Информационный портал  "TRANSFORMаторы"

Котеленец Н.Ф., Акимова Н.А., Антонов М.В. Испытания, эксплуатация и ремонт электрических машин. Глава 12 ЭКСПЛУАТАЦИЯ ТРАНСФОРМАТОРОВ

Глава 13 ОРГАНИЗАЦИЯ И СТРУКТУРА ЭЛЕКТРОРЕМОНТНОГО ПРОИЗВОДСТВА

Глава 14 СОДЕРЖАНИЕ РЕМОНТА


Глава 12
ЭКСПЛУАТАЦИЯ ТРАНСФОРМАТОРОВ

12.1. Организация обслуживания
12.2. Режимы нагрузки
12.3. Нагрузочная способность
12.4. Оперативное обслуживание
12.5. Техническое обслуживание
Контрольные вопросы




В процессе эксплуатации трансформаторов осуществляют их оперативное и техническое обслуживание, а также планово-предупредительный ремонт.
Координацию действий всего эксплуатационного персонала по обслуживанию трансформаторов осуществляет руководство электроцеха или соответствующих служб, а на электросетевых предприятиях — руководство электросети или производственных служб предприятия.

12.1. Организация обслуживания

Режимы работы трансформаторов. Номинальным называется режим работы трансформатора при номинальных значениях напряжения, частоты и нагрузки, параметрах охлаждающей среды и условиях места установки, определенных соответствующими стандартами или техническими условиями. Трансформатор может длительное время работать в этом режиме. Номинальные данные указываются предприятием-изготовителем на щитке, установленном на корпусе трансформатора.
Нормальным называется режим работы трансформатора, при котором его параметры отклоняются от номинальных не более, чем это допускается стандартами, техническими условиями или инструкциями.
Так, для масляных трансформаторов классов напряжения 110 кВ и выше при работе на любом ответвлении обмотки допускаются превышения напряжений в 1,3 раза по отношению к номинальному значению в течение 20 с (предшествующая нагрузка номинальная) и в 1,15 раза в течение 20 мин (предшествующая нагрузка ка не более 0,5 номинальной).
Трансформаторы классов напряжения до 35 кВ включительно мощностью свыше 630 кВ • А и все трансформаторы классов напряжения от 110 до 1150 кВ включительно допускают продолжительную работу (при нагрузке не более номинальной), если превышение напряжения на любом ответвлении любой обмотки на 10% более номинального напряжения данного ответвления. При этом напряжение на любой обмотке не должно превышать наибольшее рабочее напряжение Uм , которое зависит от класса напряженияUкл :
Uкл , кВ.......36 1015 20 35 110 150 220330 500 750
Uм, кВ........ 3,5 6,911,5 17,5 23 40,5125 172 252 363 525 787

Допустимые продолжительные повышения напряжения для трансформаторов напряжением до 35 кВ включительно установлены стандартами или техническими условиями на трансформаторы.
Аварийным называется режим работы трансформатора, при котором параметры выходят за рамки нормального режима.
Виды обслуживания трансформаторов.. Оперативное обслуживание трансформаторов включает: управление режимом работы; проведение периодических и внеочередных осмотров; периодический контроль значений параметров, характеризующих режим работы, и анализ полученных данных; выполнение организационно-технических мероприятий по обеспечению безопасного технического обслуживания и ремонта.
Техническое обслуживание трансформаторов включает: профилактический контроль состояния изоляции и контактной системы, а также устройств охлаждения, регулирования и пожаротушения, выполняемый вне комплекса планово-предупредительного ремонта; работы по поддержанию в надлежащем состоянии изоляционного масла в трансформаторе, в баке устройства переключения под нагрузкой и во вводах, в том числе работы по восстановлению качества масла (сушка, регенерация) и его доливке; смазка и уход за доступными вращающимися и трущимися узлами, подшипниками устройств регулирования напряжения и охлаждения; периодическое опробование резервного вспомогательного оборудования, настройка, проверки и ремонт вторичных цепей и устройств защиты, автоматики, сигнализации и управления.
Планово-предупредительный ремонт трансформаторов включает текущий и капитальный ремонт и связанные с ними испытания и измерения. Периодичность (в годах) основных работ по планово-предупредительному ремонту трансформаторов приведена в приложении 8.
Работы по обслуживанию трансформаторов могут быть как плановыми, так и внеочередными. Плановые работы выполняются с заранее определенным объемом и сроками проведения; внеплановые - вследствие отказов трансформатора или его элементов, в связи с выявлением дефекта и т.д. Обслуживание силовых трансформаторов в энергосистемах проводится предприятиями электрических станций или электрических сетей.
На всех повысительных и части понизительных подстанций постоянно дежурит персонал. Трансформаторные пункты в городских сетях и понизительные подстанции напряжением 110 кВ, а также распределительные подстанции напряжением 20...35 кВ работают без постоянного персонала и обслуживаются разъездными бригадами. Функции по обслуживанию силовых трансформаторов распределяются между ремонтным и оперативным персоналом, персоналом, обслуживающим системы релейной защиты, и испытателями.
Оперативный персонал участвует в оперативном обслуживании трансформаторов, а выявленные им дефекты учитываются при планировании эксплуатационных и ремонтных работ. Сведения об обнаруженных дефектах оперативный персонал записывает в специальный журнал. Руководитель подразделения указывает в журнале намеченные мероприятия и сроки по устранению выявленных дефектов. Кроме того, оперативный персонал участвует в приемке оборудования из ремонта.
Устройства релейной защиты и автоматики обслуживаются специальным персоналом, который связан с оперативным и ремонтным персоналом.
Испытатели производят профилактические проверки изоляции и контактной системы трансформатора, проверяют выключатели, разъединители, разрядники, системы охлаждения и регулирования напряжения и др. Этот персонал разрабатывает также мероприятия по защите трансформаторов от перенапряжений. Следует отметить, что некоторые виды испытаний могут проводиться ремонтным персоналом.

12.2. Режимы нагрузки

Различают номинальный и допустимый режимы нагрузки трансформатора, а также допустимые систематические и аварийные перегрузки. В связи с возможностью систематических перегрузок вводится понятие нагрузочной способности трансформатора.
Под номинальным режимом нагрузки трансформатора понимается режим нагрузки номинальным током при номинальных значениях напряжения, частоты, параметров охлаждающей среды и условиях места установки (категория размещения, высота над уровнем моря), установленных стандартами или техническими условиями. Этому режиму соответствует расчетный срок службы трансформатора (обычно не менее 25 лет). Номинальные данные указываются на щитке, расположенном на баке или кожухе трансформатора.
Под допустимым режимом нагрузки понимается продолжительная нагрузка трансформатора при условиях, отличающихся от номинальных, при которой расчетный износ изоляции трансформатора из-за нагрева не превосходит износ при номинальной нагрузке. Иными словами при этой нагрузке срок службы трансформатора соответствует расчетному.
В процессе эксплуатации неизбежно возникает вопрос о допустимости тех или иных отклонений от номинального режима. Эти отклонения оговариваются в соответствующих стандартах, технических условиях или инструкциях. Так, все силовые трансформаторы в соответствии с ГОСТ 11677 - 85* должны допускать длительную нагрузку с током, равным 1,05 от номинального, если напряжение ни на одной из обмоток не превышает номинального.
Кроме того, трансформаторы классов напряжения до 35 кВ включительно (мощностью свыше 630 кВ • А) и все трансформаторы классов напряжения 110...1150 кВ допускают продолжительную работу при токах не выше номинальных, если напряжение на любом ответвлении любой обмотки не превышает 110% от его номинального значения. При этом напряжение на любой из обмоток не должно превышать наибольшее рабочее напряжение Uм , зависящего от класса напряжения Uкл .
Длительно допустимая нагрузка (перегрузка) трансформаторов является систематической (повторяющейся). Величина нагрузки ( β = I/ Iном ) нормируется ГОСТ 14209 - 85 «Трансформаторы силовые масляные общего назначения. Допустимые нагрузки» и приведена в табл. 12.1.
Нагрузка трансформатора свыше номинальной допускается только при исправной и полностью включенной системе охлаждения. Длительно допустимые систематические нагрузки (перегрузки) не вызывают снижение расчетного срока службы трансформатора, так как за период графика нагрузки обеспечивается нормальный или пониженный износ изоляции.
Допустимая аварийная перегрузка трансформаторов больше длительно допустимой нагрузки. При работе в этом режиме происходит повышенный по сравнению с нормальным износ изоляции, что может привести к сокращению срока службы трансформатора, если при дальнейшей работе этот износ не будет скомпенсирован пониженными износами при малых нагрузках. Максимальная величина перегрузки составляет 100% ( β = 2).

