стрелки гальванометра и сравнивается с
отклонением в предыдущем опыте. Если оно такое же, то это значит, что для
-386-
Рис. 108. Схема проверки чередова-
ния основных и дополнительных
полюсов на разобранном возбудителе
с помощью вспомогательной рамки.
данного направления вращения якоря
выводы основной обмотки и обмотки
дополнительных полюсов, к которым
подключался один и тот же зажим
батареи («+», или «-»), однополярны.
При сборке возбудителя следует
обмотку дополнительных полюсов и
главную (параллельную) обмотку
включать в схему таким образом,
чтобы в них при работе возбудителя
проходил ток от одних однополярных
зажимов к другим, например от Ш1 к
Ш2 и от Д1 к Д2 для правого вращения
и от Ш2 к Ш1 и от Д2 к Д1 для левого
вращения. Во избежание перемагни-
чивания полюсов возбудителя плюс
батареи следует подключать к
соответствующему зажиму основной
обмотки: Ш2 - для левого вращения и
Ш1 -правого.
N I
ДОП
Д1 Д2
Рис. 109 Схема проверки правильности соединения обмоток якоря,
дополнительных полюсов и компенсационной.
Правильность соединения обмоток якоря, дополнительных полюсов и
компенсационной можно проверить на собранной машине. Для этой цели в
зазор между дополнительным полюсом и якорем вставляется рамка с
гальванометром, как при определении чередования основных и
дополнительных полюсов, а к обмоткам якоря и дополнительных полюсов
-387-

поочередно кратковременно подключается аккумуляторная батарея
(рис. 109). При противоположных отклонениях гальванометра
однополярными зажимами следует считать те, к которым подключался один
и тот же зажим батареи. При сборке возбудителя в этом случае следует
соединять вместе разнополярные зажимы, например Я2 сД1, чтобы ток в
обмотках якоря и дополнительных полюсов проходил от одних однополярных
зажимов к другим. При наличии в машине компенсационной обмотки
импульс от аккумуляторной батареи подается на обмотку дополнительных
полюсов и компенсационную обмотку, соединенные вместе (соединение их
осуществляется заводом внутри машины). В этом случае устанавливается
правильность включения обеих обмоток дополнительных полюсов и
компенсационной по отношению к обмотке якоря. Правильность соединения
обмоток дополнительных полюсов (и компенсационной при ее наличии) с
обмоткой якоря можно проверить переменным током. Для этого через
обмотки, соединенные последовательно (рис. 110), подается переменный
ток от сети 220 В, и реостатом Я устанавливается ток, достаточный для
измерения падения напряжения на обмотках. По измеренным току и
напряжению определяется сопротивление переменного току 2. Измерение
повторяется при изменении полярности обмоток относительно обмотки
якоря. Правильным согласованием будет такое, при котором г наименьшее.
Это следует из того, что при правильном согласовании обмоток магнитные
потоки, создаваемые якорем и обмотками дополнительных полюсов и
компенсационной (при наличии ее), направлены встречно, следовательно,
результирующий поток меньше, чем он был бы при одинаково направленных
потоках, а сопротивление переменному току цепи с обмоткой
пропорционально потоку, связанному с обмоткой. При этой проверке
одновременно выявляется наличие витковых замыканий в обмотках.
Правильность соединения компенса-
ционной обмотки и обмотки дополнительных
1 Я1^-^я2 I полюсов устанавливают прослеживанием
о \^—1<ГГ>1<2^лТГП^\ соединений на разобранной машине
аналогично тому, как это делается при
проверке чередования главных полюсов, т.е.
задаваясь условным направлением токов и
ААЛ „ пользуясь правилом буравчика. Если
Рис. 110. Проверка правиль- сое'еНие обмоток осуществляется на
ности соединения обмоток соединение оомоток осуществляется на
дополнительных полюсов и сбоРке заЖимов, правильность соединения
компенсационной с обмоткой их устанавливается индуктивным методом -
якоря переменным током. подачей импульсов от батареи на одну их них
и определением направления отклонения
стрелки гальванометра, подключаемого к другой из них. Плюс батареи и
плюс гальванометра при проверке должны подключаться к выводам Д7, К1.
Они однополярны, если отклонения гальванометра в обоих случаях
положительны, и в этом случае соединяют вместе разнополярные выводы,
т.е. Д2 с К1.
-388-
Определение полярности выводов якоря (щеток) производится для
правильного подсоединения к возбудителю измерительных цепей и
различных устройств, связанных электрически с цепями возбуждения
генератора. Согласно ГОСТ, положительными для правого вращения должны
быть выводы якоря Я1 и обмотки возбуждения Ш1. Это может проверяться
двумя способами.
1-й способ. Плюс батареи (постороннего источника) подключается к Ш1
или Ш2 в зависимости от направления вращения якоря. К выводам якоря
подключается милливольтметр (плюс прибора соединяется с выводом Я7),
и якорь резко приводится во вращение. Если заводская маркировка
правильна, то милливольтметр отклонится в правую сторону. В противном
случае внешние цепи подключают, исходя из установленной при проверке
полярности.
2-й способ применяют, когда якорь нельзя привести во вращение. К якорю
возбудителя между коллекторными пластинами, в точках, равноотстоящих
от разноименных смежных щеток (рис. 111), с помощью щупов подключается
милливольтметр. В момент подключения батареи к обмотке возбуждения с
соответствующей заводской маркировке полярностью в обмотке якоря (на
основе закона электромагнитной индукции) возникает противо-э.д.с,
имеющая в отдельных проводниках знаки, показанные в кружках на рисунке.
Знак э.д.с.в обмотке рабо-
тающей машины
N
Я2
Е3>
Ш1
* 1
Рис. 111. Определение полярности
выводов якоря.
Рис. 112. Проверка чередования
основных и дополнительных полюсов
на собранном возбудителе.'
-389-

Знаки э.д.с. проводников будут такими, как будто физическая нейтраль,
имеющая место при работе машины, сместилась по направлению вращения
якоря на половину полюсного деления (совпала с направлением потока
основных полюсов). Если при этом милливольтметр, подключенный по линии
соответствующей образовавшейся физической нейтрали, отклонится
вправо, то полярность э.д.с. в точке (а) положительна, а в точке (б)
отрицательна. Полярность щеток соответствует полярности той же точки (а
или б) коллектора, которая расположена ближе к ней против движения якоря.
Проверка чередования основных и дополнительных полюсов на собранной
машине. Проверка производится по схеме на рис. 112 в том случае, если она
не производилась на разобранной машине. Поочередно к параллельной
обмотке возбуждения и обмотке дополнительных полюсов, с
соответствующей рисунку полярностью, подключается батарея. В обоих
случаях в обмотке якоря образуется противо-э.д.с. аналогично тому, как это
имело место при определении полярности щеток (рис. 111). В первом случае
замечают направление отклонения стрелки милливольтметра, подключенного
к коллектору под дополнительным полюсом (учитывая, что в действительности
стержень обмотки якоря, находящийся под основным полюсом, из
конструктивных соображений соединяется с пластиной коллектора,
находящейся под дополнительным полюсом); во втором случае замечают
отклонение стрелки милливольтметра, смещенного одноименными концами
по коллектору под ближайший против движения якоря, основной полюс. Если
отклонение стрелки милливольтметра в обоих случаях одинаково, то
однополярными зажимами для данного направления вращения следует
считать те, к которым подключался один и тот же зажим батареи. Данный
способ проверки чередования принципиально не отличается от способа
проверки с помощью вспомогательной рамки на разобранной машине. Роль
рамки в этом случае играет обмотка якоря. У электродвигателей постоянного
тока согласование обмоток проверяется опробованием и наблюдением за
искрением. При необходимости производится проверка, аналогичная
описанной выше. Имеется в виду, что полярность дополнительных полюсов у
электродвигателей должна быть такой, как у предыдущего по направлению
вращения якоря основного полюса, что следует из физической картины
искажения поля в машине из-за реакции якоря.
Установка щеток машин постоянного тока на нейтраль.
Щетки, исходя из условий нормальной коммутации и с учетом наличия у
машин постоянного тока дополнительных полюсов, устанавливают всегда
строго по геометрической нейтрали. Установка щеток проверяется
индуктивным методом с помощью милливольтметра и аккумуляторной
батареи. Для этого милливольтметр подсоединяется к щеткам,
аккумуляторная батарея подключается через рубильник к параллельной
обмотке возбуждения. При кратковременных включениях батареи,
перемещая щеточную траверсу (предварительно ослабив крепящие винты),
находят такое ее положение, при котором отклЪнение стрелки
милливольтметра минимально. Установка проверяется при нескольких
-390-
положениях якоря, во избежание случайного результата из-за возможного
несимметричного расположения обмотки якоря по отношению к щеткам. При
симметричном расположении обмотки якоря должны иметь место четкие
нулевые показания милливольтметра при положении щеточной траверсы на
геометрической нейтрали. В этом положении траверса закрепляется
винтами, и после этого производится контрольная проверка.
Особенности пуска синхронных компенсаторов - СКи электродвигателей.
Существует много различных схем пуска синхронных компенсаторов и
электродвигателей. Наиболее часто применяется (для синхронных
компенсаторов) асинхронный пуск с реактором (рис. 113). В этом случае для
пуска синхронного компенсатора на него подается пусковым выключателем
напряжение от сети через реактор, ограничивающий пусковой ток. После
разворота и достижения скольжения, при котором возможно втягивание в
синхронизм, реактор шунтируется выключателем.
Пуск осуществляется автоматически с помощью кнопки «Пуск». Возможен
также и ручной пуск. В последнем случае операция начинается с обеспечения
циркуляции масла в маслосистеме, циркуляции воды в газоохладителях,
пуска возбудительного агрегата, если он устанавливается отдельно, и с
установки реостата возбуждения в положение, соответствующее
минимальному току возбуждения компенсатора, при котором не
потребляется реактивный ток. При любой системе пуска (автоматический
или ручной) в схемах управления и пуска предусматриваются блокировки,
при которых невозможно включение компенсатора без подготовительных
операций, для исключения ошибочных операций и выхода из строя машин.
В схемах реакторного пуска с
возбудителем, находящимся на одном валу
с ротором, включение автомата гашения
поля - АГП - осуществляется с начала
операции, для обеспечения
самовозбуждения по мере увеличения
частоты вращения ротора и успешного
втягивания в синхронизм.
Основным испытанием при первом
пробном пуске СК является осциллографи-
рование процесса пуска. По результатам
осциллографрования анализируются
правильность пуска, работа отдельных
элементов автоматики, поведение СК и
возможность нормальной эксплуатации его.
На рис. 114 показаны осциллограммы
реакторного пуска СК 30 МВА, 10,5 кВ с
возбудителем, находящимся на одном валу
с ротором. Из анализа осциллограмм можно
выявить следующее.
Рис. 113. Схема пуска
синхронных компенсаторов
и электррдвигателей
с реактором.
-391 -

При начальном напряжении на выводах статора 0,4 (Ун пик тока в статоре
составляет 2,4 /н, а начальное значение тока в обмотке возбуждения
составляет всего 0,1 /в н. Асинхронный режим с характерными импульсациями
тока статора, связанными с переменным индуктированным током в обмотке
возбуждения, устанавливается через 1-1,5 с после включения. Ротор к этому
времени сделал около четверти первого оборота, а в обмотках статора и
ротора закончился начальный период пуска, сопровождающийся
характерными апериодическими составляющими токов в них. Примерно
через 19 с частота вращения достигает половины синхронной, что
характеризуется временным прекращением пульсации тока статора.
Асинхронный режим длится 28 с. К этому времени заметно снижается ток
статора, и в результате этого уменьшается падение напряжения на реакторе
и, соответственно, увеличивается напряжение на выводах статора.
После 28 с начинается период качаний ротора, характеризующийся
переходом тока, индуктированного в обмотке ротора, от переменного, с
быстро увеличивающимся периодом, но с постоянной амплитудой, к
переменному, с быстро уменьшающейся амплитудой, но постоянной
частоты. К 35-й с период качаний заканчивается, что характеризуется
затуханием индуктированного тока в обмотке возбуждения и пульсаций тока
статора. Последний спадает до /в, соответствующего режиму реактивного
двигателя при отсутствии тока возбуждения. По мере увеличения тока
возбуждения до /0, за счет самовозбуждения при увеличивающейся частоте
вращения ротора СК, ток / спадает до наименьшего значения /0, что
характеризует правильную установку резистора возбуждения в положение
пуска и указывает на втягивание ротора в синхронизм. В этот момент
включается выключатель В2. Толчок тока незначителен, так как к этому
времени напряжение на выводах статорам на шинах почти уравнивается.
И Включение А*ГП\
! и Включение выключателя В1
1С
2,5
2,0
1,5
1,0
0,5
к
'р
0,4
0,3
02\
0,1
■2Г
ииг0\
оК--
^-4 . .
Напряжение шин подстанции
^^Н^пряжениена выво/щхстатора компенсатора
Шспюче]
[\ние
}выклю
—I
В2
1,0
0{5
0
О
0,5
1,0
30 35 40 45 с
Рис. 114. Осциллограмма реакторного пуска синхронного компенсатора.
-392-
В общем случае снятие характеристик короткого замыкания и холостого
хода СК необязательно. В отдельных случаях они снимаются "на выбеге",
т.е. после отключения СК от сети, производством измерений в период, пока
частота вращения снижается.
Пусковые испытания асинхронных электродвигателей сводятся, в
основном, к опробованию схемы прямого пуска и визуальной оценке
поведения двигателя в первый момент пуска и в начальный момент после
втягивания в синхронизм.
ХАРАКТЕРНЫЕ НЕИСПРАВНОСТИ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ
ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЕЙ
Неисправности асинхронных электродвигателей.
1.Искрение щеток и обгорание контактных колец. Щетки искрят;
некоторые щетки и их арматура сильно нагреваются и обгорают.
Причины:
- щетки плохо пришлифованы. Необходимо пришлифовать щетки к
контактным кольцам стеклянной шкуркой;
- щетки не могут свободно двигаться в обойме щеткодержателя, что
ухудшает контакт между контактными кольцами и щетками. Следует
поставить щетки такого размера, чтобы они свободно перемещались и не
зажимались в обойме щеткодержателя; в случае надобности пришлифовать
щетки; нормальный зазор между щеткой и обоймой составляет 0,2-0,3 мм;
- Контактные кольца и щетки загрязнены. Необходимо контактные кольца
и щетки очистить от грязи и протереть их чистой неволокнистой тряпкой,
слегка смоченной бензином. Устранить причины попадания масла из
подшипников;
- контактные кольца имеют неровную поверхность или бьют. Необходимо
отшлифовать или обточить контактные кольца;
- щетки слабо прижаты к контактным кольцам. Необходимо
отрегулировать нажатие щеток по заводским нормам;
- поставлены щетки несоответствующей марки. Поставить щетки
согласно предписанию завода-изготовителя;
- ток неравномерно распределяется между отдельными щетками. Это
может иметь место из-за плохого контакта в цепи щеткодержателей и
токопроводов, неодинакового нажатия щеток или применения щеток
различных марок. Необходимо проверить и исправить все контакты
траверсы, токоподводов, щеткодержателей и щеток. Отрегулировать
равномерное нажатие щеток соответственно применяемой марке щеток.
Применять щетки только одной марки. В случае невозможности получения
одинаковых щеток для всего электродвигателя, распределить щетки таким
образом, чтобы на каждом кольце были поставлены щет^и одной марки.
2. Активная сталь статора равномерно перегрета, хотя нагрузка
электродвигателя не превышает номинальной.
Причина: напряжение сети выше номинального. Необходимо снизить
напряжение сети до номинального или усилить вентиляцию
-393-