Таблица 12.1

Длительно допустимая нагрузка трансформаторов

Тип охлаждения

Температура охлаждающей среды, °С

-20

-10

0

+10

+20

+30

+40

М и Д

ДЦ и Ц

1 ,6

1,5

1,5

1,5

1,5

1,5

1,4

1,4

1,3

1,4

1,2

1,3

1,1

1,2


Значение аварийной перегрузки зависит от ее длительности, нагрузки в предшествующем режиме и температуры охлаждающей среды и определяется максимально допустимой температурой наиболее нагретой точки обмотки (160 °С для масляных трансформаторов классов напряжения 110 кВ и ниже и 140 °С для трансформаторов класса напряжения свыше 110 кВ) и максимально допустимой температурой масла в верхних слоях (115 °С).
В аварийных режимах допускается кратковременная перегрузка трансформаторов с любой системой охлаждения, независимо от длительности и значения предшествующей нагрузки, температуры окружающей среды и категории размещения. Величина и длительность аварийных нагрузок в соответствии с Правилами эксплуатации электроустановок потребителей (ПЭЭП) приведены ниже:

Масляные трансформаторы

Нагрузка β ................................... 1,3 1,45 1,61,752,0
Длительность, мин....................120 80 45 20 10
Сухие трансформаторы
Нагрузка β ................................... 1,2 1,31,4 1,5 1,6
Длительность, мин.................... 60 4532 185

12.3. Нагрузочная способность

Влияние нагрузки трансформатора на износ изоляции. Под нагрузочной способностью трансформатора понимается способность трансформатора работать с нагрузкой выше номинальной при определенных условиях эксплуатации (величина предшествующей и последующей нагрузки, температура охлаждающей среды, допустимая температура отдельных частей трансформатора).
Срок службы трансформатора определяется износом изоляции под влиянием прежде всего температуры при изменяющихся значениях нагрузки, напряжения и условиях охлаждения. К концу срока службы изоляция полностью изнашивается и трансформатор находится под постоянной угрозой аварии. Расчетный срок службы трансформатора при номинальном режиме нагрузки составляет 20...40 лет. При этом за номинальную температуру θ н наиболее нагретой точки обмотки масляных трансформаторов (класс нагревостойкости А) в соответствии с рекомендациями Международной электротехнической комиссии (МЭК) принята температура 98 °С. Разница в номинальных температурах (классу нагревостойкости А соответствует длительно допустимая температура 105 °С) объясняется тем, что для системы изоляции из нескольких однородных изоляционных материалов одного класса длительно допустимая температура принимается меньше, чем для однородной изоляции. При расчете срока службы изоляции класса А принято, что он уменьшается в два раза при увеличении температуры на 6 °С от номинальной («правило шести градусов»).
МЭК рекомендует оценивать срок службы изоляции класса А по формуле:

V = ce-αθ , (12.1)

где c = (7,5... 1,5) • 104 лет; α = 0,115 - постоянные коэффициенты (для диапазона температур 80... 140 °С); θ - температура наиболее нагретой точки изоляции обмотки, °С.
На практике чаще пользуются не абсолютным, а относительным сроком службы изоляции:

υ = V/ V н = e ( θ - θ н) , (12.2)

или относительным износом изоляции:

F = 1/ υ = eα ( θ - θ н) , (12.3)

где V н - срок службы изоляции при нормальной температуре θ н в наиболее нагретой точке изоляции обмотки.
Относительный износ изоляции F показывает, во сколько раз износ изоляции при данной температуре наиболее нагретой точки обмотки θ больше (меньше) износа при нормальной температуре ( θ н = 98 °С) за одинаковое время работы. Поскольку относительный износ изоляции F =1 при θ н = 98 °С, то нетрудно рассчитать, что при θ = 86 °С относительный износ F = 0,25 (относительный срок службы υ = 4), а при θ = 110 °С F = 8 ( υ = 0,125).
Трансформаторы обычно работают с переменной нагрузкой. При этом если максимальное значение нагрузки не превышает номинальной мощности трансформатора, то температура обмоток и масла изменяется в диапазоне температур, меньших нормальной. Поэтому износ изоляции F < 1, что дает возможность без ущерба для срока службы трансформатора повышать на некоторое время его нагрузку сверх номинальной.
Расчеты нагрузочной способности трансформатора проводятся либо для проверки допустимости предполагаемого графика нагрузки, либо для определения возможных для данного трансформатора графиков нагрузки при известных значениях времени и величины перегрузки. Обе задачи решаются при выборе трансформаторов по мощности.
Перегрузки разделяются на систематические и аварийные. Систематические перегрузки характерны для переменного графика нагрузки (часового, суточного, месячного), аварийные перегрузки возникают в случаях необходимости обеспечить электроснабжение потребителей, несмотря на перегрузку трансформатора и возможное сокращение его срока службы.
Значения допустимых и систематических перегрузок масляных трансформаторов мощностью до 100 MB • А установлены ГОСТ 14209 - 85, для других трансформаторов - техническими условиями, инструкциями или стандартами.
Величина систематических перегрузок ограничивается средним износом изоляции Fcp, который не должен быть больше 1:

F ср = ∑ Fi ti /T 1 , (12.4)

где Fi, ti - относительный износ изоляции при i -й нагрузке длительностью ti ; T = ∑ ti - длительность рассматриваемого графика нагрузки (обычно 24 ч).
При расчете износа изоляции вводятся дополнительные ограничения. Для систематических перегрузок - максимальная нагрузка βм ≤ 1,5, температура обмотки в наиболее нагретой точке θ о.н.н.т. ≤ 140 °С, температура масла в верхних слоях θ м ≤ 95 °С; для аварийных перегрузок - максимальная нагрузка βм ≤ 2,0, температура обмотки в наиболее нагретой точке θ о.н.н.т. ≤ °С (для классов напряжения до 110 кВ) и θ о.н.н.т. ≤ 140 °С (для классов свыше 110 кВ), температура масла в верхних слоях θ м ≤ 115 °С. Ограничения по мощности определяются характеристиками вводов и устройств регулирования напряжения.
Расчет относительного износа изоляции в соответствии с ГОСТ 14209 - 85 проводится в следующей последовательности.
1. Преобразование графика нагрузки. На непрерывном или дискретном графике нагрузки β (t) , полученном по данным измерений или расчетов (рис. 12.1), выделяются интервалы времени t1 и t2 , на которых нагрузка β ≤ 1 и β ≥ 1. Далее реальный график нагрузки 1 аменяется на эквивалентный в тепловом отношении многоступенчатый график 2 , оторый затем приводится к эквивалентному прямоугольному двухступенчатому графику 3 , как показано на рис. 12.1. Многоступенчатый график получают эквивалентированием на интервалах времени Δ t , соизмеримых с постоянной времени нагрева обмотки (порядка 0,5 ч).
Затем определяют начальную эквивалентную нагрузку K 1 на интервале t 1 .

K 1 = [( β 1 2 Δ t1 + β 2 2 Δ t2 +...+ β n 2 Δ tn ) t1 ] 1/2 , (12.5)

где β i , Δ ti - относительная нагрузка и длительность i -го интервала эквивалентного многоступенчатого графика нагрузки на интервале t1 .
По формуле (12.5) определяют среднюю перегрузку K 2 на интервале t2 и проверяют ограничение по перегрузке K 2 ≤ βм .

 Преобразование графика нагрузки трансформатора
Рис. 12.1. Преобразование графика нагрузки трансформатора:
1 - реальный график нагрузки; 2 - многоступенчатый эквивалентный график нагрузки; 3 - двухступенчатый эквивалентный график нагрузки

2. Расчет теплового режима трансформатора для эквивалентного графика нагрузки. Температура масла в верхних слоях

θ м = θ охл + ΰ м, (12.6)

где θ охл - температура охлаждающей среды (воздух), °С; ΰ м - превышение температуры масла в верхних слоях над температурой воздуха, °С.
Температура обмотки в наиболее нагретой точке:

θ о.н.н.т = θ охл + ΰ м + ΰ о.м , (12.7)

где ΰ о.м - превышение температуры наиболее нагретой точки обмотки над температурой масла в верхних слоях, °С.
Уравнение (12.6) справедливо как в установившихся, так и в переходных тепловых режимах. При нагрузках длительностью более 0,5 ч можно пренебречь постоянной времени нагрева обмотки и считать, что при скачкообразном изменении нагрузки превышение температуры обмотки ΰ о.м также изменяется скачкообразно. Постоянная времени нагрева масла полагается известной или определяется по формуле:

τ м = c м G м θ м /∑P, (12.8)

где c м = 1800 Дж/(кг°С) - теплоемкость масла; G м - масса масла, кг; θ м - температура масла, °С; ∑P - суммарные потери в трансформаторе, Вт.
Суммарные потери:

P = γ2 P о . н + β 2 P к.н ,

где γ = U / U н , β = I/ Iн , P о . н - номинальные потери холостого хода, Вт; P к.н - номинальные потери короткого замыкания, Вт.
Для эквивалентного двухступенчатого графика нагрузки определяют установившиеся значения превышений температуры масла ΰ 1 м и ΰ 2 м для каждой ступени нагрузки K 1 и K 2 , полагая известным из расчетных (заводских) данных трансформатора установившееся превышение температуры масла в верхних слоях ΰ м.н над температурой окружающей среды при номинальной нагрузке:

ΰ 1 м = ΰ м . н [(1+d K1 2) /( 1+d ) ] x ;
ΰ 2 м = ΰ м . н [(1+d K 2 2) /( 1+d ) ] x , (12.9)

где х = 0,9 (для трансформаторов с охлаждением типа М и Д) или 1,0 (для трансформаторов с охлаждением типа Ц и ДЦ); d = P о . н / P к.н .
Превышение температуры наиболее нагретой точки ΰ о . м над температурой масла определяют по формуле:

ΰ о . м = ΰ о . м . н K y , (12.10)

где ΰ о . м . н - превышение температуры обмотки в номинальном режиме; K - коэффициент нагрузки для двухступенчатого графика K = K1 { или K = K 2 ); у = 1,6 (для трансформаторов с охлаждением типа М и Д) или 1,8 (для трансформаторов с типа Ц и ДЦ).
По результатам произведенных расчетов строят графики изменения температуры масла в верхних слоях θ м , определенной по формуле (12.6), и температуры наиболее нагретой точки изоляции обмотки θ н.н.т , определенной по формуле (12.7). При этом полагают, что к началу интервала перегрузки t2 (точка А на рис. 12.1) температурный режим трансформатора является установившимся и определяется нагрузкой K1 . К концу интервалов нагрева ( t = t2 ) и охлаждения ( t = t1 ) справедливы выражения:

ΰ м t 2 = ΰ 1 м + ( ΰ 2 м - ΰ 1 м )[1–exp(-t2/ τ м )];
ΰ м t 1 = ΰ 2 м + ( ΰ 1 м - ΰ 2 м )[1–exp(- t1 / τ м )], (12.11)

где τ м - постоянная времени нагрева масла; t2 -длительность интервала перегрузки ( K = K 2 ); t1 - длительность интервала недогрузки ( K = K1 ),
По результатам строят графики нагрева (охлаждения) трансформатора, показанные на рис. 12.2, по которым проверяют температурные ограничения по θ н.н.т и θ м и с помощью которых производят расчет относительного износа изоляции F .

Определение теплового состояния трансформатора
Рис. 12.2. Определение теплового состояния трансформатора (б) для эквивалентного двухступенчатого графика нагрузки (а)

1. Расчет относительного износа изоляции. В соответствии с формулами (12.1)... (12.3) срок службы и износ изоляции определяется только температурой. Поэтому сначала график температуры наиболее нагретой точки изоляции обмотки трансформатора θ н.н.т ( t ), полученный в результате теплового расчета и приведенный на рис. 12.2, разбивается на временные интервалы Δ ti так, чтобы разность температур на концах каждого интервала не превышала 6 °С. Затем находят средние температуры наиболее нагретой точки на каждом интервале θ i ср , по которым ведется расчет относительного износа изоляции. Общий относительный износ за рассматриваемый период времени Т составит:

F = ∑ Fi , (12.12)
где
Fi = 2i ср - θ баз )/∆ * Δ ti / T . (12.13)

Здесь θ i ср - средняя температура наиболее нагретой точки обмотки на интервале Δ ti ; θ баз = 98 °С - базисная температура для класса нагревостойкости А; Δ = 6 °С - температурный интервал, при изменении на который срок службы изоляции класса А изменяется в два раза; Т - длительность интервала повторяемости нагрузки, во время которого происходят систематические перегрузки трансформатора.

Анализ результатов расчета.

1. Эквивалентный график нагрузки.Если K 2 ≤ 1,5, переходят к следующему этапу расчета. Если K 2 > 1,5, то нагрузки, которые отражает данный график, не могут быть отнесены к систематическим перегрузкам, а трансформатор данной мощности не выдерживает указанный график нагрузки. В этом случае необходимо увеличить установленную мощность трансформатора, Дальнейший расчет в этом случае не проводится.
2. Тепловой режим трансформатора.Если температура наиболее нагретой точки изоляции обмотки не превышает 140 °С и температура масла в верхних слоях не превышает 95 °С, то переходят к следующему этапу расчета. Если температура наиболее нагретой точки изоляции обмотки превышает 140 °С и (или) температура масла в верхних слоях превышает 95 °С, то нагрузки, которые отражает данный график, не могут быть отнесены к систематическим перегрузкам. Выводы совпадают с выводами предыдущего этапа расчета.
3. Расчет относительного износа изоляции. Если относительный износ изоляции F ≤ 1, то трансформатор данной мощности выдерживает заданный график нагрузки без уменьшения срока службы. Если F > 1, то необходимо увеличить установленную мощность трансформатора, либо согласиться с уменьшением срока его службы. Выбор правильного решения в последнем случае определяется экономическими расчетами.
При эксплуатации трансформатора можно, используя описанную методику, определять текущий износ изоляции обмоток трансформатора путем прямого (измерение температуры наиболее нагретой точки обмотки и масла в верхних слоях) или косвенного (измерение тока и напряжения трансформатора с последующим расчетом теплового режима) контроля температуры. Такая математическая модель может использоваться при техническом обслуживании, предусматривающем ремонт по мере необходимости.

12.4. Оперативное обслуживание

Контроль режима работы. Периодический контроль режима работы трансформатора осуществляется путем проверки нагрузки, уровня напряжения и температуры масла с помощью измерительных приборов. Результаты измерений параметров фиксируют в суточной ведомости: на электростанциях и подстанциях с постоянным дежурным персоналом измерения производят один раз в 1...2 ч; на подстанциях без постоянного дежурного персонала - при каждом посещении объекта разъездным оперативным персоналом или методом телеизмерений. При возникновении перегрузки контроль ведется чаще.
На гидроэлектростанциях и подстанциях без постоянного дежурного персонала, не оснащенных устройствами телеизмерения, дополнительно, не менее двух раз в год (обычно летом и зимой) должны производиться почасовые записи нагрузки для уточнений сезонных изменений режима работы трансформатора. Кроме того, осуществляется непрерывный автоматический контроль за перегрузкой.
Визуальный контроль состояния трансформатора. Для своевременного обнаружения неисправностей трансформаторов, которые при дальнейшем их развитии могут привести к авариям, все трансформаторы подвергаются периодическому внешнему осмотру (без отключения).
Плановые осмотры главных трансформаторов электростанций и подстанций, трансформаторов собственных нужд подстанций, трансформаторов в зоне загрязнения производятся не реже одного раза в сутки на установках с постоянным дежурством оперативного персонала и не реже одного раза в месяц на установках без постоянного дежурства. Остальные трансформаторы должны осматриваться не реже одного раза в неделю на установках с постоянным дежурным персоналом, одного раза в месяц на установках без постоянного дежурства и одного раза в 6 мес на трансформаторных пунктах.
При плановом периодическом осмотре проверяют состояние внешней изоляции - вводов трансформатора, а также установленных на нем разрядников и опорных изоляторов (проверяется целость фарфора, наличие трещин, степень загрязнения поверхности). Кроме того, проверяют целость мембраны выхлопной трубы, состояние доступных уплотнений фланцевых соединений и отсутствие течи масла. При осмотре контролируют состояние доступных для наблюдения контактных соединений.
По маслоуказателям и масломерным стеклам определяют уровень масла в баке трансформатора и в расширителе, а также обращают внимание на цвет масла (потемнение масла может свидетельствовать, например, о термическом разложении вследствие повышенного нагрева). Через смотровое стекло осматривают индикаторный силикагель в воздухоосушителях бака трансформатора и вводов. Изменение цвета силикагеля от голубого до розового свидетельствует об увлажнении сорбента и необходимости перезарядки воздухоосушителя.
Показателем состояния трансформатора может служить характер издаваемого им шума (прослушивание следует вести при остановленных вентиляторах). Свидетельством возможной неисправности служит потрескивание или щелчки, которые могут быть связаны с разрядами в баке (например, из-за обрыва заземления активной части), а также периодическое изменение уровня или тона шума.
Осмотры трансформатора следует проводить в светлое время суток или при включенном освещении. В темноте можно выявить дефекты, которые являются источниками свечения: нагрев контактных соединений, коронные и другие виды частичных разрядов по поверхности внешней изоляции и др.
Внеочередные осмотры трансформаторов наружной установки необходимо производить при экстремальных атмосферных усло виях: резкое снижение температуры окружающего воздуха, ураган, сильный снегопад, гололед. При этом проверяют уровень масла, состояние вводов и системы охлаждения.
Внеочередные осмотры проводятся также после короткого замыкания (КЗ) обмоток или при появлении сигнала газового реле. В первом случае проверяют состояние токоведущих цепей, по которым протекал ток КЗ, а также изоляторов, перенесших воздействие динамических нагрузок, во втором - состояние газового реле и его цепей. При необходимости внеочередной осмотр может производиться и с отключением трансформатора, когда необходимо более тщательно изучить элемент, состояние которого вызывает сомнение, или когда доступ к проверяемому объекту невозможен без снятия напряжения.
Устройства релейной защиты, автоматики и сигнализации. Устройства релейной защиты, которыми снабжены силовые трансформаторы, должны реагировать на две группы событий: повреждение трансформатора и аварийные режимы работы.
К повреждениям, вызывающим срабатывание релейной защиты, относятся межфазные и однофазные замыкания в обмотках и на выводах, витковые замыкания в обмотках, частичный пробой изоляции вводов, а также повреждения, связанные с выделением газа и повышением давления в баке трансформатора и регулировочного устройства.
К аварийным режимам, на которые должны реагировать защиты трансформаторов, относятся появление сверхтоков, обусловленных внешними КЗ, либо перегрузками, а также понижение уровня масла. Устройства релейной защиты устанавливаются на специальных панелях, в том же помещении, в котором находится щит управления. Для защиты трансформатора от повреждений в зависимости от мощности и характера установки применяются следующие виды защит:
- дифференциальная защита, которая является основной защитой мощных силовых трансформаторов от внутренних повреждений и срабатывает при КЗ внутри зоны, ограниченной двумя комплектами трансформаторов тока (принцип действия основан на сравнении значений и направления токов);
- токовая отсечка без выдержки времени, которая устанавливается на трансформаторах небольшой мощности и является самой простой быстродействующей защитой от внутренних повреждений;
- защита от сверхтоков внешних КЗ (наиболее простой защитой этого вида является максимальная токовая защита);
- защита от перегрузки, которая выполняется с действием на сигнал и состоит из реле тока и реле времени.
Широкое распространение получила газовая защита благодаря своей относительной простоте и чувствительности к большому числу внутренних повреждений масляного трансформатора и его переключающего устройства. Внутренние повреждения трансформатора, как правило, сопровождаются разложением масла и других изоляционных материалов с образованием летучих газов. Газы поднимаются к крышке трансформатора и попадают в расширитель через газовое реле, установленное на маслопроводе, соединяющем расширитель с баком. Существует несколько типов реле, устанавливаемых на трансформаторах в зависимости от их мощности.
Рассмотрим конструкцию газового реле на примере реле типа BF80/Q (рис. 12.3). Основой реле является корпус 1, в верхней части которого скапливаются попавшие в реле пузырьки газа. Корпус снабжен двумя смотровыми застекленными окнами, позволяющими определить наличие газа и его приблизительный объем (по рискам на стекле). На крышке корпуса имеется кран для выпуска газа, а в днище - отверстие для слива масла и шлама, закрытое вывинчивающейся пробкой. Внутри корпуса на крышке закреплена выемная часть реле, состоящая из трех реагирующих элементов 2, 3 и 4 , связанных с ними постоянных магнитов и управляемых этими магнитами герметичных контактов (герконов). Цепи герконов присоединены к выводам реле и специальным кабелем введены в релейную схему газовой защиты трансформатора. Реагирующие элементы - шарообразные пластмассовые пустотелые поплавки 2 и 4 - эксцентрично насажены на горизонтальную ось 5 и свободно вращаются на ней. Третий реагирующий элемент 3 имеет форму лопасти, которая также свободно вращается на горизонтальной оси и размещается рядом с нижним поплавком.
 Газовое реле
Рис. 12.3. Газовое реле:
1 — корпус; 2, 3 и 4 — реагирующие элементы; 5 — горизонтальная ось;
6 — полость реле