электродвигателя, запросив завод-изготовитель о способах ее усиления.
Если и после усиления вентиляции перегрев будет выше допустимого и
возникнет опасение за бесперебойную работу электродвигателя, то
заменить электродвигатель другим, соответствующим напряжению сети.
3. Наблюдается повышенный местный нагрев активной стали при
холостом ходе электродвигателя и номинальном напряжении сети.
Причины:
- между отдельными листами активной стали имеются местные
замыкания, вызванные заусенцами, образовавшимися при опиловке, или же
из-за задевания ротора о статор во время работы электродвигателя.
Необходимо удалить заусенцы, обработать места замыкания напильником,
разъединить листы стали и покрыть их изоляционным лаком;
- нарушена изоляция между стяжными болтами и активной сталью (в
электродвигателях старых конструкций). Необходимо исправить изоляцию
стяжных болтов или заменить поврежденные болты новыми; в большинстве
случаев для этого необходимо произвести частичную или полную перемотку
обмотки статора;
- зубцы активной стали в отдельных местах выгорели и оплавлены
вследствие коротких замыканий в обмотке статора или пробоя обмотки на
корпус. Необходимо вырубить или вырезать поврежденные места. Между
отдельными листами проложить тонкий электрокартон или пластинки слюды и
покрыть их изоляционным лаком. Такой способ ремонта обычно дает хорошие
результаты при тщательном изолировании друг от друга отдельных листов стали
для предотвращения образования новых внутренних замыканий. До укладки
обмотки необходимо активную сталь статора испытать на отсутствие замыканий
между листами. Испытание проводится с помощью намагничивающей обмотки,
питаемой однофазным током при индукции в стали, равной 1 Тл. Отсутствие
местных перегревов в стали свидетельствует об удовлетворительном ремонте.
4. Наблюдается общий равномерный 'перегрев всей обмотки статора.
Причины:
- электродвигатель перегружен или у него нарушена нормальная
вентиляция;
- напряжение на зажимах электродвигателя ниже номинального,
вследствие чего электродвигатель при номинальной мощности перегружен
током. Необходимо повысить напряжение до номинального или уменьшить
нагрузку до номинального тока. Обмотка статора соединена не звездой, а
треугольником. Необходимо соединить обмотку статора звездой.
5. Обмотка статора местами нагревается. Сила тока в отдельных фазах
неодинакова. Электродвигатель гудит и развивает пониженный крутящий
момент.
Причины:
- замыкание обмотки одной фазы на землю в двух местах;
- неправильно соединены катушки одной фазы, одна или несколько
катушек "перевернуты";
-394-
- короткое замыкание между двумя фазами. Необходимо найти место
короткого замыкания. Поврежденное место отремонтировать или же
перемотать поврежденную часть обмотки.
6. Электродвигатель не идет в ход.
Причина: отсутствует ток в статоре, что объясняется перегоранием
предохранителей или отказом в работе автоматического выключателя
вследствие его неисправности. Необходимо поставить новые
предохранители или исправить автоматический выключатель.
7. Электродвигатель не идет в ход, а при разворачивании от руки
работает толчками и гудит.
Причина: обрыв одной фазы сети или внутренний обрыв в обмотке
статора при соединении фаз звездой. Если обрыв фазы произошел во время
работы электродвигателя, то частота вращения его понижается, а сила тока
настолько увеличивается, что может перегореть обмотка у статора или
ротора. В этом случае необходимо проверить вольтметром напряжение на
зажимах статора. Если имеется обрыв в одной фазе сети или напряжение
во всех трех фазах несимметрично, то устранить неисправность сети, а если
сеть исправна, то необходим ремонт электродвигателя.
8. Электродвигатель не идет в ход, несмотря на то , что напряжение на
зажимах статора номинальное; сила тока во всех трех фазах статора
одинаковая; все три напряжения на кольцах, измеренные при неподвижном
разомкнутом роторе, равны.
Причины:
- обрыв в двух или трех фазах пускового реостата или в соединительных
проводах между ротором и пусковым реостатом. Следует отыскать при
помощи мегаомметра или индикатора напряжения место обрыва и
исправить;
- сильное одностороннее притяжение ротора к статору из-за большой
разработки вкладышей подшипников, смещения подшипниковых щитов или
подшипниковых стояков.
9. При номинальной нагрузке электродвигатель вращается с частотой,
не достигающей номинальной.
Причины:
- напряжение на зажимах электродвигателя понижено. Напряжение на
зажимах необходимо повысить до номинального или, если это невозможно,
уменьшить нагрузку во избежание перегрева электродвигателя;
- плохой контакт в цепи ротора;
- велико сопротивление в цепи ротора. Необходимо увеличить сечение
проводов в цепи ротора; исправить реостат, перенести пусковой реостат
ближе к электродвигателю;
- обмотка статора вместо треугольника соединена звездой. Необходимо
обмотку статора соединить треугольником.
-395-

10. Электродвигатель плохо идет в ход и гудит; сила тока во всех трех фазах
различна и при холостом ходе электродвигателя превышает номинальную.
Причины:
- одна фаза обмотки статора "перевернута". Это бывает у электродвигателей,
имеющих шесть выводов обмотки, и случается в результате неправильного
соединения между собой выводов на доске зажимов или в результате
неправильной маркировки выводов. Необходимо соединить провода на доске
зажимов согласно схеме соединения, приложенной к электродвигателю, а при
отсутствии ее - по буквенным обозначениям выводов обмотки;
- неправильное соединение переключателя электродвигателей с
короткозамкнутым ротором, пуск которых производится переключением
обмотки статора со звезды на треугольник. Необходимо проверить и
правильно соединить переключатель с двигателем.
11. Одностороннее притяжение ротора. Во время работы
электродвигателя происходит задевание ротора за статор.
Причины:
- нарушена правильность зазора между статором и ротором вследствие
износа вкладышей подшипников, смещения подшипниковых щитов,
неправильной установки подшипниковых стояков, деформации стали ротора
или статора, изгиба вала. Необходимо проверить зазор между шейками и
вкладышами и, в случае надобности, перезалить вкладыши или заменить их
новыми; выверить зазор между ротором и статором; при отсутствии
установочных штифтов в подшипниковых щитах или подшипниковых стояках
поставить их; при деформации стали статора опилить ее острые углы
напильником, избегая, однако, при этом образования заусенцев; при
деформации стали ротора обточить его или отшлифовать наждачным кругом;
проверить вал;
- ротор плохо отбалансирован. Необходимо ротор отбалансировать;
- межвитковое замыкание в обмотке статора или неправильное
соединение фаз статора. Это нарушает симметрию магнитного потока, и
ротор подвергается одностороннему притяжению. При этом ротор
притягивается к станине статора, противоположной повреждению, так как в
дефектном месте магнитный поток будет ослаблен размагничивающим
действием короткозамкнутой части обмотки.
12. Ненормальный шум в машине. Электродвигатель сильно гудит. Сила
тока во всех фазах различна. Нагрев обмотки статора неравномерен.
Причины: короткое замыкание в обмотке статора; обмотки статора
соединены неправильно; число витков в отдельных катушках обмотки статора
неодинаково. Гудение наблюдается только в случае наличия параллельных
ветвей в обмотке и при соединении фаз треугольником. Необходимо
отсоединить все три фазы и параллельные ветви друг от друга. Поочередно
дать в каждую фазу (при последовательном соединении всех катушек) или в
каждую ветвь (при параллельном соединении катушек) переменный ток и
измерить вольтметром напряжение на отдельных группах катушек. В группах,
имеющих меньше витков, напряжение будет меньше, чем в других. Наибольшая
-396-
допустимая разность напряжений на отдельных группах катушек не должна
превышать 5%. Испытание допустимо как при вставленном, так и при вынутом
роторе. При вставленном и разомкнутом фазном роторе испытание можно
производить при номинальном напряжении. При вынутом роторе или же
вставленном короткозамкнутом роторе напряжение, подведенное к статору, не
должно превышать 15-20% номинального напряжения двигателя. Можно также
произвести проверку числа витков катушек статора, питая электродвигатель
со стороны ротора (при фазном роторе).
13. Электродвигатель работает нормально, но слышится гудение. Сила
тока во всех трех фазах одинакова.
Причина: катушечные группы распределены несимметрично при наличии
параллельных ветвей в обмотках статора. Несимметричное распределение
особенно резко сказывается при неравномерности зазора между статором
и ротором, вызывая иногда вибрацию машины. Необходимо тщательно
выровнить зазор между ротором и статором.
14. При пуске электродвигателя происходит перекрытие контактных
колец электрической дугой. У электродвигателей с регулировкой частоты
(т. е. с постоянно налегающими щетками) перекрытие происходит иногда и
во время работы электродвигателя.
Причины:
- контактные кольца и щеточный аппарат загрязнены маслом, медно-
угольной и другой пылью. При невнимательной эксплуатации возможны
также замыкания между токопроводами щеток соседних фаз. Необходимо
содержать в чистоте и исправности контактные кольца и щеточный аппарат.
При загрязнении маслом - устранить причины попадания его на кольца;
- окружающая среда обладает повышенной влажностью или насыщена
кислотными и щелочными парами. Необходимо при высоких напряжениях в
роторе дополнительно изолировать все токоведущие части щеточного
аппарата и траверсы или заменить электродвигатель другим,
соответствующим условиям окружающей среды;
- обрыв в соединениях между ротором и пусковым реостатом и в самом
реостате. Необходимо проверить исправность соединений между ротором
и пусковым реостатом, в случае обрыва или плохого контакта в соединениях
- устранить неисправность. Если соединения между ротором и пусковым
реостатом исправны и образуют замкнутую цепь, то в роторе не могут
появиться опасные перенапряжения, могущие послужить причиной
перекрытия. Не рекомендуется включать электродвигатель при разомкнутом
реостате. При наличии в пусковом реостате контакта следует ставить щетки
реостата на первый рабочий контакт перед включением электродвигателя,
а у жидкостного реостата - немного погрузить электроды в жидкость.
-397-

Неисправности электрических машин постоянного тока.
1. Искрение щеток. Искрят все щетки или часть их. Искрение щеток
иногда сопровождается сильным нагревом коллектора и щеток.
Причины:
- щетки установлены неправильно. Проверяют положение щеток по
заводским меткам, имеющимся на траверсе;
- расстояние между щетками отдельных бракетов по окружности коллектора
неравномерно. Проверяют положение щеток на коллекторе бумажной лентой
и устанавливают бракеты так, чтобы щетки соседних бракетов находились на
одинаковом расстоянии друг от друга по окружности коллектора. Нельзя
устанавливать щетки, отсчитывая определенное число коллекторных пластин.
Небольшое искрение щеток нереверсивных машин может быть устранено в
некоторых случаях незначительным сдвигом траверсы;
- щетки находятся в плохом состоянии и неправильно установлены в
щеткодержателях. Правильно устанавливают щеткодержатели и щетки.
Угольные щетки тщательно пришлифовывают к коллектору стеклянной
шкуркой. Металлические щетки промывают в бензине и пригоняют к
коллектору. Угольные щетки имеют неровную обгоревшую рабочую
поверхность с царапинами, набитыми медной пылью, плохо пришлифованы,
их края обломаны или обгорели. Металлические щетки загрязнены,
обгорели, и концы их расплющены. Размеры обойм щеткодержателей не
соответствуют размерам щеток (слишком велик или слишком мал зазор
между щеткой и обоймой щеткодержателей), плохой контакт между щетками
и их арматурой; мало сечение токоведущих кабелей (жгутов).
Щеткодержатели установлены неправильно. Слишком велико расстояние
между обоймой щеткодержателя и коллектором; установка реактивного
щеткодержателя не соответствует направлению вращения. В результате этих
недостатков щетка заклинивается. Необходимо правильно установить
щеткодержатели;
- щеточный бракет слабо закреплен и поэтому вибрирует. Подтягивают
болты, крепящие бракет к траверсе;
- щетки слабо прилегают к коллектору. Сильнее прижимают щетки; в
случае надобности укорачивают нажимную пружину щеткодержателя или
заменяют новой. У щеткодержателей, допускающих регулировку нажатия на
щетку, устанавливают требуемое нажатие;
- щетки слишком сильно прижаты к коллектору. Ослабляют нажатие
щеток; в случае надобности растягивают нажимную пружину
щеткодержателя или заменяют ее новой. У щеткодержателей, допускающих
регулировку нажатия на щетку, устанавливают требуемое нажатие;
- поставлены угольные щетки несоответствующей марки (слишком мягкие
или слишком твердые). Использованы щетки разные сортов (это нередко
случается при замене сработавшихся щеток). Вследствие различной
проводимости щеток нагрузка на них распределяется неравномерно.
Устанавливают щетки, соответствующие предписанию завода-изготовителя.
Применяют щетки только одной марки. Если одинаковые щетки всей машины
получить невозможно, то распределяют имеющиеся щетки таким образом,
-398-
чтобы в каждом бракете находились щетки только одной марки. В случае
продолжающегося искрения щеток снижают нагрузку на электрическую
машину;
- нажатие на щетки неодинаково, вследствие чего ток между ними
распределяется неравномерно. Регулировкой щеткодержателей
добиваются, чтобы нажатие на все щетки было одинаковым в пределах
допуска по инструкции завода-изготовителя;
- плохой контакт в токособирательных кольцах; ослаблены стяжные
болты, загрязнены или окислены контактные поверхности в местах
соединения бракетов щеткодержателей и токособирательных колец между
щеткодержателями и бракетами, между щетками и щеткодержателями, что
приводит к неравномерному распределению тока между отдельными
стержнями, особенно у машин на большую силу тока. Проверяют, вычищают
и исправляют все контакты токопроводящих и токособирательных систем,
между бракетами щеткодержателей и токособирательными кольцами, между
токоподводящими кабелями и токособирательными кольцами, между
щеткодержателями и стержнями щеткодержателей, между щетками и
щеткодержателями. Места плохого контакта обычно легко обнаруживаются
при наружном осмотре, так как они сильно нагреваются и часто имеют
побежалые цвета. Если же наружным осмотром не удается найти место
плохого контакта, то измеряют милливольтметром падение напряжения во
всех указанных местах токоведущей и токособирательной систем; при
плохом контакте падение напряжения будет увеличено; *
- наблюдается повышенная вибрация щеточного аппарата. Частота
собственных колебаний щеточного аппарата совпадает с частотой его
вынужденных колебаний (резонансные явления), вызываемых выступающими
коллекторными пластинами или вибрацией коллектора. При этом искрение
усиливается при какой-либо одной частоте вращения и ослабевает при
уменьшении или увеличении ее. Увеличивают жесткость щеточного аппарата,
например, скрепляют концы бракетов планками из изолирующего материала
(гетинакса, текстолита), прикрепив их винтами к торцам бракетов;
- главные и дополнительные полюсы расположены неравномерно.
Проверяют расстояние между краями башмаков соседних главных полюсов,
а также между краями башмаков дополнительных и соседних главных
полюсов. По опытным данным, эти расстояния не должны отличаться друг
от друга более, чем на 1,5 мм, при диаметре якоря до 600 мм и более, чем на
2 мм,,при диаметре якоря выше 600 мм; расстояния во втором случае не
должны отличаться друг от друга более, чем на 1 мм.
2. Щетки искрят, генератор плохо возбуждается, электродвигатель плохо
идет в ход или работает с ненормальной частотой вращения; обмотка якоря
местами сильно нагревается.
Причины:
- некоторые соседние пластины коллектора затянуты медью, так как
образовавшиеся во время обточки заусенцы не были удалены. Необходимо
осторожно удалить все заусенцы острым шабером; отшлифовать коллектор
стеклянной шкуркой, а в некоторых случаях коллектор обточить;
-399-