&При медленном выделении газа, характерном для небольших повреждений, происходит постепенное вытеснение масла из полости реле 6 . При достижении определенного объема газа (250... 300 см3 ) верхний поплавок опускается и связанный с ним магнит замыкает соответствующий геркон. При полном уходе масла из реле аналогичным образом срабатывает нижний поплавок (например, при значительной течи из бака). При значительном повреждении, сопровождающемся бурным выделением газов, лопасть под давлением струи масла (показана стрелкой) или газомасляной смеси отклоняется на определенный угол, воздействуя на тот же контакт, что и нижний поплавок.
Таким образом, газовое реле способно различать степень повреждения трансформатора: геркон верхнего поплавка используется в качестве датчика сигнала, а геркон нижних элементов - для подачи команды на отключение.
О причинах срабатывания газовой защиты и о характере повреждения можно судить на основании исследования скопившегося в реле газа, определяя его количество, цвет и химический состав.

12.5. Техническое обслуживание

Наиболее ответственным разделом технического обслуживания является эксплуатация трансформаторного масла, которое предназначено для изоляции находящихся под напряжением частей и узлов активной части трансформатора, для отвода тепла от нагревающихся при работе трансформатора частей, а также для предохранения твердой изоляции от быстрого увлажнения при проникновении влаги из окружающей среды. Эксплуатационные свойства масла определяются его химическим составом, который зависит главным образом от качества сырья и применяемых способов его очистки при изготовлении.
Для заливки трансформатора рекомендуется применять масло определенной марки. Однако допускается при соблюдении некоторых условий производить заливку трансформаторов смесью масел.
Каждая партия масла, применяемая для заливки и доливки, должна иметь сертификат предприятия-поставщика, подтверждающий соответствие масла стандарту. Для масла, прибывшего вместе с трансформатором, соответствие стандарту подтверждается записью в паспорте трансформатора. Состояние трансформаторного масла оценивается по результатам испытаний, которые в зависимости от объема делятся на три вида (см. гл. 5): испытание на электрическую прочность, сокращенный анализ и испытания в объеме полного анализа.
Пробу для испытания отбирают в сухие чистые стеклянные банки вместимостью 1 л с притертыми пробками, на которых укрепляют этикетки с указанием оборудования, даты, причины отбора пробы, а также лица, отобравшего пробу. Как правило, проба отбирается из нижних слоев масла.
Методика испытания масла установлена соответствующими стандартами (ГОСТ 6581-75*, 6370-83*, 1547-84, 6356-75*). Качество масла, заливаемого в трансформаторы напряжением до 220 кВ, оценивается по следующим показателям.

Нормы количественных показателей качества свежего трансформаторного масла

Кислотное число, мг КОН на 1 г масла,
не более...................................................................... 0,02
Температура вспышки, °С, не ниже....................... 150
tgδ , %, при 90 "С, не более..................................... 2,6
Натровая проба по ГОСТ 19296-73, баллы,
не более...................................................................... 0,4
Стабильность против окисления:
содержание летучих низкомолекулярных
кислот, мг КОН на 1 г масла, не более.............. 0,005
массовая доля осадка после окисления, %,
не более................................................................... отсутствует
кислотное число окисленного масла, мг КОН
на 1 г масла, не более........................................... 0,1
Температура застывания, °С, не выше.................. -45
Вязкость кинематическая, ( м 2 /с) • 10-6 , не более:
при 20°С................................................................. 28
при 50°С................................................................. 9
при -30 °С............................................................... 1300

Пробивное напряжение масла в эксплуатации должно быть не менее 35 кВ/мм для трансформаторов классов напряжения 60...220 кВ, не менее 25 кВ/мм для трансформаторов классов напряжения 20...35 кВ.
Периодичность испытаний масла должна быть такой, чтобы своевременно выявить недопустимое ухудшение характеристик масла, вызванное воздействием температуры, повышенных на-пряженностей поля, содержащегося в масле кислорода, контакта масла с металлами (сталью, медью) и изоляционными деталями, а также воздействием случайных или непредусмотренных явлений (нарушение технологии изготовления, присутствие посторонних примесей и др.).
Рекомендуется перед первым включением трансформатора в работу проверить масло в объеме сокращенного анализа для трансформаторов напряжением до 35 кВ включительно и в объеме сокращенного анализа с измерением tgδ и влагосодержания масла для трансформаторов напряжением 110 кВ и выше. Кроме того, для трансформаторов с азотной или пленочной защитой дополнительно контролируют газосодержание масла и состав газов в надмас-ляном пространстве.
В приработочный период (через 10 дней и через месяц для трансформаторов напряжением 110...220 кВ, и дополнительно через 3 мес для трансформаторов напряжением 330 кВ и выше) проводят испытания в том же объеме, как перед включением. Кроме того, через 3 сут после включения и далее через 14 сут, 1, 3 и 6 мес у всех трансформаторов напряжением 110 кВ и выше производится хроматографический анализ газов, растворенных в масле. При дальнейшей эксплуатации испытания масла производят в соответствии с периодичностью текущих ремонтов.
Непосредственный контакт масла трансформатора или маслонаполненного ввода с атмосферным воздухом приводит к постепенному насыщению масла кислородом и увлажнению как масла, так и твердой изоляции. В результате увлажнения масла снижается его электрическая прочность, а насыщение кислородом приводит к ускоренному развитию окислительных процессов (старению). Для удаления из масла влаги (подробно об этом см. в подразд. 19.5) используют следующие способы: центрифугирование масла, фильтрование и осушка масла в цео-литовых установках (адсорбционный способ).

Термосифонный фильтр
Рис. 12.4. Термосифонный фильтр:
1 — бункер для удаления сорбента; 2 — металлическая решетка с сеткой;
3 — силикагель (сорбент); 4 — корпус фильтра; 5 — бункер для подачи сили-кагеля;
6 и 7 — трубы для подсоединения к баку

Для защиты масла от увлажнения и старения в процессе эксплуатации трансформатора в его конструкции используется ряд специальных устройств: расширитель, воздухоосушители, адсорбционные и термосифонные фильтры, устройства азотной и пленочной защиты. Кроме того, для повышения стабильности масел применяют специальные ан-тиокислительные и стабилизирующие присадки.
Адсорбционные масляные фильтры предназначены для непрерывной регенерации масла трансформатора в процессе его эксплуатации с циркуляционной (Ц) и дутьевой циркуляционной ДЦ) системами охлаждения, обеспечивающими принудительную циркуляцию масла через фильтр. Аналогичные фильтры на трансформаторах с естественной масляной (М) и дутьевой (Д) системами охлаждения, когда циркуляция масла в фильтре обеспечивается только за счет разностей плотности нагретого и охлажденного масла, называют термосифонными (рис. 12.4). Количество сорбента в термосифонном фильтре должно составлять около 1 % от массы масла в трансформаторе.