- между петушками коллектора или хомутами имеется замыкание,
например, из-за оставшегося после пайки олова. Осмотреть все петушки и
хомутики, устранить замыкания, затекшее олово осторожно удалить;
- в одной или нескольких якорных катушках имеется межвитковое
соединение или короткое замыкание. Необходимо найти межвитковое
соединение и устранить его. Поврежденные якорные катушки заменить
новыми или перемотать Если число коллекторных пластин не очень мало, то
в виде временной меры можно отсоединить неисправную катушку от
коллектора. Частичная переизолировка поврежденных мест обмотки
нежелательна, так как перегрев вызывает, в большинстве случаев,
повреждение всей изоляции, неисправность катушки, вследствие чего
появляется опасность образования в дальнейшем новых межвитковых
соединений.
3. Машина начинает искрить при частичной нагрузке. При холостом ходе
машина не искрит. По мере возрастания нагрузки искрение увеличивается
и достигает в некоторых случаях недопустимых пределов.
Причины:
- щетки расположены неправильно; неисправен щеточный аппарат.
Проверить щеточный аппарат и устранить неисправности.
При сильных кратковременных перегрузках мощных двигателей и
генераторов постоянного тока, сопровождающихся, как правило,
отключением автоматических выключателей, может произойти поджог под
щетками коллекторных пластин по полюсному делению.
Поджог пластин проявляется не сразу, а через некоторое время. Если
устранить искрение коллектора шлифовкой его наждачной бумагой или
шлифовальным камнем не удается (после такой шлифовки через некоторое
время коллектор начинает вновь искрить), коллектор следует проточить,
снимая не менее 0,4-0,5 мм. После проточки продорожить и снять фаски;
- главные и дополнительные полюсы чередуются неправильно. Проверить
правильность чередования полярности главных и дополнительных полюсов;
- параллельная или последовательная обмотки замкнулись на обмотку
дополнительных полюсов, вследствие чего последняя частично или полностью
шунтируется. Отыскать место замыкания между обмотками и устранить его.
4. Щетки равномерно искрят при нагрузке. При холостом ходе машина
не искрит
Причины:
Зазор между якорем и отдельными или всеми дополнительными
полюсами не соответствует паспорту машины. После ремонта или ревизии
может иметь место по небрежности неправильная установка прокладок
между сердечниками дополнительных полюсов и станиной. Проверить и
установить под всеми дополнительными полюсами правильный зазор,
предписанный заводом-изготовителем. Проверить методом подпитки или
более грубо, пробным передвижением щеток, насколько сильны или слабы
дополнительные полюсы. Если искрение исчезает или уменьшается при
передвижении щеток против направления вращения у генератора и по
-400-
направлению вращения у электродвигателя, то дополнительные полюсы
слишком сильны, если же искрение усиливается, то дополнительные полюсы
слишком слабы. Если дополнительные полюсы слабы, то нужно уменьшить
зазор, если же они сильны, то его надо увеличить.
5. Наблюдается незначительное искрение под щетками. Других
неисправностей в машине обнаружить не удается.
Причина:
Неправильно выбрана марка щеток. Поставить щетки другой марки. Если
искрение не вызывает почернения коллектора и нагара на щетках, то смену
щеток не производить.
6. Щетки одного полюса искрят сильнее щеток других полюсов.
Причины:
- расстояние между щетками по окружности коллектора различно или
имеется какая-либо другая неисправность щеточного аппарата. Наладить
щеточный аппарат;
- межвитковое соединение или короткое замыкание в обмотке одного из
дополнительных или главных полюсов. Необходимо найти неисправную
катушку, отремонтировать ее или заменить новой.
7. Наблюдается переходящее искрение при нагрузке.
Причина:
Недостаточен контакт в щеточном аппарате. Необходимо наладить
щеточный аппарат.
8. Щетки искрят, дрожат, сильно шумят; на коллекторе видны следы
обгорания; коллектор почернел на всей окружности или на большей ее части;
поверхность коллектора испещрена бороздами (волнообразно); коллектор
и щетки сильно нагреваются.
Причины:
- коллектор деформирован; отдельные коллекторные пластины
выступают; затяжка коллектора ослабла. Неравномерный износ
коллекторных пластин может быть вызван различной твердостью меди.
Проверить биение коллектора. Коллектор подтянуть и обточить, изоляцию
между пластинами продорожить. Устранить вибрацию машины;
- между пластинами коллектора выступает изоляция. Это часто бывает у
новых быстроходных машин. Продорожить коллектор;
- щетки поставлены неправильно, вследствие чего коллектор
изнашивается неравномерно.
9. Щетки искрят; коллектор покрыт слоем окиси, которая после чистки
коллектора снова образуется, даже если машина не работает.
Причина:
Кислотные пары или газ в машинном помещении вызывают химическое
разрушение меди коллектора. Рекомендуется прочищать коллектор в
холодном состоянии стеклянной шкуркой перед каждым пуском машины или
установить новую машину закрытого исполнения.
-401 -
26-3890

10. Наблюдается легкое круговое искрение, по поверхности коллектора
со щеток одного полюса на щетки другого полюса перескакивают искры.
Причины:
- коллектор загрязнен из-за чрезмерного смазывания или применения
слишком мягких угольных щеток. Необходимо протереть коллектор чистой
неволокнистой тряпкой, слегка смоченной в бензине, или отшлифовать
стеклянной шкуркой. Поставить более твердые щетки;
- коллектор загрязнен из-за сильного износа щеток, обусловленного
неравномерностью или негладкостью коллектора или выбором
неподходящего материала для щеток. Необходимо неровный коллектор
отшлифовать или обточить и продорожить изоляцию между пластинами
коллектора; неподходящие щетки заменить новыми, рекомендованными
заводом-изготовителем. Коллектор содержать в чистоте. После каждой
притирки щеток и шлифовки очищать и продувать сжатым воздухом
коллектор и весь щеточный аппарат.
11. Круговой огонь по коллектору; наблюдается постоянная наклонность
к искрению при вращении электродвигателя в каком-либо направлении;
электродвигатель вращается в одном направлении быстрее, чем в другом.
Причины:
- щетки расположены неправильно, их расположение надо проверить;
- главные и дополнительные полюсы чередуются неправильно
(дополнительные полюсы неправильно соединены с якорем). Проверить
правильность чередования главных и дополнительных полюсов;
- выбрана неподходящая марка щеток. Частицы угля, оторвавшиеся от
щеток при износе, образуют проводящие мостики между пластинами
коллектора и сильно накаляются. При коротких замыканиях небольшие
раскаленные угольные частицы отрываются от мягких графитных щеток, что
приводит к образованию кругового огня. Заменить щетки более твердыми,
лучше всего электрографитированными, обладающими наибольшей
механической прочностью и легче всего переносящими короткое замыкание;
- при коротких замыканиях во внешней цепи щетки накаляются и под ними
собирается много токопроводящего пара, ионизирующего воздух.
Вследствие этого между смежными пластинами коллектора при выходе их
из-под щеток возникает дуга. Если короткое замыкание продолжается
достаточно долго, то такие дуги возникают между соседними пластинами
по всему коллектору и переходят в круговой огонь. Для защиты от коротких
замыканий установить быстродействующий автоматический выключатель.
Машины, подвергающиеся частым коротким замыканиям, снабдить
электрографитными щетками;
- щетки стоят не на нейтрали. Проверить нейтраль и правильно установить
щетки;
- у электродвигателей устаревшей конструкции отсутствуют
дополнительные полюсы. Для реверсивной работы необходимо применять
только электродвигатели с дополнительными полюсами.
-402-
12. Перегрев электродвигателя постоянного тока.
Причины:
- электродвигатель равномерно перегрет. Других признаков
ненормальной работы нет. Следовательно, электродвигатель перегружен и
нужно снизить нагрузку или запросить завод-изготовитель о наибольшей
допустимой нагрузке электродвигателя;
- электродвигатель, работающий в режиме кратковременной или
повторно-кратковременной нагрузки (например, крановая или тяговая)
эксплуатируется излишне длительно. Следует соблюдать номинальный
режим работы электродвигателя;
- вентиляционные пути электродвигателя засорились; активная сталь и
обмотки покрылись теплоизолирующим слоем мелких волокон и пыли.
Необходимо тщательно очистить электродвигатель и продут^ его чистым
сжатым воздухом давлением не более 2 Па. Следить за тем, чтобы пыль
выдувалась из электродвигателя, а не перегонялась из одной его части в
другую. При продувании не пользоваться металлическими мундштуками с
острыми краями, так как ими легко повредить изоляцию обмоток. Следить
за тем, чтобы пыль выдувалась в нужном направлении;
- направление вращения электродвигателя, имеющего вентилятор с
наклонными крыльями, выбрано неверно, что значительно снижает подачу
воздуха. Необходимо переменить направление вращения электродвигателя
или переставить крылья вентилятора; *
- воздушный канал или трубопровод (у электродвигателя с подводимым
извне охлаждающим воздухом) обладает недостаточным сечением или же
имеет слишком много изгибов. Следует увеличить сечение канала или
трубопровода до нужного, устранить лишнее количество изгибов;
- засорились воздушные фильтры. Матерчатые фильтры очистить от
грязи и пыли. Чистку удобнее производить пылесосом. Висциновые фильтры
промыть сначала керосином, а затем горячим раствором соды и заполнить
свежим маслом;
- неисправен воздухоохладитель. Отсутствует тепловая изоляция
воздухопровода выходящего воздуха в электродвигателе с замкнутой
системой вентиляции, что повышает нагрев электродвигателя. В подобных
случаях рекомендуется установить тепловую изоляцию на выводном
воздухопроводе.
13. Ненормальная частота вращения электродвигателя постоянного тока.
Причины:
- электродвигатель не идет в ход. В якоре нет тока при включенном
пусковом реостате - перегорели предохранители. Следует поставить новые
предохранители. Возможно, произошел обрыв в пусковом реостате или
проводах. Необходимо найти поврежденное место и^устранить обрыв,
возможно также, что произошел обрыв в обмотке якоря;
- ток в якоре имеется, но электродвигатель с нагрузкой не идет в ход. Без
нагрузки, развернутый от руки, развивает очень большую частоту вращения.
Это обстоятельство имеет место из-за отсутствия или ослабления поля. Также
-403-

может иметь место межвитковое соединение или короткое замыкание в одной
или нескольких катушках параллельного возбуждения, параллельная обмотка
возбуждения, возможно, соединена с корпусом или другими обмотками,
вследствие чего она частично или полностью шунтируется. Параллельная
обмотка возбуждения неправильно соединена с электродвигателем и
пусковым реостатом, вследствие чего обмотка возбуждения подключена к
линии одной полярности. Необходимо правильно соединить параллельную
обмотку возбуждения.
14. Электродвигатель идет в ход только вхолостую, с нагрузкой в ход не
идет. После установки щетки пускового реостата на последний контакт
(рабочее положение) электродвигатель работает нормально.
Причина:
Параллельная обмотка возбуждения присоединена неправильно - после
пускового реостата. Вследствие этого параллельная обмотка возбуждения
во время пуска электродвигателя получает небольшой ток, полюсы слабо
намагничиваются, и электродвигатель не может развивать достаточный
пусковой момент. По мере уменьшения сопротивления пускового реостата
ток в параллельной обмотке возбуждения увеличивается, и после установки
щетки реостата на.последний контакт электродвигатель работает нормально.
15. Ток в якоре и в параллельной обмотке возбуждения имеется.
Электродвигатель не идет в ход или работает с сильно пониженной частотой
вращения. Щетки сильно искрят.
Причина:
Обрыв или плохой контакт в обмотке якоря; межвитковое соединение или
короткое замыкание в якоре.
16. Частота вращения электродвигателя при нормальном напряжении
превышает номинальную. Электродвигатель смешанного возбуждения
развивает, кроме того, пониженный пусковой момент.
Причины:
- щетки сдвинуты с нейтрали против направления вращения
электродвигателя. Необходимо поставить щетки на нейтраль;
- сопротивление регулятора возбуждения слишком велико. Следует
уменьшить сопротивление регулятора возбуждения, а в случае надобности
выключить;
- межвитковое соединение или короткое замыкание в одной или
нескольких параллельных катушках возбуждения;
- у электродвигателя смешанного возбуждения последовательная
обмотка выключена.
17. Частота вращения электродвигателя при номинальном напряжении
меньше номинальной.
Причины:
- щетки сдвинуты с нейтрали по направлению вращения
электродвигателя. Необходимо щетки поставить на нейтраль;
- сопротивление регулятора возбуждения слишком мало. Необходимо
увеличить сопротивление регулятора возбуждения.
-404.
18. Электродвигатель "качает".
Причины:
- электродвигатель работает с сильно ослабленным полем (например,
электродвигатель с регулировкой частоты). При повышении нагрузки
вследствие реакции якоря повышается также частота вращения. В
большинстве случаев качание электродвигателя можно устранить, сдвинув
щетки с нейтрали по направлению вращения. Если по условиям коммутации
нельзя сдвинуть щетки до положения, необходимого для устойчивой работы,
то можно устранить качание электродвигателя, намотав на главные полюсы
небольшую вспомогательную последовательную обмотку, усиливающую
поле. В большинстве случаев достаточно намотать на каждый полюс два-
три витка (в крупных машинах - один виток). Если такие электродвигатели
смешанного возбуждения работают как реверсивные, то одновременно с
переменой направления вращения необходимо переключать и
последовательную обмотку;
- последовательная обмотка включена противоположно параллельной.
-405-

16. РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА, ЭЛЕКТРОАВТОМАТИКА,
ТЕЛЕМЕХАНИКА И ВТОРИЧНЫЕ ЦЕПИ
16.1. Какими устройствами должны быть оборудованы электроустановки
Потребителя для защиты от коротких замыканий и ненормальных режимов?
Силовое электрооборудование подстанций, электрических сетей и
электроустановок Потребителя должно быть защищено от коротких
замыканий и нарушений нормальных режимов устройствами релейной
защиты, автоматическими выключателями или предохранителями и
оснащено средствами электроавтоматики и телемеханики в соответствии с
установленными правилами.
(ПТЭЭПп. 2.6.1.)
16.2. Каким образом Потребитель обеспечивает техническое
обслуживание устройств релейной защиты, автоматики и телемеханики
(далее - РЗАиТ)?
Техническое обслуживание, испытания и измерения устройств релейной
защиты, автоматики и телемеханики и их вторичных цепей должен
осуществлять, как правило, персонал служб релейной защиты, автоматики
и измерений (лабораторий): центральной, местной или электролаборатории
Потребителя. Эта лаборатория должна пройти регистрацию в управлении
Ростехнадзора на право испытаний и измерений в устройствах релейной
защиты и автоматики. В тех случаях, когда в обслуживании отдельных видов
устройств РЗАиТ участвуют другие службы, между ними разграничиваются
зоны обслуживания и обязанности в соответствии с местными инструкциями.
Для обслуживания устройств РЗАиТ, установленных у Потребителя,
возможно привлечение специализированных организаций.
(ПТЭЭП п. 2.6.2.)
16.3. Кто согласовывает допустимые нагрузки и уставки устройств РЗАиТ
для Потребителей?
Предельно допустимые нагрузки питающих элементов электрической
сети по условиям настройки релейной защиты и с учетом возможных
эксплуатационных режимов должны согласовываться Потребителем с
диспетчерской службой энергоснабжающеи организации и периодически
пересматриваться.
Уставки устройств РЗА линий связи Потребителя с энергоснабжающеи
организацией, а также трансформаторов (автотрансформаторов) на
подстанциях Потребителя, находящихся в оперативном управлении или в
оперативном ведении диспетчера энергоснабжающеи организации, должны
быть согласованы с соответствующей службой РЗА энерогоснабжающей
организации
При выборе уставок должна обеспечиваться селективность действия с
учетом наличия устройств автоматического включения резерва (далее - АВР)
и автоматического повторного включения (далее - АПВ). Кроме того, при
определении уставок по селективности должна учитываться работа
устройств технологической автоматики и блокировки цеховых агрегатов и
других механизмов.
-406-
Все уставки устройств релейной защиты должны проверяться в условиях
минимальной электрической нагрузки Потребителя и энергоснабжающеи
организации для действующей схемы электроснабжения.
(ПТЭЭП п.п. 2.6.3-2.6.5.)
16.4. Как должны выбираться аппараты защиты в цепях оперативного
тока?
В цепях оперативного тока должна быть обеспечена селективность
действия аппаратов (предохранителей и автоматических выключателей).
Автоматические выключатели, колодки предохранителей должны иметь
маркировку с указанием наименования присоединения и номинального тока.
(ПТЭЭП п.п. 2.6.6.)
16.5. В каком состоянии должны находиться устройства РЗАиТ, а также
аварийной и предупредительной сигнализации в эксплуатации?
Устройства РЗАиТ, находящиеся в эксплуатации, должны быть постоянно
включены в работу, кроме тех устройств, которые должны выводиться из
работы в соответствии с назначением и принципом действия, режимом
работы электрической сети и условиями селективности.
Плановый вывод из работы устройств РЗАиТ должен быть оформлен
соответствующей заявкой и произведен с разрешения вышестоящего
оперативного персонала (по принадлежности).
В случае угрозы неправильного срабатывания устройство РЗАиТ должно
выводиться из работы без разрешения вышестоящего оперативного
персонала, но с последующим его уведомлением согласно местной
инструкции и оформлением заявки. При этом оставшиеся в работе
устройства релейной защиты должны обеспечить полноценную защиту
электрооборудования и линий электропередачи от всех видов повреждений.
Если такое условие не соблюдается, должна быть выполнена временная
защита или присоединение должно быть отключено.
Устройства аварийной и предупредительной сигнализации постоянно
должны быть в состоянии готовности к работе и периодически опробоваться.
Особое внимание следует обращать на наличие оперативного тока,
исправность предохранителей и автоматических выключателей во вторичных
цепях, а также цепей управления выключателями.
(ПТЭЭП п.п. 2.6.8-2.6.9.)
16.6. Кто осуществляет приемку от специализированной наладочной
организации устройств РЗАиТ и кто дает разрешение на их ввод в
эксплуатацию?
При проведении наладочных работ в устройствах РЗАиТ
специализированной организацией их приемку проводит персонал
Потребителя, осуществляющий техническое обслуживание устройств РЗАиТ.
При отсутствии у Потребителя такого персонала их принимает персонал
вышестоящей организации.
Разрешение на ввод в эксплуатацию вновь смонтированных устройств
оформляется записью в журнале релейной защиты, автоматики и телемеханики
-407-

за подписью представителя данного Потребителя (вышестоящей организации)
и ответственного исполнителя наладочной организации.
(ПТЭЭП п. 2.6.10.)
16.7. Какая документация должна быть представлена перед вводом в
эксплуатацию принятых устройств РЗАиТ?
Перед вводом в эксплуатацию принятых устройств РЗАиТ должна быть
представлена следующая техническая документация:
- проектные материалы, скорректированные при монтаже и наладке
(чертежи и схемы, пояснительные записки, кабельный журнал и т.п.), -
монтажной и наладочной организациями;
- заводские материалы (техническое описание и инструкция по
эксплуатации, паспорта электрооборудования и аппаратов и т.д.) -
монтажной организацией;
- протоколы наладки и испытаний - наладочной организацией или
лабораторией Потребителя.
(ПТЭЭП п. 2.6.11.)
16.8. Какие документы должны быть у Потребителя на каждое устройство
РЗАиТ, находящееся в эксплуатации?
На каждое устройство РЗАиТ, находящееся в эксплуатации, у Потребителя
должна храниться следующая техническая документация:
- паспорт-протокол;
- методические указания или инструкция по техническому обслуживанию;
- технические данные и параметры устройств в виде карт или таблиц
уставок (или характеристик);
- принципиальные, монтажные или принципиально-монтажные схемы.
Результаты периодических проверок при техническом обслуживании
устройства должны быть внесены в паспорт-протокол (подробные записи, в
особенности по сложным устройствам РЗАиТ, рекомендуется вести в
журнале релейной защиты, электроавтоматики и телемеханики).
(ПТЭЭП п. 2.6.12.)
16.9. Кому и в каком случае разрешается вскрывать реле устройств
РЗАиТ, находящихся в эксплуатации?
Реле, аппараты и вспомогательные устройства РЗАиТ, за исключением тех,
уставки которых изменяет оперативный персонал, разрешается вскрывать только
работникам, осуществляющим техническое обслуживание этих устройств.
(ПТЭЭП п. 2.6.13.)
16.10. Какие надписи и разграничительные линии, нанесенные на панели
и устройства РЗАиТ, обеспечивают их безопасное обслуживание в
эксплуатации?
На лицевой и оборотной сторонах панелей и шкафов устройств РЗАиТ,
сигнализации, а также панелей и пультов управления должны быть надписи,
указывающие их назначение в соответствии с диспетчерскими наименованиями,
а на установленных на них аппаратах - надписи или маркировка согласно схемам.
На панели с аппаратами, относящимися к разным присоединениям или
разным устройствам РЗАиТ одного присоединения, которые могут
-408-
проверяться раздельно, должны быть нанесены или установлены четкие
разграничительные линии. Должна быть обеспечена возможность установки
ограждения при проверке отдельных устройств.
(ПТЭЭП п. 2.6.14.)
16.11. Какие требования по маркировке проводов и контрольных кабелей
предъявляются в устройствах РЗАиТ?
Провода, присоединенные к сборкам (рядам) зажимов, должны иметь
маркировку, соответствующую схемам. На контрольных кабелях маркировка
должна быть выполнена на концах, в местах разветвления и пересечения
потоков кабелей и с обеих сторон при проходе их через стены, потолки и т.п.
Концы свободных жил кабелей должны быть изолированы.
(ПТЭЭП п. 2.6.15.)
16.12. Какие требования предъявляются к значению сопротивления
изоляции вторичных цепей устройств РЗАиТ и как она испытывается?
Сопротивление изоляции электрически связанных вторичных цепей
устройств РЗАиТ относительно земли, а также между цепями различного
назначения, электрически не связанными (измерительные цепи, цепи
оперативного тока, сигнализации), должно поддерживаться в пределах
каждого присоединения не ниже 1 МОм, а выходных цепей телеуправления и
цепей питания напряжением 220 В устройств телемеханики - не ниже 10 МОм.
Сопротивление изоляции вторичных цепей устройств РЗАиТ,
рассчитанных на рабочее напряжение 60 В и ниже, питающихся от отдельного
источника или через разделительный трансформатор, должны
поддерживаться не ниже 0,5 МОм.
Сопротивление изоляции цепей устройств РЗАиТ, выходных цепей теле-
управления и цепей питания 220 В измеряется мегаомметром на 1000 - 2500 В,
а цепей устройств РЗА с рабочим напряжением 60 В и ниже и цепей
телемеханики - мегаомметров на 500 В.
При проверке изоляции вторичных цепей устройств РЗАиТ, содержащих
полупроводниковые и микроэлектронные элементы, должны быть приняты
меры к предотвращению повреждения этих элементов.
При каждом новом включении и первом профилактическом испытании
устройств РЗАиТ изоляция относительно земли электрически связанных
цепей РЗАиТ и всех других вторичных цепей каждого присоединения, а также
изоляции между электрически не связанными цепями, находящимися в
пределах одной панели, за исключением цепей элементов, рассчитанных на
рабочее напряжение 60 В и ниже, должна испытываться напряжением 1000 В
переменного тока в течение 1 мин.
Кроме того, напряжением 1000 В в течение 1 мин должна быть испытана
изоляция между жилами контрольного кабеля тех цепей, где имеется
повышенная вероятность замыкания с серьезными последствиями (цепи
газовой защиты, цепи конденсаторов, используемых как источник
оперативного тока, т.п.). В последующей эксплуатации изоляцию цепей РЗАиТ,
за исключением цепей напряжением 60 В и ниже, допускается испытывать
при профилактических испытаниях как напряжением 1000 В переменного тока
-409-

в течение 1 мин, так и выпрямленным напряжением 2500 В с использованием
мегаомметра или специальной установки.
Испытания изоляции цепей РЗАиТ напряжением 60 В и ниже проводятся в
процессе измерения ее сопротивления мегаомметром 500 В.
(ПТЭЭПп.п. 2.6.16-2.6.17.)
16.13. Можно ли включать электрооборудование при выведенных
устройствах защиты?
При наличии быстродействующих устройств РЗА и устройств
резервирования в случае отказа выключателей (далее - УРОВ) все операции
по включению линий, шин и электрооборудования после их ремонта или
отключения, а также операции с разъединителями и воздушными
выключателями должны осуществляться после ввода в действие устройства
РЗА. При невозможности их ввода необходимо ввести ускорение на
резервных защитах либо выполнить временную защиту (в том числе и
неселективную).
(ПТЭЭП п. 2.6.20.)
16.14. Какие меры должны быть приняты при проведении работ по
техническому обслуживанию устройств РЗАиТ для их безопасного
выполнения?
Работы в устройствах РЗАиТ должен выполнять персонал, обученный и
допущенный к самостоятельному техническому обслуживанию
соответствующих устройств, с соблюдением правил безопасности труда при
эксплуатации электроустановок.
При работе на панелях (в шкафах) и в цепях управления релейной защиты,
электроавтоматики и телемеханики должны быть приняты меры против
ошибочного отключения оборудования. Работы должны выполняться только
изолированным инструментом.
Выполнение этих работ без исполнительных схем, а для сложных
устройств РЗАиТ - без программ с заданными объемами и
последовательностью работ не допускается.
По окончании работ должны быть проверены исправность и правильность
присоединения цепей тока, напряжения и оперативных цепей. Оперативные
цепи РЗА и цепи управления должны быть проверены, как правило, путем
опробования в действии.
Работы в устройствах РЗАиТ, которые могут вызвать их срабатывание на
отключение присоединений (защищаемого или смежных), а также другие
непредусмотренные воздействия, должны производиться по разрешенной
заявке, учитывающей эти возможности.
Вторичные обмотки трансформаторов тока должны быть всегда замкнуты
на реле и приборы или закорочены. Вторичные цепи трансформаторов тока
и напряжения и вторичные обмотки фильтров присоединения
высокочастотных каналов должны быть заземлены.
После окончания планового технического обслуживания, испытаний и
послеаварийных проверок устройств РЗАиТ должны быть составлены
протоколы и сделаны записи в журнале релейной защиты,
электроавтоматики и телемеханики, а также в паспорте-протоколе.
-410-
При изменении уставок и схем РЗАиТ в журнале и паспорте-протоколе
должны быть сделаны соответствующие записи, а также внесены исправления
в принципиальные и монтажные схемы и инструкции по эксплуатации устройств.
Испытательные установки для проверки устройств РЗАиТ при выполнении
технического обслуживания должны присоединяться к штепсельным
розеткам или щиткам, установленным для этой цели в помещениях щитов
управления, распределительных устройств подстанции и в других местах.
(ПТЭЭП п.п. 2.6.21 - 2.6.26.)
16.15. В каких условиях должны эксплуатироваться устройства РЗАиТ и
кто должен очищать от пыли аппараты устройств РЗАиТ?
Лицевую сторону панелей (шкафов) и пультов управления релейной
защиты, электроавтоматики и телемеханики и аппараты, установленные на
них, должен периодически очищать от пыли специально обученный персонал.
Аппараты открытого исполнения, а также оборотную сторону этих
панелей (шкафов) и пультов должен очищать персонал, обслуживающий
устройства РЗАиТ, либо прошедший инструктаж оперативный персонал.
В эксплуатации должны быть обеспечены условия для нормальной работы
устройств релейной защиты, электроавтоматики, телемеханики и вторичных
цепей (допустимые температура, влажность, вибрация, отклонения рабочих
параметров от номинальных, уровень помех и др.).
(ПТЭЭП п.п. 2.6.7; 2.6.27.)
16.16. Каковы обязанности оперативного персонала по контролю
работоспособности устройств РЗАиТ?
Оперативный персонал должен осуществлять:
- контроль правильности положения переключающих устройств на
панелях (шкафах) РЗАиТ и управления, крышек испытательных блоков, а
также исправности автоматических выключателей и предохранителей в
цепях РЗАиТ и управления;
- контроль состояния устройств РЗАиТ на базе имеющихся на панелях
(шкафах) и аппаратах устройств внешней сигнализации;
- опробование высоковольтных выключателей и других аппаратов, а также
устройств автоматического повторного включения, автоматического
включения резерва и фиксирующих приборов (индикаторов);
- обмен сигналами высокочастотных защит и измерение контролируемых
параметров устройств высокочастотного телеотключения, низкочастотных
аппаратов каналов автоматики, высокочастотных аппаратов
противоаварийной автоматики;
- измерение тока небаланса в защите шин и напряжения небаланса в
разомкнутом треугольнике трансформатора напряжения;
- завод часов автоматических осциллографов аварийной записи и др.
Периодичность контроля и других операций, а также Порядок действия '
персонала должны устанавливаться местными инструкциями.
При выполнении оперативным персоналом на панелях (в шкафах)
устройств РЗАиТ операций с помощью ключей, контактных накладок,
испытательных блоков и других приспособлений должны применяться
-411 -

таблицы положения указанных переключающих устройств РЗАиТ для
используемых режимов.
Об операциях по этим переключениям должна быть сделана запись в
оперативном журнале.
Оперативный персонал несет ответственность за правильное положение
тех элементов РЗАиТ, с которыми ему разрешено выполнять операции,
независимо от периодических осмотров персоналом службы РЗАиТ.
(ПТЭЭП п.п. 2.6.28; 2.6.32; 2.6.33.)
16.17. Кто дает разрешение на перевод телеуправляемого оборудования
на автономное управление?
Перевод телеуправляемого оборудования на автономное управление и
наоборот должен производиться только с разрешения диспетчера или
ответственного за электрохозяйство Потребителя.
Для вывода из работы выходных цепей телеуправления на подстанциях
должны применяться общие ключи или отключающие устройства.
Отключение цепей телеуправления или телесигнализации отдельных
присоединений должно производиться на разъемных зажимах либо на
индивидуальных отключающих устройствах.
Все операции с общими ключами телеуправления и индивидуальными
отключающими устройствами в цепях телеуправления и телесигнализации
разрешается выполнять только по указанию или с разрешения диспетчера
(оперативного персонала).
(ПТЭЭП п. 2.6.29.)
16.18. Какие требования предъявляются к сборкам (рядам) пультов
управления и панелей (шкафов) устройств РЗАиТ, а также контрольным
кабелям?
На сборках (рядах) пультов управления и панелей (шкафов) устройств РЗАиТ
не должны находиться в непосредственной близости зажимы, случайное
соединение которых может вызвать включение или отключение присоединения,
короткое замыкание в цепях оперативного тока или в цепях возбуждения
синхронного генератора (электродвигателя, компенсатора).
При устранении повреждений контрольных кабелей с металлической
оболочкой или в случае их наращивания, соединение жил должно
осуществляться с установкой герметических муфт или с помощью
предназначенных для этого коробок. Должен вестись учет указанных муфт и
коробок в специальном журнале.
Кабели с поливинилхлоридной и резиновой оболочкой должны
соединяться, как правило, с помощью эпоксидных соединительных муфт или
на переходных рядах зажимов. На каждые 50 м одного кабеля в среднем
должно быть не более одного из указанных выше соединений.
В случае применения контрольных кабелей с изоляцией, подверженной
разрушению под воздействием воздуха, света и масла, на участках жил от
зажимов до концевых разделок должно быть нанесено дополнительное
покрытие, препятствующее этому разрушению.
(ПТЭЭП п.п. 2.6.30-2.6.31.)
-412-
16.19. На основании какого документа вводятся и выводятся из работы
установленные на подстанции самопишущие приборы для записи аварийных
режимов, автоматического осциллографирования и т.д. ?
Установленные на подстанциях или в распределительных устройствах
самопишущие приборы с автоматическим ускорением записи в аварийных
режимах, автоматические осциллографы аварийной записи, в том числе
устройства их пуска, фиксирующие приборы (индикаторы) и другие
устройства, используемые для анализа работы устройств РЗАиТ для
определения места повреждения воздушных линий электропередачи,
должны быть всегда готовы к действию. Ввод и вывод из работы указанных
устройств должны осуществляться по заявке.
(ПТЭЭП п. 2.6.34.)
Общие принципы и методы обслуживания вторичных устройств
электрооборудования
Обслуживание и наладка вторичных устройств ставит своей целью
проверку и настройку аппаратуры управления, сигнализации, измерения,
защит и автоматики, проверку правильности логического построения связей
между всеми элементами устройства, правильного осуществления этих
связей и обеспечения работоспособности и взаимодействия между
различными элементами вторичных и первичных устройств.
Работа начинается ознакомлением с однолинейными схемами первичных
цепей. При этом обращается внимание на размещение трансформаторов
тока, трансформаторов напряжения, высокочастотных заградителей,
выключателей, разъединителей и другого основного оборудования, куда
подключаются элементы вторичных цепей. Обращается внимание на:
количество выключателей в каждой силовой цепи, расположение системы
шин, наличие секционирования и обходной системы шин, наличие
фиксированного (основное эксплуатационное) подключения присоединений
к той или иной системе шин и т.п.
Ознакомившись с первичными схемами, приступают к проверке и анализу
принципиальных схем, в которых заложена вся логика работы вторичных
устройств.
Анализу предшествует подборка (комплектация) проектных и заводских
схем.
Анализ вторичных схем
Анализ начинают с проверки принципиальных схем общих устройств,
схем постоянного тока, центральной сигнализации, синхронизации,
блокировки разъединителей и др., а затем приступают к анализу схем
отдельных присоединений. При этом убеждаются в том.^нто маркировка
элементов вторичных цепей выполнена в соответствии с обозначениями
первичных цепей, что выбранная проектом аппаратура соответствует
силовому оборудованию (выходное реле обеспечит надежную работу
исполнительных устройств приводов выключателей, электромагнитов или
электродвигателей, измерительные приборы и реле соответствуют
-413-