Устройство пленочной защиты
Рис. 12.5. Устройство пленочной защиты:
1 — воздухоосушитель; 2 — стрелочный маслоуказатель; 3 — эластичная емкость; 4 — соединительный патрубок; 5 — монтажный люк; 6 — расширитель; 7 — реле поплавкового типа; 8 — газовое реле

Устройство азотной защиты
Рис. 12.6. Устройство азотной защиты:
1 — надмасляное пространство расширителя; 2 — шкаф; 3 — мягкий резервуар; 4 — азотоосушитель

Принцип устройства пленочной защиты заключается в наиболее полном удалении влаги и газа из изоляции и масла и их полной герметизации за счет установки в расширитель эластичной емкости, которая служит для компенсации температурного изменения объема масла при работе трансформатора. Эта емкость, подвешенная внутри расширителя, плотно прилегает к внутренней поверхности расширителя и масла (рис. 12.5) и обеспечивает герметизацию масла от окружающей среды. Одновременно внутренняя полость эластичной емкости соединена патрубком с окружающим воздухом через воздухоосушитель, который препятствует конденсации влаги на ее внутренней поверхности.
В трансформаторах с пленочной защитой вместо предохранительной трубы устанавливают предохранительные клапаны, позволяющие обеспечить более надежную герметизацию.
Азотная защита заключается в том, что микропустоты в изоляции и масле, образующиеся в результате тщательного удаления и: них воздуха, а также надмасляное пространство заполняют сухим азотом и герметизируют от окружающей среды при помощи мягких резервуаров, служащих для компенсации температурных изменений объема масла при работе трансформатора (рис. 12.6).


Контрольные вопросы

1. Какие мероприятия проводят при оперативном и техническом обслуживании трансформаторов?
2. Какие существуют режимы нагрузки трансформаторов?
3. Чем определяется длительность аварийных перегрузок?
4. Что понимается под термином «нагрузочная способность трансформатора»?
5. Как определить допустимость систематических перегрузок?
6. Для чего предназначены устройства релейной защиты, автоматик;; и сигнализации, устанавливаемые на силовых трансформаторах?
7. Как защитить масло от увлажнения и старения?



Глава 13
ОРГАНИЗАЦИЯ И СТРУКТУРА ЭЛЕКТРОРЕМОНТНОГО ПРОИЗВОДСТВА

13.1. Классификация ремонта
13.2. Планирование ремонта электрических машин
13.3. Определение трудоемкости ремонта и численности ремонтного персонала
13.4. Структура цеха по ремонту электрических машин
13.5. Структура цеха по ремонту трансформаторов
13.6. Структура центральной электротехнической лаборатории

Контрольные вопросы




При организации территориального электроремонтного производства необходимо учитывать размеры обслуживаемой территории, размещение обслуживаемых объектов и величину их ремонтного фонда, а также возможности снабжения электроремонтного предприятия электроэнергией, водой, топливом, рабочей силой и т. д. При крупных заводах обычно организуют собственные электроремонтные производства, имеющие, как правило, цеховую структуру.

13.1. Классификация ремонта

Важнейшим условием правильной эксплуатации электрических машин и трансформаторов является своевременное проведение планово-предупредительного ремонта (ППР) и периодических профилактических испытаний.
Наряду с повседневным уходом и осмотром оборудования в соответствии с правилами эксплуатации электроустановок потребителей (ПЭЭП) через определенные промежутки времени проводят плановые межремонтные испытания и измерения (профилактические испытания, не связанные с выводом в ремонт) и различные виды ремонта. С помощью системы ППР оборудование поддерживается в работоспособном состоянии, обеспечивающем выполнение им своих технических функций, и частично предотвращаются случаи отказов оборудования. В ходе планового ремонта оборудования в результате модернизации улучшают его технические параметры.
При планировании и организации ремонта следует иметь в виду, что электрические машины и трансформаторы могут иметь ремонтопригодную и неремонтопригодную конструкцию. В последнем случае вместо ремонта оборудования осуществляют его замену.
По объему ремонт подразделяют на текущий, средний и капитальный. Текущий ремонт проводят во время эксплуатации оборудования для гарантированного обеспечения его работоспособности, он состоит в замене и восстановлении его отдельных частей и в их регулировке. Текущий ремонт проводится на месте установки оборудования с его остановкой и отключением. Средний ремонт предусматривает полную или частичную разборку оборудования, ремонт и замену изношенных деталей и узлов. восстановление качества изоляции. При этом достигается восстановление основных технических показателей работы оборудования. Капитальный ремонт предусматривает полную разборку оборудования с заменой или восстановлением любых его частей, включая обмотки. При этом достигается полное (или близкое к нему) восстановление ресурса. В настоящее время в основном производят текущий и капитальный ремонт, хотя в некоторых случаях предусмотрен и средний ремонт.
По назначению; ремонт делится на восстановительный, реконструкцию и модернизацию. Восстановительный ремонт осуществляется без изменения конструкции отдельных узлов и всего устройства в целом. Технические характеристики оборудования остаются неизменными. В ходе реконструкции могут изменяться конструкции отдельных узлов и заменяться отдельные материалы, из которых они изготовлены, при практически неизменных технических характеристиках. Модернизация предусматривает замену и усовершенствование существующих узлов и применяемых материалов, чтобы существенно улучшить технические характеристики, приблизив их к характеристикам нового современного оборудования.
По методу проведения ремонт делится на принудительный и послеосмотровый. Принудительный ремонт применяется в основном для ответственного оборудования. Суть его заключается в том, что через определенные промежутки времени электрические машины и трансформаторы в обязательном порядке подвергают капитальному ремонту. Также через определенные промежутки времени проводят текущий и средний ремонт в соответствии с длительностью ремонтного цикла и его структурой. При этом ресурс оборудования между ремонтами полностью не используется и в ремонт может попасть исправное оборудование. Поэтому данный вид ремонта является наиболее дорогим. Послеосмотровый ремонт оборудования производится в объеме капитального ремонта только после осмотра и профилактических испытаний во время очередной ревизии или текущего ремонта. Ресурс оборудования используется при этом виде ремонта полностью, поэтому стоимость ремонта уменьшается. Однако, из-за возможности внеочередного незапланированного ремонта усложняется процесс его проведения и может увеличиться его длительность. С принудительного на послеосмотровый вид ремонта можно переводить оборудование массового применения, не относящееся к основному и имеющее достаточный обменный парк.
По форме организации ремонт делится на централизованный, децентрализованный и смешанный. При централизованном ремонте работы осуществляют специализированные ремонтно-наладочные предприятия без использования местных ремонтно-эксплуатационных служб. К этой форме ремонта относится и фирменное ТО ответственного импортного оборудования. Усовершенствование этой формы ремонта предполагает создание центрального обменного фонда оборудования и расширение его номенклатуры, а также распространение сферы услуг ремонтных предприятий на проведение текущего ремонта и профилактического обслуживания. Централизованная форма ремонта обеспечивает наиболее высокое качество работ.
При децентрализованном ремонте работы осуществляют ремонтные службы предприятия, на котором установлено это оборудование.
При смешанном ремонте часть работ выполняется централизованно (сторонними организациями), а часть — децентрализованно (собственными ремонтными службами). Степень централизации зависит от характера предприятия, типа и мощности оборудования.

13.2. Планирование ремонта электрических машин

При планировании ремонтного производства используется понятие «ремонтный цикл», под которым понимается календарное время между двумя плановыми капитальными ремонтами. Для вновь вводимого в эксплуатацию оборудования под ремонтным циклом понимается календарное время от ввода в эксплуатацию до первого планового капитального ремонта.
Продолжительность ремонтного цикла определяется условиями эксплуатации, требованиями к показателям надежности, ремонтопригодностью, ПЭЭП и инструкциями завода-изготовителя. Обычно ремонтный цикл исчисляется, исходя из 8-часового рабочего дня при 41-часовой рабочей неделе (для оборудования специализированных производств в расчет ремонтного цикла может быть введен конкретный график работы этого оборудования). Реальная сменность работы оборудования и условия его работы учитываются соответствующими эмпирическими коэффициентами.
При определении длительности ремонтного цикла исходят из графика (рис. 13.1) распределения частоты отказов Я технических изделий от времени t (так называемая «кривая жизни» технического изделия). На этом графике можно выделить три области: 1 — время послеремонтной приработки, когда вероятность появления отказов повышается из-за возможного применения при ремонте некачественных материалов, несоблюдения технологии ремонта и т.п.; 2 — этап нормальной работы оборудования с практически неизменной частотой отказов во времени; 3 — время старения отдельных узлов и оборудования в целом.

«Кривая жизни» технического изделия
Рис. 13.1. «Кривая жизни» технического изделия:
1 — время послеремонтной приработки; 2 — этап нормальной работы; 3 — время старения оборудования

Для предотвращения отказов при эксплуатации в период приработки (область 1 ) дефектные узлы и детали заменяют исправными и по возможности осуществляют приработку отдельных узлов. Для ответственного оборудования приработку проводят непосредственно на заводе-изготовителе или ремонтном предприятии. В период нормальной эксплуатации (область 2 ) происходят внезапные отказы, которые носят случайный характер. Во время старения оборудования (область 3 ) увеличение частоты отказов оборудования связано с его износом и физическим старением, при которых наблюдается существенное ухудшение рабочих свойств изоляции, электрических контактных поверхностей, подшипников и механически нагруженных узлов. Из этого можно сделать вывод о том, что длительность ремонтного цикла не должна превышать длительности нормального участка работы T (область 2 ).
При планировании структуры ремонтного цикла (виды и последовательность чередования плановых ремонтов) исходят из того, что в каждой электрической машине и трансформаторе наряду с быстро изнашивающимися узлами и деталями (щетки, подвижные и неподвижные контакты, подшипники и др.), восстановление которых обычно проводится путем их замены на новые или незначительного ремонта, имеются узлы и детали с большим сроком износа (обмотки, магнитопроводы, механические детали и т.п.), восстановление которых проводится путем достаточно трудоемкого и занимающего много времени ремонта. Поэтому во время эксплуатации между капитальными ремонтами проводятся текущие (или средние) ремонты оборудования.
Проведение текущего ремонта, как правило, не требует специальной остановки основного технологического оборудования, в то время как капитальный ремонт при отсутствии резервного оборудования связан с приостановкой основного технологического процесса. Поэтому длительность ремонтного цикла следует по возможности согласовывать с межремонтным периодом основного технологического оборудования.
Обычно ремонты планируют на календарный год с разбивкой по кварталам и месяцам. Такое планирование называется текущим. Наряду с текущим осуществляется и оперативное планирование с использованием сетевых графиков.
Как уже упоминалось, при планировании структуры ремонт-ного цикла, под которой понимаются виды и последовательность проведения плановых ремонтов, исходят из длительности ремонтного цикла в соответствии с «кривой жизни» технического изделия (см. рис. 13.1). Период времени между двумя плановыми капитальными ремонтами T пл определяется продолжительностью ремонтного цикла T табл , который в свою очередь рассчитывается при нормальных условиях эксплуатации и двухсменной работе электрических машин. Значения T табл для некоторых характерных производств приведены в приложении 8.
В период между двумя капитальными ремонтами проводят несколько текущих. Время между двумя плановыми текущими ремонтами t пл определяется продолжительностью межремонтного периода t табл , значения которого также приведены в приложении 8.
Плановая продолжительность работы между двумя капитальными и текущими ремонтами определяется по следующим формулам:

T пл = T табл βк βр βи βо βс ; (13.1)
t пл = t табл βк βр βи β ′ о βс . (13.2)

Здесь βi — коэффициенты, косвенно учитывающие реальный характер нагрузки электрической машины: βк = 0,75 для коллекторных машин и 1,0 для остальных машин; βр — коэффициент, учитывающий сменность работы машины и определяемый числом смен Ксм ; βо = β ′ о = 1,0 для электрических машин, отнесенных к вспомогательному оборудованию, βо = 0,85, β ′ о = 0,7 для машин основного оборудования; βи — коэффициент использования, определяемый в зависимости от отношения фактического коэффициента Кф.с спроса к нормируемому Кс ; βс = 1,0 для электрических машин, установленных на стационарных установках, βс = 0,6 для машин передвижных электрических установок. Значения коэффициентов βи и βр в зависимости от Кф.с / Кс составляют:
Коэффициенты
Под коэффициентом спроса Кс понимается отношение максимальной нагрузки предприятия (цеха, отдельного производства) P max к суммарной мощности установленных на нем электроприемников P y (электродвигатели, электротехнологические процессы, освещение и др.). Под P max понимается получасовой максимум нагрузки предприятия, заложенный в его технический проект и заявляемый предприятием при составлении договора с энергоснабжающей организацией. По величине P max определяют необходимую суммарную мощность связывающих его с электрической системой трансформаторов. Таким образом,

Кс = P max / P y (13.3)

Реальная нагрузка предприятия может отличаться от расчетной, также как и суммарная мощность установленных на нем приемников электрической энергии. Поэтому наряду с коэффициентом Кс (см. приложение 8) вводится коэффициент фактического спроса Кф.с , который определяется опытным путем по фактическому среднечасовому максимуму нагрузки P ф.max и фактической установленной мощности электроприемников P ф.y . Коэффициент фактического спроса может существенно отличаться от первоначально принятого. Чем больше значение Кф.с , тем больше средняя нагрузка электрических машин, установленных на предприятии:

Кф.с = P ф.max / P ф.y (13.4)

По указанной методике для каждой электрической машины. установленной на предприятии, можно рассчитать время между капитальным и текущим ремонтом и составить календарный график их проведения, согласовав его с графиком ремонта основного технологического оборудования. На базе графиков ремонта по отдельным участкам и цехам составляется сводный график ремонта электрических машин по предприятию в целом.
Пример. . Определить продолжительность ремонтного цикла и межремонтного периода для асинхронного рольгангового двигателя с коротко-замкнутым ротором типа АР, установленного на прокатном стане металлургического завода, имеющего трехсменный график работы (непрерывное производство) и коэффициент фактического спроса, равный 0,6.
По приложению 8 находим, что для горячих цехов T табл = 4 г.. t табл = 6 мес при Кс = 0,45. Далее определяем значение соответствующих коэффициентов: βк = 1 (у двигателя отсутствует коллектор), βр = 0,67 при Ксм = 3, βи = 0,7 (по табл. 5.1 для Кф.с / Кс = 0,6/0,45 = 1,33), βо = 0,85, β ′ о = 0,7 (двигатель относится к основному оборудованию), β с = 1 (установка стационарная). Тогда в соответствии с формулами (3.1) и (3.2) рассчитаем время между двумя капитальным T пл и текущим t пл ремонтом:
T пл =4,0 • 1,0 • 0,67 • 0,7 • 0,85 • 1,0 = 1,6 г.;
t пл =6,0 • 1,0 • 0,67 • 0,7 • 0,7 • 1,0 = 2 мес.
Срок 2 мес соответствует 0,167 г., поэтому между двумя капитальными ремонтами двигатель должен пройти 8 текущих ( T пл / t пл = 1,6/0,167 = 9, но поскольку очередной капитальный ремонт совпадает с текущим, то последний текущий ремонт заменяется на очередной капитальный).

13.3. Определение трудоемкости ремонта и численности ремонтного персонала

При организации электроремонтного производства следует учитывать размеры обслуживаемого района, расположение обслуживаемых объектов и величину их ремонтного фонда, а также возможность обеспечения электроремонтного предприятия электрической и тепловой энергией, водой, транспортом, квалифицированной рабочей силой и т. д. Помещения электроремонтных предприятий должны быть защищены от осадков и проникновения пыли.
При определении размера ремонтного предприятия следует иметь в виду не только объем парка обслуживаемого электрического оборудования, но и экономическую эффективность его работы. Исследования ряда авторов показали, что при увеличении числа условных ремонтных единиц до 5 тыс. происходит интенсивное снижение трудоемкости и себестоимости ремонта. При увеличении числа условных ремонтных единиц от 5 до 70 тыс. снижение трудоемкости и себестоимости происходит со средней интенсивностью, а в интервале 70...200 тыс. трудоемкость и себестоимость ремонта уменьшаются незначительно. Поэтому максимальный объем электроремонтного производства, при котором обеспечивается минимальная себестоимость ремонта, находится в пределах 160... 180 тыс. условных ремонтных единиц. При большем числе электрических машин, обслуживаемых одним ремонтным предприятием, себестоимость ремонта снижаться не будет..
Особое внимание при организации электроремонтного производства следует уделять качеству ремонта, которое обеспечивало бы практически полное восстановление ресурса электрических машин и трансформаторов. Это в свою очередь требует применения достаточно дорогого специализированного оборудования, окупающегося при высокой его загрузке. Иначе говоря, для создания эффективного электроремонтного производства необходимо иметь достаточное количество ремонтируемого на нем оборудования.
Стоимость ремонта достигает в настоящее время 60...80 % стоимости нового оборудования при практическом отсутствии дефицита последнего на рынке. Поэтому проводить некачественный ремонт не имеет никакого смысла. Если качественный ремонт невозможно обеспечить, то целесообразнее заменить вышедшее из строя оборудование на новое.
Для планирования производства и определения годовой программы ремонтного предприятия необходимо иметь сведения о количестве, мощности, режимах и условиях работы оборудования, которое установлено на обслуживаемых этим предприятием производствах. Следует учитывать также возможное развитие (расширение) обслуживаемых производств на срок 5...7 лет.
Все электрические машины, находящиеся в эксплуатации, разделяются на группы в зависимости от типа (асинхронные, синхронные, постоянного тока), мощности (малой — до 1,1 кВт, средней — до 1,5...400 кВт, большой — свыше 400 кВт), уровня напряжения (низковольтные — до 1 кВ, высоковольтные — свыше 1 кВ), конструктивного исполнения и длительности межремонтного периода. При наличии указанных сведений по номенклатуре электрических машин, подлежащих ремонту, годовая производительность электроремонтного предприятия в единицах продукции запишется в виде:

P e = К p [(A1/T1 + A2/T2 + ... + An/Tn) + (A1/t1 + A2/t2 + ... + An/tn)], (13.5)