коэффициентам трансформации трансформаторов тока и напряжения и т.д.),
что предохранители и автоматы во вторичных цепях обеспечивают надежную
защиту цепей при их повреждениях и селективное отключение поврежденных
участков, что выбранные реле, сигнальные лампы и другая аппаратура
соответствуют номинальному напряжению оперативных цепей, а реле
защиты - требуемым уставкам.
Анализ принципиальных схем производится в следующем порядке:
1. Выявляется, как работает схема по цепям переменного тока в
нормальном (рабочем) режиме, при перегрузках и в аварийном режиме, что
произойдет при перегорании предохранителей (в различных сочетаниях) или
срабатывании автоматов во вторичных цепях трансформаторов напряжения.
2. Обращается внимание, в каком положении находятся элементы
оперативных цепей защит и управления при отключенных и включенных
коммутационных аппаратах и какие изменения произойдут после
срабатывания того или иного элемента (реле), установленного в уепях
переменного тока.
3. Выявляется, какие имеются устройства сигнализации и блокировок, и
как они будут работать при срабатывании тех или иных элементов
оперативных цепей и переключениях коммутационных аппаратов.
При анализе выявляется назначение каждого контакта, резистора и
других элементов схемы и правильность выбора их номинальных величин.
Проверяется отсутствие ложных цепей, которые могут возникнуть при
срабатывании отдельных устройств.
По проверенным развернутым принципиальным схемам и по
поясняющим схемам кабельных связей проверяются кабельные журналы,
комплектность кабелей и монтажные схемы.
Проверку монтажных схем данного присоединения начинают с проверки
цепей тока и цепей напряжения измерений и защит (отдельно по цепям тока
каждой группы трансформаторов тока и каждого комплекта
трансформаторов напряжения).
После проверки цепей тока и напряжения приступают к проверке цепей
управления, сигнализации и цепей защит и автоматики по оперативным
цепям каждой пары предохранителей или автоматов. Проверку производят
по последовательной цепочке, от полюса к полюсу, от фазы к фазе по
развернутой принципиальной схеме, делая на ней отметки карандашом на
всех элементах, сверенных с монтажной схемой. Все элементы, все
отходящие проводники, все катушки, все контакты на принципиальной схеме
к концу проверки должны иметь соответствующую отметку,
Одновременно проверяется и соответствие маркировок всех элементов
на монтажных схемах маркировкам принципиальных схем.
Иногда из-за несоответствия оборудования проекту при монтаже этих
устройств необходимо произвести изменения. Монтаж рекомендуется
производить по предварительно проверенным чертежам.
-414-
Ревизия элементов
К этим элементам вторичных устройств относятся ряды зажимов, ключи,
кнопки, рубильники, предохранители, автоматы, переключатели, световые табло,
сигнальные лампы, вспомогательные шинки, добавочные резисторы и т.п.
При ревизии зажимов обращают внимание на то, чтобы зажимы были
хорошо закреплены фиксирующей пружиной и концевыми упорами. В
качестве концевых упоров часто используются маркировочные колодки,
имеющие стопорные винты. Ламели и винты должны быть чистыми, винты
должны завинчиваться до конца легко. В испытательных зажимах с
«мостиковым» разъемом убеждаются, что каздый из винтов металлического
мостика обеспечивает надежный контакт.
При ревизии ключей и кнопок проверяют соответствие проекту их
диаграмм и коммутирующей способности. Проверяется также целость
деталей и надежность их крепления.
Рубильники и переключатели должны иметь целые изолирующие колодки
и рукоятки. Подвижные ножи и пластины должны обеспечивать надежный
контакт при включенном положении, а при отключенном положении должна
обеспечиваться фиксация, предохраняющая от самовключения.
У автоматов в оперативных цепях отдельных присоединений снимают
тепловые расцепители. Проверяют, что предохранительные колодки надежно
зажимают трубчатые вставки с плавким элементом, а сами трубчатые вставки
целы. Резисторы должны хорошо закрепляться на изолирующих подставках,
не иметь обрывов и соответствовать проекту как по мощности, так и по
сопротивлению. Номинальную мощность резисторов можно выбирать по
формуле:
Р>1,2Ц*/П
или
Р>1,2/7Я
где Я, I/, / - сопротивление, напряжение и ток; 1,2 - коэффициент запаса.
У световых табло и сигнальной ламповой арматуры проверяются
исправность патронов для ламп, целость светофильтров и правильность
подписей в табло. Для увеличения долговечности и надежности ламп,
которые должны длительно гореть в нормальном режиме, их подключают
последовательно с резисторами. Добавочное сопротивление, Ом,
выбирается по формуле:
д =Цс-0,Ш
А 0,8/ '
где Ц. - номинальное напряжение сети оперативного тока, а I/, / -
номинальное напряжение и ток лампы.
Проверяют, что вспомогательные шинки имеют раскраску и маркировку
в соответствии с проектом, а поддерживающие колодки обеспечивают
надежную изоляцию шинок от панелей и между разноименными шинками и
хороший контакт между участками шин в местах их стыков.
Вся аппаратура вторичных устройств очищается от грязи, строительной
краски и влаги, а контактные соединения - и от окислов.
-415-

Устройства вторичных цепей и вся аппаратура должны иметь свободный
доступ для контроля за состоянием контактных соединений, для
подключения контрольных кабелей и регулировки приборов, для наблюдения
за сигнальными устройствами и оперирования переключателями и ключами.
Проверка и настройка аппаратуры
Если аппаратура по паспортным данным соответствует предъявленным
требованиям, то приступают к первому этапу ее проверки - ревизии.
Ревизия реле начинается с внешнего осмотра корпуса, стекол, целости
пломб. Наличие заводской пломбы говорит о том, что не нарушена заводская
регулировка. При вскрытии крышки обращается внимание на качество
уплотнений, защищающих от проникновения в реле пыли. Производится
внутренний осмотр, удаляется пыль, металлические стружки и опилки при
помощи кисточки или чистой салфетки; проверяется чистота контактов
(контакты зачищают надфилем с мелкой насечкой или воронилом), исправность
изоляционных и антикоррозийных покрытий; пинцетом проверяется качество
доступных осмотру паек; отверткой и ключом контролируется затяжка винтов и
гаек. Внимательно осматриваются моментные пружины; устраняются перекосы
пружин и сцепления отдельных витков. Подвижная система реле должна
перемещаться свободно, без заеданий и перекосов. При повороте или
перемещении подвижной системы должно ощущаться лишь противодействие
пружины. Пружина должна возвращать подвижную систему в исходное
положение даже после незначительного смещения ее рукой. Проверяется
установка упоров и ограничителей хода подвижной системы реле. Проверяется
работа корректоров измерительных приборов. Корпуса измерительных
приборов не вскрываются.
Часовой механизм реле времени должен доводить реле до срабатывания
(замыкания или размыкания контактов) на всех уставках.
Выходными элементами у всех реле являются контакты. Во время
ревизии контакты реле регулируются в соответствии со специальными
инструкциями.
Вторым этапом наладки является проверка отдельных элементов
аппаратуры и реле. Проверяются целость (пробником) или сопротивление
обмоток постоянному току (омметром или мостом), у многообмоточных реле
определяются однополярные выводы обмоток, коэффициенты
трансформации вспомогательных трансформаторов и др. Мегаомметром
измеряется сопротивление изоляции токоведущих частей относительно
корпуса и между отдельными цепями.
Третьим этапом наладки реле является настройка. Настройка реле
сводится к обеспечению условий надежного переключения контактов.
Условиями правильной работы являются срабатывание реле при подведении
к обмоткам его напряжения или тока определенного значения (реле тока или
напряжения, промежуточные и сигнальные реле, реле времени), либо при
определенных фазовых и количественных соотношениях между напряжением
и током (реле обратного тока, реле сопротивления), либо при определенных
фазовых и количественных соотношениях между токами или между
-416-
напряжениями (фильтр-реле, дифференциальные реле) и т.п. Для некоторых
реле определяются или регулируются токи или напряжения возврата реле или
токи и напряжения срабатывания для одних обмоток и удержания для других.
Для некоторых реле регулируется также и время срабатывания и возврата
реле.
При наладке коммутационной аппаратуры низкого напряжения обращают
внимание главным образом на состояние механической части и четкость ее
работы.
При механической ревизии коммутационной аппаратуры проверяются
силовые и вспомогательные контакты (блок-контакты), их состояние,
регулировка и соответствие диаграммы работы блок-контактов схеме
управления и автоматики по проекту; при необходимости блок-контакты
заменяются или переделываются на месте. Серьезное внимание при ревизии
обращается на чистоту контактов, надежность вжимов. При включении от руки
(нажатием на якорь) электромагнита контактора без защелки якорь должен
плотно прижиматься к магнитопроводу электромагнита включения.
Подвижная система должна перемещаться, не зацепляясь о гасительные
камеры, встречая противодействие только пружин.
Вжимы (провал) блок-контактов должны быть не менее 1-2 мм, а
замыкание всех полюсов силовых контактов должно быть одновременным.
При отпускании подвижная часть должна быстро, без заеданий отпасть. При
надобности производится соответствующая регулировка.
Автоматические выключатели (автоматы) должны надежно
фиксироваться во включенном положении и при срабатывании
электромагнитного или теплового реле автомат должен отключиться.
Для дистанционного управления различными устройствами часто
применяются магнитные пускатели, но они не могут отключать большие токи
короткого замыкания, которые имеют место в электроустановках. Поэтому
для защиты цепей последовательно с магнитными пускателями
устанавливаются предохранители или автоматы. Если при этом
предохранители или автоматы
►шаются для защиты от
то тепловые реле магнитных
пускателей не используются, и вместо
нагревательных элементов следует
установить перемычку из проволоки или
металлические пластинки.
Кроме ревизии и необходимых
регулировок, у коммутационной аппара-
туры проверяется схема внутренних
соединений, исправность обмоток
электромагнитов и резисторов. Изме-
ряется сопротивление изоляции силовых
и вторичных цепей.
4— —и с, N— рассчитывг
/> --Тип- И] перегрузок,
, I—п Ч пускателей
*-!!
И!
и
и б)
-Ш1
с, и-
Рис. 115. Зазоры и провалы
контактов.
а) - главный контакт (В - зазор,
А - провал); б) - блок-контакт
(С^+С2 - общий зазор, О - провал).
-417-
27-3890

Проверка вторичных цепей
Проверка монтажа панелей, пультов и отдельных устройств автоматики и
управления проводится с помощью «пробника» по проверенным монтажным
схемам. Перед проверкой отсоединяются контрольные и силовые кабели
внешних связей и размыкаются такие внутренние связи на панели, которые
могут дать обходную цепь для пробника. Монтажная схема должна в точности
соответствовать фактическому монтажу и маркировке. Простую схему с
открытым (наглядным) монтажом можно проверять визуально.
При проверке монтажа обращается внимание на положение блок-контактов
аппаратов, размыкающих и замыкающих контактов реле. Положение контактов
должно соответствовать схеме для обесточенного состояния аппарата или реле.
Когда соответствующий аппарат сработает, контакты должны переключиться.
После проверки монтажа измеряется мегаомметром сопротивление
изоляции токоведущих частей относительно земли (корпуса панели) и между
цепями управления, сигнализации, измерения и защит. Следует помнить,
что изоляция между цепями напряжения и тока в ваттметрах и счетчиках
ослаблена, поэтому перед измерением эти цепи необходимо объединить.
Выводы конденсаторов и полупроводников приборов необходимо перед
измерением изоляции закоротить.
После проверки монтажа панелей и отдельных устройств приступают к
проверке кабельных связей. Проверка начинается со сверки с проектом
маркировки кабелей, сечения и количества жил в кабелях. При отсоединении жил
кабелей надо следить за тем, чтобы не выпадали маркировочные бирки; жилы
кабелей без надобности не следует перегибать. Особой осторожности требуют
кабели с алюминиевыми жилами - они легко ломаются при повторных перегибах.
Прозвонку коротких кабелей можно производить при помощи пробника, а
для длинных связей или связей с другими помещениями удобнее пользоваться
телефонными трубками. При проэвонке надо следить не только за точной
разводкой, но и за точным соответствием маркировки монтажной схеме.
После прозвонки необходимо мегаомметром измерить сопротивление
изоляции каждой жилы относительно земли и других жил.
Исправные кабели следует снова подсоединить к панелям по монтажным
схемам. Жилы кабелей, временно не используемые, также проверяются, но
не подключаются к панелям, а изолируются лентой или изоляционной трубкой.
Резервные жилы кабелей отводятся в сторону от рядов зажимов.
Алюминиевые жилы кабелей обязательно должны подсоединяться к
зажимам простой и пружинной шайбами.
При проверке монтажа цепей тока и напряжения следует обратить особое
внимание на сборку схемы по полярности обмоток. Необходимо на месте
монтажа убедиться, как расположены начала и концы первичных и вторичных
обмоток измерительных трансформаторов, и проверить, что вторичные
обмотки подсоединены по проекту.
После окончания сборки всех цепей тока и подключения всех приборов и
реле защит следует произвести прогрузку токовых цепей.
Цепи напряжения, особенно когда они используются для синхронизации,
следует проверить первичным напряжением от постороннего источника.
-418-
После проверки всех панелей и всех кабельных связей производят сборку
цепей (кроме подключения к панельным шинкам) и тщательный осмотр всех
участков, сборок и т.д. На панели управления у предохранителей или
автоматов объединяются плюс и минус цепей управления, отдельно цепей
сигнализации, измерения и защит, и проводят испытание всех цепей
повышенным напряжением переменного тока.
До и после испытания производится измерение сопротивления изоляции
в собранной схеме каждого из перечисленных устройств. Сопротивление
изоляции после испытания не должно ухудшиться.
Выявленные при проверке допустимые в монтаже отклонения от проекта
вносятся в монтажные схемы, которые сдаются эксплуатационному персоналу
вместе со всей документацией, протоколами испытаний и отчетами.
16.20. Каков объем и порядок проверок и испытаний электроустановок,
аппаратов, вторичных цепей и электропроводок напряжением до 1000 В?
Электроустановки, аппараты, вторичные цепи и электропроводки
напряжением до 1000 В испытываются в следующем порядке и объеме:
1. Измерение сопротивления изоляции.
Сопротивление изоляции должно соответствовать данным табл. 72.
Таблица 72
Минимально допустимые значения сопротивления изоляции
элементов электрических сетей напряжением до 1000 В
Наименование элемента
Электроизделия и
аппараты на номиналь-
ное напряжение, В:
до 50
свыше 50 до 100
свыше 100 до 380
свыше 380
Распределительные
устройства, щиты и
токопроводы
Электропроводки, в том
числе осветительные
сети
Напряже-
ние мега-
омметра, В
100
250
500-1000
1000-2500
1000-2500
1000
Сопротивле-
ние изоляции,
МОм
Должно соот-
ветствовать
указаниям
изготови-
телей, но не
менее 0,5
не менее 1
не менее 0,5
Примечание
При измерениях полупро-
водниковые приборы в
изделиях должны быть
зашунтированы
Измерения производятся на
каждой секции распредели-
тельного устройства
Измерения сопротивления изо-
ляции в особо опасных поме-
щениях и наружных установках
производятся 1 раз в год. В
остальных случаях измерения
производятся 1 раз в 3 года. При
измерениях в силовых цепях
должны быть приняты меры для
предотвращения повреждения
устройств, в особенности микро-
электронных и полупроводни-
ковых приборов. В осветитель-
ных сетях должны быть вывинче-
ны лампы, штепсельные розетки
и выключатели присоединены.
-419-

Продолжение табл. 72
Наименование элемента
Вторичные цепи распре-
делительных устройств,
цепи питания приводов
выключателей и разъе-
динителей, цепи управле-
ния, защиты, автомати-
ки, телемеханики и т.п.
Краны и лифты
Стационарные электро-
плиты
Шинки постоянного тока
и шинки напряжения на
щитах управления
Цепи управления, защиты,
автоматики, телемеха-
ники, возбуждения машин
постоянного тока на
напряжение 500-1000 В,
присоединенные к глав-
ным цепям
Цепи, содержащие уст-
ройства с микроэлект-
ронными элементами,
рассчитанные на рабочее
напряжение, В:
до 60
выше 60
Напряже-
ние мега-
| омметра, В
1000-2500
1000
1000
500-1000
500-1000
100
500
Сопротивле-
ние изоляции
| МОм
I не менее 1
не менее 0,5
не менее 1
не менее 10
не менее 1
не менее 0,5
не менее 0,5
Примечание
I Измерения производятся со
всеми присоединенными аппа-
ратами (катушки, контакторы,
пускатели, выключатели, реле,
приборы, вторичные обмотки
трансформаторов напряжения
и тока)
Производится не реже 1 раза в
год
Производится при нагретом сос-
тоянии плиты не реже 1 раза в год
Производится при отсоединен-
ных цепях
Сопротивление изоляции
'цепей напряжением до 60 В,
питающихся от отдельного
источника, измеряется мега-
омметром на напряжение 500 В
и должно быть не менее 0,5 МОм.
2. Испытание повышенным напряжением промышленной частоты
электротехнических изделий напряжением выше 12 В переменного тока и
120 В постоянного тока, в том числе:
изоляция обмоток и токоведущего кабеля переносного
электроинструмента относительно корпуса и наружных металлических деталей.
Для электроинструмента на напряжение до 50 В 1/исп принимается 550 В.
Для электроинструмента на напряжение выше 50 В и мощности до 1 кВт -
900 В, при мощности более 1 кВт - 1350 В.
У электроинструмента с корпусом из изоляционного материала на время
испытаний должны быть обернуты металлической фольгой и соединены с
заземлителем корпус и соединенные с ним детали. При сопротивлении
изоляции более 10 МОм испытание повышенным напряжением может быть
заменено измерением одноминутного сопротивления изоляции
мегаомметром на напряжение 2500 В.
-420-
- изоляции обмоток понижающих трансформаторов.
Испытательное напряжение должно быть 1350 В при номинальном
напряжении первичной обмотки трансформатора 127-220 В и 1800 В при
номинальном напряжении первичной обмотки 380-440 В.
Испытательное напряжение прикладывается поочередно к каждой из
обмоток. При этом остальные обмотки должны быть соединены с
заземленным корпусом и магнитопроводом.
Длительность приложения напряжения - 1 мин.
3. Испытание повышенным напряжением промышленной частоты
силовых и вторичных цепей рабочим напряжением выше 50 В переменного
тока, не содержащих устройств с микроэлектронными элементами:
- изоляции распределительных устройств элементов приводов
выключателей, короткозамыкателей, отделителей, аппаратов, а также
вторичных цепей управления, защиты, автоматики, телемеханики и т.д.
При испытании внешней изоляции электрооборудования повышенным
напряжением промышленной частоты, производимом при факторах внешней
среды, отличающихся от нормальных (температура воздуха 20вС, абсолютная
влажность 11 г/м3, атмосферное давление 101,3 кПа, если в стандартах на
электрооборудование не приняты другие пределы), значение
испытательного напряжения должно определяться с учетом поправочного
коэффициента на условия испытания, регламентируемого соответствую-
щими государственными стандартами.
При проведении испытаний мегаометром на 2500 В можно не проводить
измерений мегаомметром на 500- 1000 В.
- изоляции силовых и осветительных электропроводок.
Производится в случае, если сопротивление изоляции оказалось ниже 1 МОм.
Продолжительность испытания - 1 мин. Испытательное напряжение -
1000 В.
4. Проверка срабатывания защиты при системе питания с заземленной
нейтралью (ТГМ-С, ТМ-С-5, ТЫ-З)
При замыкании на нулевой защитный проводник ток однофазного
короткого замыкания должен составлять не менее:
- трехкратного значения номинального тока плавкой вставки
предохранителя;
- трехкратного значения номинального тока нерегулируемого расцепителя
автоматического выключателя с обратнозависимой от тока характеристикой;
- трехкратного значения уставки по току срабатывания регулируемого
расцепителя автоматического выключателя с обратнозависимой от тока
характеристикой;
- 1,1 верхнего значения тока срабатывания мгновенно действующего
расцепителя (отсечки).
Проверяется непосредственным измерением тока однофазного
короткого замыкания с помощью специальных приборов или измерением
полного сопротивления петли фаза-нуль с последующим определением тока
короткого замыкания.
У электроустановок, присоединенных к одному щитку и находящихся в
пределах одного помещения, допускается производить измерения только
на одной, самой удаленной от точки питания, установке.
-421 -

У светильников наружного освещения проверяется срабатывание защиты
только на самых дальних светильниках каждой линии.
Проверку срабатывания защиты групповых линий различных приемников
допускается производить на штепсельных розетках с защитным контактом.
5. Проверка наличия цепи между заземленными установками и
элементами заземленной установки.
Производится на установках, срабатывание защиты которых проверено.
Не должно быть обрывов и неудовлетворительных контактов. Переходное
сопротивление контактов должно быть не выше 0,05 Ом.
6. Проверка действия расцепителей.
Пределы работы расцепителей должны соответствовать заводским данным.
7. Проверка устройств защитного отключения (УЗО).
Производится путем нажатия на кнопку «Т» (тест) включенного в сеть
устройства.
Производится не реже 1 раза в квартал.
8. Проверка работы контакторов и автоматов при пониженном и номи-
нальном напряжении оперативного тока. Производится согласно табл. 73.
Таблица 73
Количество операций при испытании контакторов
и автоматов многократными включениями и отключениями
Операция
Включение
Включение и отключение
Отключение
Напряжение оперативного тока,
% от номинального
90
100
80
Количество
операций
5
5
10
9. Проверка фазировки распределительных устройств напряжением до
1000 В и их присоединений.
Должно иметь место совпадение по фазам.
10. Измерение напряжений прикосновения и шага.
В системе с заземленной нейтралью при однофазном коротком
замыкании напряжение прикосновения и шага не должно превышать 50 В,
если для конкретных помещений не установлены другие значения.
Измерение производится в животноводческих комплексах, банях с
электронагревателями и на других объектах, где в целях предотвращения
электротравматизма выполнено уравнивание и выравнивание потенциалов.
11. Проверка главной заземляющей шины (ГЗШ).
Проверка затяжки болтовых и целостности сварных контактных
соединений.
Производится в соответствии с указаниями соответствующего раздела
данного издания.
12. Измерение уровня освещенности и других светотехнических параметров.
Освещенность и другие светотехнические параметры должны быть не
ниже значений, предусмотренных нормами.
Оценка результатов контрольных измерений должна производиться с
учетом типа применяемых ламп и напряжения в момент измерения.
-422-
17. СРЕДСТВА КОНТРОЛЯ, ИЗМЕРЕНИЙ И УЧЕТА
Настоящий раздел рассматривает системы контроля технологических
параметров оборудования, средства измерений режимов его работы
(стационарные и переносные), а также средства учета электрической
энергии (счетчики активной и реактивной энергии).
Объем оснащенности электроустановок системами контроля, техническими
средствами измерений и учета электрической энергии должен соответствовать
требованиям нормативно-технической документации и обеспечивать:
- контроль за техническим состоянием оборудования и режимами его
работы;
- учет выработанной, отпущенной и потребленной электроэнергии;
- соблюдение безопасных условий труда и санитарных норм и правил;
- контроль за охраной окружающей среды.
17.1 Допускается ли применение нестандартизированных средств
измерений?
Допускается применение нестандартизированных средств измерений,
прошедших метрологическую аттестацию в установленном порядке.
(ПТЭЭП п. 2.11.3.)
77.2. На основании требований какого документа устанавливаются и
эксплуатируются средства измерений и учета?
Установка и эксплуатация средств измерений и учета электрической
энергии осуществляется в соответствии с требованиями правил устройства
электроустановок и инструкций заводов-изготовителей.
(ПТЭЭЛ п. 2.11.4.)
17.3. Какая служба Потребителя осуществляет профилактическое
обслуживание средств измерений?
Для периодического осмотра, профилактического обслуживания средств
измерений и учета электрической энергии, надзора за их состоянием,
проверки, ремонта и испытания этих средств у Потребителя, в соответствии
с государственными стандартами, может быть создана метрологическая
служба или иная структура по обеспечению единства измерений.
При наличии такой службы она должна быть оснащена поверочным и
ремонтным оборудованием и образцовыми средствами измерений в
соответствии с требованиями нормативно-технических документов.
(ПТЭЭП 2. 11.5.)
17.4. Какие требования должны быть соблюдены в случае ремонта
средств измерений и учета?
Все средства измерений и учета электрической энергии, а также
информационно-измерительные системы должны быть в исправном
состоянии и готовыми к работе. На время ремонта средств измерений или
учета при работающем технологическом энергооборудовании вместо них
должны быть установлены резервные средства.
Обо всех дефектах или случаях отказов в работе расчетных счетчиков
электрической энергии Потребитель обязан немедленно поставить в
известность энергоснабжающую организацию.
-423-

Персонал энергообъекта несет ответственность за сохранность
расчетного счетчика, его пломб и за соответствие цепей учета
электроэнергии установленным требованиям.
Нарушение пломбы на расчетном счетчике, если это не вызвано
действием непреодолимой силы, лишает законной силы учет
электроэнергии, осуществляемый данным расчетным счетчиком.
До ввода в промышленную эксплуатацию основного оборудования
Потребителя, информационно-измерительные системы должны быть
метрологически аттестованы, а в процессе эксплуатации они должны
подвергаться периодической поверке.
Использование в качестве расчетных информационно-измерительных
систем, не прошедших метрологическую аттестацию, не допускается.
Рабочие средства измерений, применяемые для контроля за
технологическими параметрами, по которым не нормируется точность
измерения, могут быть переведены в разряд индикаторов. Перечень таких
средств измерений должен быть утвержден руководителем Потребителя.
(ПТЭЭПп.п. 2.11.6-2.11.8;2.11.17.)
17.5. Кем и в какие сроки осуществляется поверка средств измерений?
Поверка расчетных средств учета электрической энергии и образцовых
средств измерений проводится в сроки, устанавливаемые
государственными стандартами, а также после ремонта указанных средств.
Сроки поверки встроенных в энергооборудование средств электрических
измерений (трансформаторов тока и напряжения, шунтов,
электропреобразователей и т.п.) должны соответствовать межремонтным
интервалам работы оборудования, на котором они установлены. В объемы
ремонтов оборудования должны быть включены демонтаж, поверка и
установка этих средств измерений.
На средства измерений и учета электрической энергии составляются
паспорта (или журналы), в которых делаются отметки обо всех ремонтах,
калибровках и поверках.
Периодичность и объем поверки расчетных счетчиков должны
соответствовать требованиям действующих нормативно-технических
документов.
Положительные результаты поверки счетчика удостоверяются
поверительным клеймом или свидетельством о поверке.
Периодичность и объем калибровки расчетных счетчиков
устанавливаются местной инструкцией.
Калибровка расчетного счетчика на месте его эксплуатации, если это
предусмотрено местной инструкцией, может проводиться без нарушения
поверительного клейма аттестованным представителем энергоснабжающей
организации в присутствии работника, ответственного за учет
электроэнергии на энергообъекте. Калибровка не заменяет поверку,
предусмотренную нормативно-техническими документами. Результаты
калибровки оформляются актом.
(ПТЭЭПп.п. 2.11.9.-2.11.11.)
-424-
17. 6. Как отмечается на стационарных средствах измерений, по которым
контролируется режим работы электрооборудования, значение
номинальной величины?
На стационарные средства измерений, по которым контролируется
режим работы электрооборудования и линий электропередачи, должна быть
нанесена отметка, соответствующая номинальному значению измеряемой
величины. Размеры и способ нанесения отметки должны соответствовать
требованиям государственных стандартов на шкалы измерительных
приборов. Приборы, имеющие электропитание от внешнего источника,
должны быть оснащены устройством сигнализации наличия напряжения.
(ПТЭЭП п. 2.11.12.)
17.7. Где на средстве измерения, по которому производится учет
электрической энергии, выполняются надписи ?
На каждом средстве учета электрической энергии (счетчике) должна быть
выполнена надпись, указывающая наименование присоединения, на
котором производится учет электроэнергии. Допускается выполнять надпись
на панели рядом со счетчиком, если при этом можно однозначно определить
принадлежность надписей к каждому счетчику.
(ПТЭЭП п. 2.11.13.)
17.8. Кто несет ответственность и наблюдает за работой средств
измерения и учета электрической энергии?
Наблюдение за работой средств измерений и учета электрической
энергии, в том числе регистрирующих приборов и приборов с
автоматическим ускорением записи в аварийных режимах, на электрических
подстанциях (в распределительных устройствах) должен вести оперативный
или оперативно-ремонтный персонал подразделений, определенный
решением технического руководителя Потребителя.
Ответственность за сохранность и чистоту внешних элементов средств
измерений и учета электрической энергии несет персонал, обслуживающий
оборудование, на котором они установлены. Обо всех нарушениях в работе
средств измерений и учета электрической энергии персонал должен
незамедлительно сообщать подразделению, выполняющему функции
метрологической службы Потребителя. Вскрытие средств электрических
измерений, не связанное с работами по обеспечению нормальной записи
регистрирующими приборами, разрешаются только персоналу
подразделения, выполняющего функции метрологической службы
Потребителя, а средств измерений для расчета с поставщиками или
Потребителями - персоналу подразделения совместно с их
представителями.
(ПТЭЭП п.п. 2.11.14-2.11.15.)
17.9. Кто выполняет работы по установке и замене измерительных
трансформаторов тока и напряжения, к которым подключены приборы учета,
а также замену и поверку расчетных счетчиков?
Установку и замену измерительных трансформаторов тока и напряжения,
к вторичным цепям которых подключены расчетные счетчики, выполняет
персонал Потребителя с разрешения энергоснабжающей организации.
-425-

Замену и поверку расчетных счетчиков, по которым производится расчет
между энергоснабжающими организациями и Потребителями, осуществляет
собственник приборов учета, по согласованию с энергоснабжающей
организацией. При этом время безучетного потребления электроэнергии и
средняя потребляемая мощность должны фиксироваться двусторонним
актом.
(ПТЭЭП п. 2.11.16.)
17.10. Какие объекты системы учета пломбируются энергоснабжающей
организацией и как защищаются приборы учета от несанкционированного
доступа?
Энергоснабжающая организация должна пломбировать:
- клеммники трансформаторов тока;
- крышки переходных коробок, где имеются цепи к электросчетчикам;
- токовые цепи расчетных счетчиков в случаях, когда к трансформаторам
тока совместно со счетчиками присоединены электроизмерительные
приборы и устройства защиты;
- испытательные коробки с зажимами для шунтирования вторичных
обмоток трансформаторов тока и места соединения цепей напряжения при
отключении расчетных счетчиков для их замены или поверки;
- решетки и дверцы камер, где установлены трансформаторы тока;
- решетки или дверцы камер, где установлены предохранители на стороне
высокого и низкого напряжения трансформаторов напряжения, к которым
присоединены расчетные счетчики;
- приспособления на рукоятках приводов разъединителей
трансформаторов напряжения, к которым присоединены расчетные
счетчики.
Поверенные расчетные счетчики должны иметь на креплении кожухов
пломбы организации, производившей поверку, а на крышке колодки зажимов
счетчика - пломбу энергоснабжающей организации.
Для защиты от несанкционированного доступа к электроизмерительным
приборам, коммутационным аппаратам и разъемным соединениям
электрических цепей в цепях учета должно производиться их маркирование
специальными знаками визуального контроля в соответствии с
установленными требованиями.
(ПТЭЭП п. 2.11.18.)
17.11. Как осуществляется контроль напряжения в цепях напряжения
расчетных счетчиков при установке в них предохранителей?
Во вторичных цепях трансформаторов напряжения, к которым
подсоединены расчетные счетчики, установка предохранителей без
контроля за их целостностью с действием на сигнал не допускается.
(ПТЭЭП п. 2.11.18.)
-426-
18. ЭЛЕКТРИЧЕСКОЕ ОСВЕЩЕНИЕ
В данном разделе рассматриваются требования к устройствам
электрического освещения Потребителей, помещений и сооружений, жилых
и общественных зданий, открытых пространств и улиц, а также к рекламному
освещению.
18.1. Какие основные требования предъявляются к качеству рабочего,
аварийного и рекламного освещения, а также к светильникам?
Рабочее и аварийное освещение во всех помещениях, на рабочих местах,
открытых пространствах и улицах должно обеспечивать освещенность в
соответствии с установленными требованиями.
Рекламное освещение, снабженное устройствами программного
управления, должно удовлетворять также требованиям действующих норм
на допустимые индустриальные радиопомехи.
Применяемые при эксплуатации электроустановок светильники рабочего
и аварийного освещения должны быть только заводского изготовления и
соответствовать требованиям государственных стандартов и технических
условий.
Светильники аварийного освещения должны отличаться от светильников
рабочего освещения знаками или окраской.
Светоограждение дымовых труб и других высоких сооружений должно
соответствовать установленным правилам.
(ПТЭЭП п.п. 2.12.2-2.12.3.)
18.2. По какой схеме должно осуществляться питание рабочего и
аварийного освещения?
Питание светильников аварийного и рабочего освещения должно
осуществляться от независимых источников. При отключении рабочего
освещения переключение на аварийное должно происходить автоматически
или вручную, согласно проектным решениям, исходя из целесообразности
по местным условиям и в соответствии с требованиями правил устройства
электроустановок.
Питание сети аварийного освещения по схемам, отличным от проектных,
не допускается.
Присоединение к сети аварийного освещения переносных трансформаторов
и других видов нагрузок, не относящихся к этому освещению, не допускается.
Сеть аварийного освещения должна быть выполнена без штепсельных
розеток.
(ПТЭЭП п. 2.12.4.)
18.3. Какие сведения должна нести маркировка щитов и сборок сети
освещения?
На лицевой стороне щитов и сборок сети освещения должны быть
надписи (маркировка) с указанием наименования (щита или сборки), номера,
соответствующего диспетчерскому наименованию. С внутренней стороны
(например, на дверцах) должны быть однолинейная схема, надписи с
указанием значения тока плавкой вставки на предохранителях или
-427-