где К p = 1,3...1,6 — коэффициент, учитывающий развитие обслуживаемых производств и возможные случайные отказы; A1 , A2 , ..., An — количество электрических машин в каждой группе; T1 , T2 , ...., Tn — средняя длительность ремонтного цикла для каждой группы машин в годах (см. подразд. 13.2); t1 , t2 , ..., tn — средняя длительность межремонтного периода для этих групп в годах. Если текущий ремонт проводится силами самого предприятия, на котором используются электрические машины, то из формулы (13.5) следует исключить вторую составляющую и определять годовую производительность только по капитальному ремонту.
Таким образом, число электрических машин ежегодно проходящих ремонт в каждой группе, имеет следующий вид:

a1 = A1/T1 + A1/t1 , a2 = A2/T2 + A2/t2 , ..., an = An/Tn + An/tn . (13.6)

Годовая трудоемкость работ по ремонту обслуживаемого парка электрических машин определяется по формуле (чел.-ч):

TP = ( A1/T1 ) M1 + ( A1/t1 ) m1 + ( A2/T2 ) M2 + ( A2/t2 ) m2 + ...+ (An/Tn) Mn + ( An/tn ) mn ,(13.7)

где Mi , mi — среднее нормативное время капитального и текущего ремонта для каждой группы электрических машин.
Нормативное время ремонта зависит от типа электрической машины и ее конструктивного исполнения, частоты вращения, напряжения и вида ремонта. Ремонтные заводы электротехнической промышленности при организации ремонта пользуются специальными нормами трудоемкости, один из примеров которых приведен в табл. 13.1.
Для расчета норм трудоемкости ремонта других электрических машин вводятся дополнительные коэффициенты трудоемкости: Kn — для скоростей, отличных от 1500 об/мин, Ku — для машин с напряжением свыше 1000 В, Kt — для других типов машин (табл. 13.2).

Таблица 13.1

Нормы трудоемкости ремонта низковольтных асинхронных двигателей
напряжением менее 1000 В с короткозамкнутой обмоткой ротора;
мощностью до 630 кВт и частотой вращения 1500 об/мин

Мощность, кВт

Нормы трудоемкости ремонта, чел. • ч

Мощность, кВт

Нормы трудоемкости ремонта, чел. • ч

капитальный

текущий

капитальный

текущий

До 0,8
0,8 ...1,5
1,6. ..3,0
3,1...5,5
5,6. ..10,0
11. ..17
18. ..22
23. ..30
31. ..40
41. ..55

1
12
13
15
20
27
32
40
47
55

2
2
3
3
4
6
7
8
10
12

56. ..75
76. ..100
101. ..125
126. ..160
161. ..200
201 ...250
251. ..320
321. ..400
401. ..500
501. ..630

69
85
110
130
140
155
175
195
225
260

15
18
22
27
30
33
36
40
44
52


Таблица 13.2

Коэффициенты для расчета норм трудоемкости других электрических машин

Коэффициент

Значение коэффициентов в зависимости от типа машины

n, об/мин

3000

1500

1000

750

600

500

K n

0,8

1,1

1,1

1,2

1,4

1,5

Тип машины

коллекторная

синхронная

с фазным ротором

K t

1,8

1,2

1,3

Напряжение, В

от 1000 до 3300

свыше 3300 до 6600

K u

1,7

2,1



Таким образом, трудоемкость капитального М и текущего m ремонта электрической машины мощностью Р, можно определитm по формулам:
M i = M iбаз K n K t K u ; (13.8)
m i = m iбаз K n K t K u . (13.9)

где M iбаз , m iбаз — трудоемкость капитального и текущего ремонтов базового асинхронного двигателя мощности P i , (см. табл. 13.1); K i — коэффициенты трудоемкости (см. табл. 13.2).
Для крупных высоковольтных электрических двигателей и генераторов нормы трудоемкости ремонта определяются предприятиями-изготовителями.

Пример. . Определить трудоемкость капитального и текущего ремонтов синхронного двигателя мощностью 500 кВт, напряжением 3,3 кВ, имеющего номинальную скорость 600 об/мин:
M i = M iбаз K n K t K u = 225 • 1,4 • 1,2 • 1,7 = 643 чел. • ч;
m i = m iбаз K n K t K u = 44 • 1,4 • 1,2 • 1,7 = 126 чел. • ч.
Рассчитав по формулам (13.7)...(13.9) трудоемкость ремонта всего парка обслуживаемых машин, определяют количество производственных рабочих N, необходимых для выполнения годовой программы ТР:
N = TP/Ф, (13.10)
где Ф — годовой фонд времени одного рабочего, равный при 41-часовой рабочей неделе 1860 ч (отпуск составляет 15 дней), 1840 ч (отпуск — 18 дней), 1820 ч (отпуск — 24 дня).

Рассмотренная методика является достаточно трудоемкой и требует большого объема не всегда доступной информации, что приводит к ошибкам в расчетах. Поэтому на практике часто пользуются упрощенной методикой расчета, суть которой заключается в следующем.
Для проведения расчетов вводится понятие условной единицы ремонта, за которую принимают трудоемкость ремонта одного асинхронного двигателя с короткозамкнутой обмоткой ротора мощностью 5 кВт, напряжением 220/380 В, со скоростью 1500 об/мин и степенью защиты IP23. При отсутствии точных данных по структуре электродвигателей их количество определяют по общему количеству установленных на предприятии станков. Для перехода к условным единицам ремонта число станков п умножают на коэффициент K тип , так что число условных единиц ремонта R на одном предприятии имеет вид:

R = n K тип , (13.11)

где K тип = 2,8...3,2 — для автомобильных заводов, 3,5...4,5 — для заводов тяжелого машиностроения, 3,0... 3,2 — для подшипниковых заводов и заводов электротехнической промышленности, 3,0... 3,5 — для станкоинструментальных заводов, 3,3... 4,3 — для заводов строительного, дорожного и коммунального машиностроения.
Суммируя число условных единиц ремонта на обслуживаемых предприятиях, получают их общее число ∑R . Далее по изложенной ранее методике определяют продолжительность ремонтного цикла и межремонтного периода в зависимости от характера производства, а по формулам (13.7) и (13.10) — годовую трудоемкость и число производственных рабочих ремонтного предприятия.
Если средняя мощность установленных на предприятии двигателей отличается от 5 кВт, то с помощью коэффициентов приведения переходят к условным единицам ремонта:

Средняя
мощность, кВт..........1 25 710 152030 405575100
Коэффициент
приведения........ 0,69 0,7811,191,25 1,51,82,1 2,2 2,33,7 4,6

Таблица 13.3

Трудоемкость капитального ремонта асинхронного двигателя

Вид работ

Трудоемкость

чел. • ч

%

Очистка двигателя

Разборка, снятие подшипников, мойка узлов и деталей, дефектировка

Механическая обработка и сварочные работы

Удаление обмотки статора, чистка пазов статора

Восстановление посадочных мест, напрессовка подшипников

Балансировка ротора

Изготовление и укладка обмотки, формовка и бандажировка лобовых частей, пайка и изолировка схемы

Пропитка и сушка обмотки

Сборка двигателя

Нанесение гальванических покрытий, окраска двигателя

0 ,4

4,0


5,6

3,0

1,0

1,0

18,0


2,0

3,7

1,3

1,0

10,0


14,0

7,5

2,5

2,5

45,0


5,0

9,25

3,25

Итого

40

100



Рассчитанную по такой методике трудоемкость ремонта обычно увеличивают на 30 % для учета имеющихся на предприятии электрических двигателей, установленных на вспомогательном оборудовании.
По известному количеству основных рабочих N определяют количество вспомогательных рабочих N всп , инженерно-технических работников N итр , служащих и младшего обслуживающего персонала N сл :

N
всп = (0,15...0,18) N ;
N итр = (0,08...0,12) ( N + N всп) ; (13.12)
N сл = (0,0025...0,04) ( N + N всп) .

Примерное распределение основных рабочих электроремонтного предприятия по профессиям определяется трудоемкостью соответствующей группы работ по ремонту.
В табл. 13.3 представлен расчет трудоемкости работ по капитальному ремонту четырехполюсного асинхронного двигателя с корот-козамкнутым ротором мощностью 30 кВт напряжением 220/380 В и частотой вращения 1500 об/мин.
В соответствии с приведенной трудоемкостью отдельных видов работ распределение основных рабочих по профессиям может выглядеть следующим образом: электрообмотчики — 40%, электрослесари — 37 %, электромонтеры испытательной станции — 3 %, станочники — 5 %, пропитчики - 4 %, остальные - 11 %.

13.4. Структура цеха по ремонту электрических машин

Структура электроремонтного предприятия и состав его оборудования определяются в основном номенклатурой и объемом ремонтируемого оборудования. Поскольку форма организации ремонта электрических машин, трансформаторов и другого электротехнического оборудования является цеховой, то далее будет рассмотрена именно эта форма организации работ. Следует отметить, что ремонтный цех может быть как самостоятельной производственной единицей, так и являться одним из цехов крупного отраслевого предприятия.
В ремонтном цехе производятся:
- капитальный ремонт электрических машин, их реконструкция и модернизация;
- средний и текущий ремонт;
- ремонт и изготовление пускррегулирующей аппаратуры;
- изготовление запасных частей;
- изготовление электромонтажных узлов и заготовок;
- ремонт и изготовление технологической оснастки для ремонта.
Все работы, проводимые в этом цехе, можно разбить на восемь основных видов: предремонтные, разборочно-дефектационные, изоляционно-обмоточные, слесарно-механические, комплектовочные, сборочные, отделочные и послеремонтные. В соответствии с видом производимых работ в состав ремонтного цеха, как правило, входят следующие отделения и участки:
- склады поступающей и готовой продукции (территориально они могут быть объединены);
- испытательный участок;
- участок разборки, мойки и дефектации;
- ремонтно-механический участок;
- кузнечно-сварочный участок;
- отделение ремонта контактных колец, коллекторов и щеточных аппаратов;
- обмоточный участок;
- участок восстановления обмоточных проводов (в ряде случаев здесь осуществляется и изготовление нового обмоточного провода);
- пропиточно-сушильный участок с отделением окраски;
- участок комплектации и сборки;
- испытательная станция.
Кроме того, в структуру цеха могут быть включены участки гальванопластики и столярная мастерская. Типовая схема организации ремонта представлена на рис. 13.2.