номинального тока автоматических выключателей и наименование
электроприемников*, соответственно через них получающих питание.
Автоматические выключатели должны обеспечивать селективность
отключения потребителей, получающих от них питание.
Использование сетей освещения для подключения каких-либо
переносных или передвижных электроприемников не допускается.
(ПТЭЭП п. 2.12.5.)
18.4. Какие требования предъявляются к питанию переносных (ручных)
светильников?
Для питания переносных (ручных) электрических светильников в
помещениях с повышенной опасностью и в особо опасных помещениях
должно применяться напряжение не выше 50 В, а ври работах в особо
неблагоприятных условиях и в наружных установках - не выше 12 В.
Вилки приборов на напряжение 12-50 В не должны входить в розетки с
более высоким номинальным напряжением. В помещениях, в которых
используется напряжение двух и более номиналов, на всех штепсельных
розетках должны быть надписи с указанием номинального напряжения.
Использование автотрансформаторов для питания светильников сети
12-50 В не разрешается.
Применение для переносного освещения люминесцентных ламп, не
укрепленных на жестких опорах, не допускается.
(ПТЭЭП п. 2.12.6.)
18.5. Допускается ли в светильниках рабочего и аварийного освещения
установка ламп и другого оборудования, не соответствующих проектным?
Установка в светильники сети рабочего и аварийного освещения ламп,
мощность или цветность излучения которых не соответствует проектной, а
также снятие рассеивателеи, экранирующих и защитных решеток
светильников не допускается.
(ПТЭЭП п. 2.12.7.)
18.6. Какие требования предъявляются к питанию внутреннего,
наружного и охранного освещения?
Питание сетей внутреннего, наружного, а также охранного освещения
Потребителей, сооружений, жилых и общественных зданий, открытых
пространств и улиц, как правило, должно быть предусмотрено по отдельным
линиям.
Управление сетью наружного освещения, кроме сети освещения
удаленных объектов, а также управление сетью охранного освещения
должно, как правило, осуществляться централизованно из помещения щита
управления энергохозяйством данного Потребителя или иного специального
помещения.
(ПТЭЭП п. 2.12.8.)
* Наименование электроприемников (в частности, светильников) должно быть
изложено так, чтобы работники, включающие или отключающие единично
расположенные или групповые светильники, смогли бы безошибочно производить
эти действия
-428-
18.7. Какой величины допускаются колебания напряжения в сетях
освещения?
Сеть освещения должна получать питание от источников (стабилизаторов
или отдельных трансформаторов), обеспечивающих возможность
поддержания напряжения в необходимых пределах.
Напряжение на лампах должно быть не выше номинального значения.
Понижение напряжения у наиболее удаленных ламп сети внутреннего
рабочего освещения, а также прожекторных установок должно быть не более
5% номинального напряжения; у наиболее удаленных ламп сети наружного
и аварийного освещения и в сети напряжением 12-50 В - не более 10%.
(ПТЭЭП п. 2.12.9.)
18.8. Как выполняется управление освещением в РУ, имеющих два
выхода, и в проходных туннелях?
В коридорах электрических подстанций и распределительных устройств,
имеющих два выхода, и в проходных туннелях освещение должно быть
выполнено с двусторонним управлением.
(ПТЭЭП п. 2.12.10.)
18.9. Как оборудуется рабочее место оперативного персонала,
обслуживающего сети освещения?
У оперативного персонала, обслуживающего сети электрического
освещения, должны быть схемы этой сети, запас калиброванных вставок,
соответствующих светильников и ламп всех напряжений данной сети
освещения.
Оперативный и оперативно-ремонтный персонал Потребителя или
объекта (даже при наличии аварийного освещения) должен быть снабжен
переносными электрическими фонарями с автономным питанием.
(ПТЭЭП п. 2.12.11.)
18.10. Кем и в какие сроки устанавливается периодичность очистки
светильников и ремонт сетей освещения?
Очистка светильников, осмотр и ремонт сети электрического освещения
должен выполнять по графику (плану ППР) квалифицированный персонал.
Периодичность работ по очистке светильников и проверке технического
состояния осветительных установок Потребителя (наличие и целость стекол,
решеток и сеток, исправность уплотнений светильников специального
назначения и т.п.) должна быть установлена ответственным за
электрохозяйство Потребителя с учетом местных условий. На участках,
подверженных усиленному загрязнению, очистка светильников должна
выполняться по особому графику.
Смена перегоревших ламп может производиться групповым или
индивидуальным способом, который устанавливается конкретно для каждого
Потребителя в зависимости от доступности ламп и мощности осветительной
установки. При групповом способе сроки очередной чистки арматурьк
должны быть приурочены к срокам групповой замены ламп.
(ПТЭЭП п.п. 2,12.12. - 2.12.13.)
-429-

18.11. Как производится обслуживание сетей освещения и светильников,
расположенных на различной высоте?
При высоте подвеса светильников до 5 м допускается их обслуживание с
приставных лестниц и стремянок. В случае расположения светильников на
большей высоте разрешается их обслуживание с мостовых кранов,
стационарных мостиков и передвижных устройств при соблюдении мер
безопасности, установленных правилами безопасности при эксплуатации
электроустановок и местными инструкциями.
(ПТЭЭП п. 2.12.14.)
18.12. Как производится хранение и уничтожение ламп ДРЛ и дневного
света?
Вышедшие из строя люминесцентные лампы, лампы типа ДРЛ и другие
источники, содержащие ртуть, должны храниться в специальном помещении.
Их необходимо периодически вывозить для уничтожения и дезактивации в
отведенные для этого места.
(ПТЭЭП п. 2.12.15.)
18.13. В какие сроки производится осмотр и проверка сетей освещения?
Осмотр и проверка сети освещения должны проводиться в следующие
сроки:
- проверка исправности аварийного освещения при отключении рабочего
освещения - 2 раза в год;
- измерение освещенности внутри помещений (в т.ч. участков, отдельных
рабочих мест, проходов и т.д.) - при вводе сети в эксплуатацию в
соответствии с нормами освещенности, а также при изменении
функционального назначения помещения.
Проверка состояния стационарного оборудования и электропроводки
аварийного и рабочего освещения, испытание и измерение сопротивления
изоляции проводов, кабелей и заземляющих устройств должны проводиться
при вводе сети электрического освещения в эксплуатацию, а в дальнейшем
по графику, утвержденному ответственным за электрохозяйство
Потребителя, но не реже одного раза в три года. Результаты замеров
оформляются актом (протоколом) в соответствии с нормами испытания
электрооборудования.
(ПТЭЭП п.п. 2.12.16-2.12.17.)
18.14. Как организуется техническое обслуживание и ремонт установок
рекламного и наружного (уличного) освещения?
Техническое обслуживание и ремонт установок наружного (уличного) и
рекламного освещения должен выполнять подготовленный
электротехнический персонал.
Потребители, не имеющие такого персонала, могут передать функции
технического обслуживания и ремонта этих установок специализированным
организациям.
Периодичность планово-предупредительных ремонтов газосветных
установок сети рекламного освещения устанавливается в зависимости от
-430-
их категории (месторасположения, системы технического обслуживания и
т.п.) и утверждается ответственным за электрохозяйство Потребителя.
Включение и отключение установок наружного (уличного) и рекламного
освещения, как правило, должно осуществляться автоматически, в
соответствии с графиком, составленным с учетом времени года,
особенностей местных условий и утвержденным местными органами власти.
Работа установок рекламного освещения при видимых повреждениях не
допускается.
При централизованной автоматической системе управления установками
уличного и рекламного освещения должно обеспечиваться круглосуточное
дежурство персонала, имеющего в своем распоряжении транспортные
средства и телефонную связь.
(ПТЭЭП п.п. 2.12.18 - 2.12.21.)
-431 -

19. ЭЛЕКТРОУСТАНОВКИ СПЕЦИАЛЬНОГО НАЗНАЧЕНИЯ
Электродные котлы
Нижеуказанные требования распространяются на электродные
водогрейные и паровые котлы, независимо от рабочего давления и
температуры нагрева воды в них, питающиеся от источников тока
промышленной частоты напряжением до и выше 1000 В, предназначенные
для систем отопления, горячего водо-и пароснабжения жилых, комму-
нально-бытовых, общественных и производственных зданий, сооружений,
промышленных и сельскохозяйственных установок.
19.1. Какие виды электродных котлов допускаются к эксплуатации?
В эксплуатацию допускаются только электродные котлы, изготовленные
в организациях, имеющих технические средства, обеспечивающие
соответствие их качества требованиям государственных стандартов или
технических условий, согласованных в установленном порядке.
(ПТЭЭП п. 3.2.47.)
19.2. Какие требования предъявляются к установке электродных котлов
и их трубопроводам?
Электродные котлы и трубопроводы должны иметь тепловую изоляцию
из материала, обладающего малым удельным весом и низкой
теплопроводностью. Температура наружной поверхности изоляции должна
быть не выше 55°С.
Электродные котлы должны устанавливаться в отдельном помещении. В
этом же помещении можно располагать технологическое оборудование и
устройства защиты и автоматики. Электродные котлы напряжением до 1000В
допускается устанавливать в производственных помещениях совместно с
другим оборудованием. В помещении котельной должны быть
предусмотрены дренажные устройства, обеспечивающие аварийный и
ремонтный сброс воды из системы отопления или горячего водоснабжения.
В электрокотельной напряжением выше 1000В должно быть
предусмотрено отдельное помещение для электротехнического персонала.
В этом же помещении могут устанавливаться пульт телеуправления и
телеизмерения, а также устройства защиты и автоматики.
(ПТЭЭП п.п 3.2.49 -3.2.50.)
19.3. Какой автоматикой обязательно оборудуются электродные котлы,
работающие в соответствии сданным графиком?
Исходя из необходимости выравнивания графика энергопотребления,
эксплуатировать электродные котлы в теплофикационных системах, не
имеющих пускорегулирующих устройств, не допускается. Электродные
котлы должны быть оснащены устройствами автоматики, отключающими их
в соответствии с заданным графиком работы.
(ПТЭЭП п. 3.2.51.)
19.4. В каком случае электродные котлы допускаются к работе без
постоянного дежурного персонала?
Электродные котлы могут работать без постоянного дежурства персонала
при наличии устройств автоматического и дистанционного управления,
-432-
о'беспечивающих ведение нормального режима работы электродных котлов
автоматически или с пульта управления, а также при наличии защиты,
обеспечивающей остановку котла при нарушении режимов работы, с подачей
сигнала на пульт управления. При этом должна быть предусмотрена
возможность остановки котла с пульта управления.
Регулирование мощности электродных котлов под напряжением не
допускается.
(ПТЭЭП п.п 3.2.53 - 3.2.54.)
19.5. В каких случаях электродный котел должен быть немедленно
отключен от сети?
Электродный котел должен быть немедленно отключен при:
- несчастном случае;
- исчезновении напряжения на устройствах дистанционного и
автоматического управления и на всех контрольно-измерительных приборах;
- повышении давления в котле выше разрешенного на 10% и продолжении
его роста;
- прекращении или снижении расхода воды через водогрейный котел
ниже минимально допустимого, а также в других случаях, предусмотренных
производственной инструкцией.
В местной производственной инструкции должен быть также указан
порядок устранения аварийного состояния и пуска электродных котлов.
(ПТЭЭП п. 3.2.55.)
19.6. Какие дополнительные требования предъявляются к электродным
котлам напряжением выше 1000 В?
Электродные паровые котлы напряжением выше 1000 В допускаются в
эксплуатацию после регистрации, проверки и испытаний их в установленном
порядке.
На каждый котел напряжением выше 1000 В, установленный в котельной,
должен быть заведен журнал, в который заносятся дата, вид ремонта,
результаты осмотра, сведения о замене деталей, данные об аварийных
ситуациях и т.д.
(ПТЭЭП п.п. 3.2.52; 3.2.56.)
19.7. Каковы сроки осмотров и ПНР электродных котлов?
Осмотр электродных котлов напряжением до 1000 В выполняется перед
каждым отопительным сезоном, а напряжением выше 1000 В - с определенной
периодичностью, устанавливаемой графиком, но не реже 1 раза в месяц.
Осмотр осуществляется согласно требованиям1 местной производственной
инструкции, утвержденной ответственным за электрохозяйство Потребителя.
Результаты осмотра и меры по устранению неисправностей заносятся в
журнал за подписью работника, проводившего осмотр.
Планово-предупредительный ремонт производится ^^периодичностью,
устанавливаемой для котлов напряжением выше 1000 В специальным
графиком, но не ^еже 1 раза в 6 мес. Для котлов напряжением до 1000 В
необходимость планово-предупредительного ремонта определяет технический
руководитель Потребителя или организация, проводящая ремонт.
(ПТЭЭП п.п. 3.2.57-3.2.58.)
-433-
28-3890

19.8. В каком порядке и объеме производятся испытания и проверки
электродных котлов?
Электрические проверки и испытания электродных котлов проводятся в
следующем порядке:
1. Измерение сопротивления столба воды изолирующей вставки.
Измеряется у электродных котлов напряжением выше 1000 В.
Сопротивление столба воды (Ом) в каждой из вставок должно быть не
менее 0,06 1/фл, где 1/ф- фазное напряжение электродного котла; п - число
изолирующих вставок всех котлов котельной.
Сопротивление должно быть не менее 200-п.
2. Измерение удельного сопротивления питательной (сетевой) воды.
Измеряется у электродных котлов напряжением до 1000 В.
Измеряется у электродных котлов перед пуском и при изменении источника
водоснабжения, а при снабжении из открытых водоемов - не реже 4 раз в год.
При 20вС должно быть в пределах, указанных заводом-изготовителем.
3. Испытание повышенным напряжением промышленной частоты:
- изоляции корпуса котла вместе с изолирующими вставками,
освобожденными от воды.
Значение изоляции должно соответствовать значениям, указанным в
табл. 26.
- изолирующих встабок.
Производится двукратным номинальным фазным напряжением
Продолжительность испытания - 1 мин.
4. Измерение сопротивления изоляции котла без воды.
Измеряется в положении электродов при максимальной и минимальной
мощности по отношению к корпусу мегаомметром на напряжение 2500 В.
Значение измеренного сопротивления должно быть не менее 0,5 МОм,
если заводом-изготовителем не оговорены более высокие требования.
5. Проверка действия защитной аппаратуры котла.
Производится в соответствии с местными инструкциями и инструкциями
заводов-изготовителей.
Переносные и передвижные электроприемники
В данном разделе рассматриваются переносные и передвижные
электроприемники напряжением до 1000 В, конструкция которых
предусматривает возможность их перемещения к месту применения по
назначению вручную (без применения транспортных средств); а также
вспомогательное оборудование к ним, общие требования к организации их
эксплуатации.
При организации эксплуатации конкретного вида переносных,
передвижных электроприемников (электроинструмент, электрические
машины, светильники, сварочные установки, насосы, печи, компрессоры),
вспомогательного оборудования к ним (переносные разделительные и
понижающие трансформаторы, преобразователи частоты, устройства
-434-
защитного отключения, кабели-удлинители и т.п.) необходимо учитывать
дополнительные требования к ним, изложенные в документации завода-изго-
товителя, государственных стандартах, правилах безопасности и ПТЭЭП.
19.9, Требованиям каких документов должны соответствовать
передвижные и переносные электроприемники?
Переносные и передвижные электроприемники, вспомогательное
оборудование к ним должны соответствовать требованиям государственных
стандартов или технических условий, утвержденных в установленном порядке.
Переносные и передвижные электроприемники, вспомогательное
оборудование к ним, в том числе иностранного производства, подлежащие
обязательной сертификации, должны иметь российские сертификаты
соответствия.
Применять переносные и передвижные электроприемники допускается
только в соответствии с их назначением, указанным в паспорте.
(ПТЭЭП п.п. 3.5.3 - 3.5.5.)
19.10. Какой персонал допускается к работе с переносным
(передвижным) электроприемником?
К работе с использованием переносного или передвижного
электроприемника, требующего наличия у персонала групп по
электробезопасности, допускаются работники, прошедшие инструктаж по
охране труда и имеющие группу по электробезопасности.
(ПТЭЭП п. 3.5.7.)
19.11. Кто выполняет подключение к электрической сети переносных и пере-
движных электроприемниров с втычными или штепсельными соединителями?
Подключение (отключение) к (от) электрической сети переносных и
передвижных электроприемников при помощи втычных соединителей или
штепсельных соединений, удовлетворяющихтребованиям электробезопасности,
разрешается выполнять персоналу, допущенному к работе с ними.
(ПТЭЭП п. 3.5.8.)
19.12. Кто выполняет подключение к электрической сети переносных и
передвижных электроприемников, оборудованных разборными
контактными соединениями?
Присоединение переносных, передвижных электроприемников,
вспомогательного оборудования к ним к электрической сети с помощью
разборных контактных соединений и отсоединение его от сети должен
выполнять электротехнический персонал, имеющий группу III,
эксплуатирующий эту электрическую сеть.
(ПТЭЭП п. 3.5.9.)
19.13. Кто обеспечивает поддержание в исправном состоянии и
проведение профилактических испытаний переносного (передвижного)
электрооборудования ?
Для поддержания исправного состояния, проведения периодических
проверок переносных и передвижных электроприемников,
вспомогательного оборудования к ним распоряжением руководителя
Потребителя должен быть назначен ответственный работник или работники,
-435-

имеющие группу III. Данные работники обязаны вести Журнал регистрации^
инвентарного учета, периодической проверки и ремонта переносных и
передвижных электроприемников, вспомогательного оборудования к ним.
(ПТЭЭП п. 3.5.10.)
19.14. Как часто проверяется исправность передвижного (переносного)
электрооборудования ?
Переносные и передвижные электроприемники, вспомогательное
оборудование к ним должны подвергаться периодической проверке не реже
одного раза в 6 месяцев. Результаты проверки ответственные работники
отражают в Журнале регистрации инвентарного учета, периодической
проверки и ремонта переносных и передвижных электроприемников,
вспомогательного оборудования к ним.
(ПТЭЭП п. 3.5.11.)
19.15. Что входит в объем периодической проверки переносного
(передвижного) электрооборудования?
В объем периодической проверки переносных и передвижных
электроприемников, вспомогательного оборудования к ним входят:
- внешний осмотр;
- проверка работы на холостом ходу не менее 5 мин;
- измерение сопротивления изоляции;
- проверка исправности цепи заземления электроприемников и
вспомогательного оборудования классов 01 и 1.
(ПТЭЭП п. 3.5.12.)
19.16. Как должен быть организован ремонт и техническое обслуживание
переносного (передвижного) электрооборудования?
Каждый переносной, передвижной электроприемник, элементы
вспомогательного оборудования к ним должны иметь инвентарные номера.
В процессе эксплуатации переносные, передвижные электроприемники,
вспомогательное оборудование к ним должны подвергаться техническому
обслуживанию, испытаниям и измерениям, планово-предупредительным
ремонтам в соответствии с указаниями заводов-изготовителей,
приведенными в документации на эти электроприемники и вспомогательное
оборудование к ним.
Ремонт переносных и передвижных электроприемников, вспомогательного
оборудования к ним должен производиться специализированной организацией
(подразделением). После ремонта каждый переносной и передвижной
электроприемник, вспомогательное оборудование должны быть подвергнуты
испытаниям в соответствии с государственными стандартами, указаниями
завода-изготовителя, нормами испытаний электрооборудования.
Переносное, передвижное электросварочное оборудование закрепляется
за электросварщиком, о чем делается запись в Журнале регистрации
инвентарного учета, периодической проверки и ремонта переносных и
передвижных электроприемников, вспомогательного оборудования к ним. Не
закрепленные за электросварщиками передвижные и переносные источники
тока для дуговой сварки должны храниться в запираемых на замок помещениях.
(ПТЭЭП п.п. 3.1.16, 3.5.6, 3.5.13 - 3.5.14.)
-436-
19.17. В каких помещениях не допускается эксплуатировать переносные
(передвижные) электроприемники класса 0?
Не разрешается эксплуатировать переносные и передвижные
электроприемники класса 0 в особо неблагоприятных условиях, особо
опасных помещениях и в помещениях с повышенной опасностью.
(ПТЭЭП п. 3.5.15.)
Стационарные, передвижные, комплектные переносные
испытательные установки
19.18. В каком объеме подвергаются испытаниям и проверкам
стационарные, передвижные, комплектные переносные испытательные
установки?
В объем испытаний стационарных, передвижных, комплектных
переносных испытательных установок входят:
1. Измерение сопротивления изоляции:
- цепей и аппаратуры напряжением выше 1000 В.
Измерение производится мегаомметром на напряжение 2500 В.
Сопротивление изоляции не нормируется.
- цепей и аппаратуры напряжением до 1000 В.
Сопротивление должно быть не менее 1 МОм.
Измерение производится мегаомметром на напряжение 1000 В.
2. Испытание повышенным напряжением промышленной частоты.
Испытываются цепи высокого напряжения испытательных установок,
испытательных аппаратов, мостов для измерения диэлектрических потерь,
эталонных конденсаторов и других элементов высокого напряжения
испытательных схем.
Испытательное напряжение принимается согласно заводским
инструкциям или техническим условиям и должно быть не ниже 115%
номинального напряжения испытательной установки. Продолжительность
испытания - 1 мин.
3. Проверка исправности измерительных устройств и испытательных
трансформаторов.
Проверяется точность измерения мостов, измерительных приборов и
устройств. Исправность обмоток испытательных и измерительных
трансформаторов оценивается измерением коэффициента трансформации
и класса точности.
Классы точности и коэффициенты трансформации должны
соответствовать паспорту.
4. Проверка действия блокировочных устройств, средств сигнализации
и защиты испытательных установок.
Все блокировочные устройства, средства сигнализации^ защиты должны
быть исправными и работать четко в заданном режиме.
Производится 3-5 операций по проверке действия защитных и
предупредительных элементов испытательной установки при имитации
различных режимов ее работы.
-437-

5. Проверка интенсивности рентгеновского излучения кенотронов
испытательных установок.
Производится в тех случаях, когда при проведении капитального ремонта
испытательной установки было изменено расположение в ней кенотронов.
Дозиметрическая проверка эффективности защиты от рентгеновского
излучения осуществляется при наибольших значениях напряжения и тока на
аноде кенотрона. Эффективность защиты от рентгеновского излучения
определяется измерением мощности дозы излучения микрорентгено-
метром МРМ-2 или дозиметром Кура.
Допустимая мощность дозы рентгеновского излучения в любой
доступной точке установки на расстоянии 5-10 см от поверхности защиты
(кожуха) не должна превышать 0,02 нКл/(г с) (0,28 мР/час или 0,08 мкР/с).
Значение допустимой дозы излучения дано из расчета 36-часовой рабочей
недели. В случае иной продолжительности эти значения должны быть
умножены на коэффициент 36Д где 1 - фактическая продолжительность
рабочей недели, час.
-438-
ЛИТЕРАТУРА
1. «Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей»
М., «Энергосервис», 2003 г.
2. «Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при
эксплуатации электроустановок» ПОТ РП-016-2001 РД 153-34.0-03.150-00
Екатеринбург, 2003 г.
3. «Правила устройства электроустановок» М., Энергоатомиздат, 1986 г.,
6-е издание
4. «Правила устройства электроустановок» М., 7-е издание
5. Н.И. Булгаков «Группы соединения трансформаторов» М., Энергия,
1977 г.
6. В.Ф. Воскресенский «Испытания изоляции электрооборудования до
35 кВ повышенным напряжением» М., Энергия, 1972 г.
7. «Справочник по ремонту и наладке электрооборудования» Н. Новгород,
«Вента-2», 2002 г., под ред. В. С. Вьюнова.
8. Р.Г. Гемке «Неисправности электрических машин» Л., Энергия, 1975 г.
9. Т.П. Лукьянов, Е.П. Егоров «Техническая эксплуатация электроустановок
промышленных предприятий» М., Энергоатомиздат, 1985 г.
10. Э.С. Мусаэлян «Наладка и испытания электрооборудования станций
и подстанций» М., Энергия, 1979 г.
11. «Справочник по наладке вторичных цепей электростанций и
подстанций» М., Энергия, 1979 г., под ред. Э.С. Мусаэляна.
12. Б.В. Папков, Е.И. Татаров «Пособие для изучающих прарила
эксплуатации электроустановок общего назначения потребителей»
Н. Новгород, «Вента-2», 2000 г.
-439-

Содержание
Введение 3
Принятые термины и определения 5
Организация ремонта электроустановок 9
-виды и причины повреждения электроборудования 9
- дефектовка электроустановок 10
-классификация ремонтов и их планирование 11
- организация эксплуатации электрооборудования 14
- содержание и планирование работ по техническому
обслуживанию 16
- организация работ по техническому обслуживанию 18
- техническая диагностика оборудования 19
- ремонт оборудования 20
- структура электроремонтного цеха и состав его оборудования 22
Подготовка производства технического обслуживания и ремонта 25
- ремонтные нормативы 25
- планирование ремонтных работ 28
- подготовка производства ремонтных работ 29
Наладка электрооборудования 35
-общие методы выявления дефектов 35
- методические указания по испытаниям электрооборудования 37
- определение состояния механической части электро-
оборудования 41
-определение состояния магнитных систем 43
- определение состояния токоведущих частей и контактных
соединений 43
- определение состояния изоляции электрооборудования 45
- проверка схем электрических соединений оборудования 47
- опробование электрооборудования 48
- общие методы оценки состояния электрооборудования по
результатам измерений и испытаний 49
- оформление протоколов проверки и испытаний 50
Ремонт, техническое обслуживание и наладка
электрооборудования и сетей Потребителей 51
1. Силовые трансформаторы и реакторы 51
-разборка трансформатора (реактора) 52
- ремонт и изготовление обмоток 55
- ремонт магнитопроводов 57
-ремонт переключающих устройств 59
-ремонт вводов и проходных изоляторов ....61
- ремонт отводов 62
- ремонт бака, крышки, расширителя, термосифонного фильтра и
арматуры 63
- сборка трансформаторо^(реакторов) 63
-очистка и сушка трансформаторного масла 68
-440-
Вопрос- ответ 69-170
Методы определения состояния изоляции токоведущих частей 84
Методы испытания изоляции электрооборудования повышенным
напряжением 109
Методы измерения сопротивления обмоток, токоведущих частей
и контактных соединений постоянному току 115
Признаки некоторых неисправностей работы трансформаторов 171
- перегрев трансформатора 171
- ненормальное гудение в трансформаторе 172
-потрескивание внутри трансформатора 173
- пробой обмоток и обрыв в них 174
- работа газовой защиты 174
- ненормальное вторичное напряжение трансформатора 176
- неравномерная нагрузка параллельно работающих трансформа-
торов 177
- неисправности переключателей напряжения 177
-течь масла 178
2. Сборные и соединительные шины, их контактные соединения, а
также контактные соединения проводов и грозозащитных тросов.
Вопрос-ответ 179
3. Полупроводниковые преобразователи и устройства. Вопрос - ответ 182
4..Распределительные устройства и подстанции. Вопрос - ответ 184
5. Конденсаторные установки. Вопрос-ответ 213
6. Аккумуляторные установки. Вопрос-ответ 218
Некоторых неисправности аккумуляторных батарей и способы их
выявления 225
7. Кабельные линии 229
-ремонт защитных покровов 230
- ремонт металлических оболочек 232
- восстановление бумажной изоляции 233
- ремонт токопроводящих жил '234
-ремонт соединительных муфт 234
- ремонт концевых муфт наружной установки 234
-ремонт концевых заделок 235
- приемка кабельной линии в эксплуатацию после ремонта 236
Вопрос-ответ ." 237
Техника безопасности при ремонте кабельных линий 252
- правила безопасности при выполнении земляных работ 252
- правила безопасности при прокладке кабелей 253
- правила безопасности при вскрытии муфт и разрезании кабеля 255
- правила безопасности и санитарные правила при работе
массами, компаундами, отвердителями и припоями > 256
- правила безопасности при работе с паяльными лампами 257
- правила безопасности при работе с пропан-бутаном 257
-441 -

- правила безопасности при работе с пороховым прессом 258
- правила безопасности при монтаже кабелей в действующих
установках 259
- правила безопасности при монтаже и ремонте кабелей в
подземных сооружениях 259
8. Предохранители, предохранители-разъединители. Вопрос -
ответ 262
9. Разъединители, короткозамыкатели, отделители. Вопрос -ответ 262
10. Ячейки КРУ. Вопрос-ответ..* 266
11. Защита от перенапряжений. Вопрос - ответ. 271
12. Трансформаторы тока и напряжения. Вопрос - ответ 283
13. Воздушные линии электропередачи и токопроводы 295
- замена проводов и ремонт отдельных участков провода 296
- замена проводов на пересечениях 300
- замена изоляторов и арматуры 301
-замена штыревых изоляторов, крюков и штырей 302
- ремонт деревянных опор, замена пасынков и свай 303
-замена опор на отключенной линии 305
- ремонт металлических и железобетонных опор 307
Вопрос-ответ 311
Техника безопасности при ремонтных работах на ВЛ 32Т
- работа на опорах 321
- работы без снятия напряжения на токоведущих частях и вблизи
них 321
- монтаж и замена проводов, проводов и тросов в пролетах
пересечения, в зоне наведенного напряжения, на одной
отключенной цепи многоцепной ВЛ 322
-расчистка трассы от деревьев 323
- разные работы 323
14. Заземляющие устройства. Вопрос-ответ 325
15. Электродвигатели и электрические машины переменного и
постоянного тока 339
- типовой объем работ при текущем и капитальном ремонте 340
- дефектовка и предремонтные испытания электрических машин 341
-разборка электрических машин 342
- ремонт коллекторов, щеточного аппарата и контактных колец 345
-ремонт сердечников, валов и вентиляторов 348
-ремонт станин, подшипниковых щитов и подшипников 351
- ремонт обмоток электрических машин 352
- бандажирование и балансировка роторов и якорей 357 >
- сборка и испытание электрических машин 359
Вопрос-ответ 360
Характерные неисправности при эксплуатации электродвигателей 393
- неисправности асинхронных электродвигателей 393
- неисправности электрических машин постоянного тока 398
-442-
16. Релейная защита, электроавтоматика, телемеханика и
вторичные цепи
Вопрос-ответ 406
17. Средства контроля, измерений и учета. Вопрос-ответ 423
18. Электрическое освещение. Вопрос - ответ 427
19. Электроустановки специального назначения. Вопрос - ответ 432
-электродные котлы 432
-переносные и передвижные электроприемники 434
- стационарные, передвижные, комплектные переносные
испытательные установки 437
Литература 439
Содержание 440
-443-

Справочник
«о ремонту, наладке н техническому
обслуживанию электрооборудования.
Подписано в печать 20.09.07. Формат 60x84/16.
Бумага газетная. Гарнитура Тайме. Печать офсетная.
Уся. псч. л. 25,69. Тираж 1000. экз. Заказ 3890.
Издательство «Вента-2»
603006, Нижний Новгород, ул. Горького, 220.
ОАО «Нижегородский печатник»
603116, Нижней Новгород, ул. Гордеевская, 7.