Типовая структурно-технологическая схема ремонта
Рис. 13.2. Типовая структурно-технологическая схема ремонта электрических машин

Рассмотрим особенности работы и оснащения наиболее важных участков ремонтного цеха.
Испытательный участок. . Здесь производят предремонтные испытания для выявления неисправностей электрических машин, поступивших в ремонт. Помимо внешнего осмотра здесь измеряют активные сопротивления и сопротивление изоляции обмоток, проверяют целость подшипников (при работе машины на холостом ходу), правильность и плотность прилегания щеток к коллектору и контактным кольцам, уровень вибрации. Участок должен быть оснащен подъемно-транспортным и испытательным оборудованием.
Участок разборки, мойки и дефектации.. Здесь производят очистку машин перед разборкой, разбирают их на отдельные узлы и детали и производят дефектацию (диагностику), определяя их состояние, степень износа и объем необходимого ремонта. Неисправные детали и узлы передают для ремонта на соответствующие участки, а исправные — на участок комплектации. По итогам дефектации составляется дефектная ведомость, определяется необходимый объем ремонта и потребность в комплектующих изделиях.
Участок должен быть оснащен подъемно-транспортным и моечным оборудованием, механическими и электрическими инструментами для разборки машин, станками для удаления обмотки, печью для выжига (или размягчения) изоляции, приспособлениями для выведения ротора из статора.
Ремонтно-механический и кузнечно-сварочный участки. На этих участках ремонтируют изношенные и изготавливают новые конструктивные детали электрических машин — валы, корпуса подшипников скольжения, крышки подшипников и др. Здесь же ремонтируют и изготавливают новые токоведущие части, такие как контактные кольца, коллекторы, щеточные механизмы, контакты. На этих участках производят ремонт и перешихтовку магнитопроводов (сердечников), а также механическую обработку и восстановление резьбовых соединений. Кроме того, здесь изготавливают необходимую для ремонта технологическую оснастку. Участки оснащены соответствующим парком универсальных станков для механической обработки деталей, подъемно-транспортным оборудованием, прессами и ножницами для резки металла, универсальным сварочным и слесарным оборудованием.
Обмоточный участок. Здесь ремонтируют старые и изготавливают новые обмотки электрических машин, восстанавливают поврежденный обмоточный провод, осуществляют укладку, пропитку и сушку обмоток, производят сборку рабочей схемы соединения обмоток и осуществляют контроль изоляции обмоток в процессе ее изготовления и укладки. В отделении окраски проводят отделочные работы и окраску машин после сборки и испытаний.
На этом участке устанавливаются станки для очистки и изолирования проводов, намотки обмоток, резки и формовки изоляции, прессы для формовки катушек из прямоугольного провода, специальные станки для бандажировки обмоток. Участок оснащен инструментом для пайки и сварки проводов, необходимым пропиточным оборудованием и сушильными шкафами. Отделение пропитки и сушки должно иметь хорошую вытяжную вентиляцию. Подъемно-транспортное оборудование рассчитывается на узлы, имеющие максимальную массу (как правило, это статоры наиболее крупных машин).
Участок комплектации и сборки. Сюда направляются исправные чистые узлы и детали с участка разборки и дефектации, отремонтированные узлы и детали с остальных участков, а также недостающие комплектующие детали (крепеж, подшипники качения и т.п.). Полный машинокомплект поступает на сборку, где осуществляется поузловая и общая сборка электрических машин. Здесь же производится и балансировка роторов электрических машин.
Участок оснащен практически тем же оборудованием, что и участок разборки (за исключением моечного оборудования и оборудования для удаления обмоток). Кроме того, на участке установлены балансировочные станки.
Испытательная станция. Здесь проводятся послеремонтные испытания электрических машин по соответствующим программам, а также испытания новых конструкций, узлов и деталей, изготовленных в процессе реконструкции или модернизации.
Станция оснащена подъемно-транспортным оборудованием и испытательными стендами, включая стенды для высоковольтных испытаний, а также соответствующим защитным оборудованием.

13.5. Структура цеха по ремонту трансформаторов

В цехе по ремонту трансформаторов проводятся:
- капитальный ремонт трансформаторов, их реконструкция и модернизация;
- средний и текущий ремонт;
- изготовление запасных частей для трансформаторов;
- ремонт маслонаполненных электрических аппаратов.
Подобно ремонту электрических машин все работы, проводимые в этом цехе, можно разбить на восемь основных видов: предремонтные, разборочно-дефектационные, обмоточные, слесарно-механические, комплектовочные, сборочные, отделочные и послеремонтные. В соответствии с видами производимых работ в состав ремонтного цеха входят следующие отделения и участки:
- склады неисправных и отремонтированных трансформаторов;
- испытательный участок;
- участок осмотра, разборки и дефектации трансформаторов и маслонаполненных аппаратов;
- участок чистки и мойки баков;
- сварочно-механический участок, на котором проводится и ремонт систем регулирования напряжения;
- отделение подготовки масла (масляное хозяйство);
- участок ремонта магнитопроводов (сердечников), оборудованный стационарной установкой для лакирования пластин (для специализированных предприятий с большим объемом работ);
- отделение по ремонту и изготовлению обмоток;
- сушильно-пропиточное отделение;
- склад комплектующих изделий и инструментов;
- сборочный участок;
- участок заливки трансформаторов маслом;
- испытательная станция;
- участок окраски баков.
Поступающие в ремонт трансформаторы весьма разнообразны по мощности, габаритам, напряжению и конструктивному исполнению, в большинстве случаев используется индивидуальный метод ремонта по технологии заводов — изготовителей трансформаторов.

Типовая структурно-технологическая схема
Рис. 13.3. Типовая структурно-технологическая схема ремонта трансформаторов

Особенностью цеха по ремонту трансформаторов (типовая схема ремонта представлена на рис. 13.3) является наличие масляного хозяйства и значительный объем работ по подготовке масла. При ремонте масло либо восстанавливают, либо заменяют на новое. Для этого необходимо иметь достаточное количество масла и емкостей для его хранения, а в цехе должны быть проложены маслопроводы и установлена маслоочистительная аппаратура. Трансформаторное масло является горючим материалом, поэтому особое внимание необходимо уделять пожарной безопасности и особенно на тех участках, где проводятся работы с маслом.

13.6. Структура центральной электротехнической лаборатории

Если ремонтные цехи входят в состав крупного отраслевого предприятия (машиностроительный, металлургический, электротехнический заводы и т.п.), то в их составе или независимо от них должна быть предусмотрена центральная электротехническая лаборатория. Персонал лаборатории участвует в проведении текущего обслуживания и ремонта электрических машин и трансформаторов. В состав этой лаборатории обычно входят следующие подразделения.
Лаборатория электрических измерений , в которой осуществляется ремонт и поверка практически всех используемых электроизмерительных приборов и их проверка на месте установки. Она же проводит контроль за эксплуатацией электроизмерительных приборов на месте установки.
Лаборатория электротехнических испытаний , в которой проводятся послеремонтные и эксплуатационные испытания трансформаторов и высоковольтных двигателей, реакторов и вентильных разрядников, профилактические испытания изоляции высоковольтных аппаратов, комплексных распределительных устройств и высоковольтных кабельных линий. Здесь же проводятся испытания всех устройств защиты электротехнических установок, измерение сопротивления заземляющих устройств и контроль за качеством трансформаторного масла, жидких негорючих диэлектриков и других изоляционных материалов.
Лаборатория электрического привода , в которой исследуются режимы работы электроприводов и проверяется действие их зашит. Кроме того, сотрудники этой лаборатории принимают участие в пусконаладочных работах, разрабатывают и осуществляют мероприятия по внедрению на предприятии новой техники, замене морально устаревшего оборудования и его модернизации. Они же проводят наладку оборудования после ремонта.
Лаборатория промышленной электроники , в которой осуществляется ремонт и наладка электронного оборудования, используемого на предприятии, включая контроль за работой силовых полупроводниковых устройств и систем управления. Здесь же могут проводиться работы по контролю и наладке систем дистанционного управления, сигнализации и измерений, а также по разработке оптимальных режимов контроля и управления.
Лаборатория релейной защиты и автоматики , в которой осуществляется проверка всех видов устройств релейной защиты и сетевой автоматики, установленных на подстанциях и в распределительной сети предприятия. Здесь разрабатывают программы по вводу новых объектов электроснабжения и ремонту действующих электрических установок, изготавливают и ремонтируют комплектные устройства, используемые для проверок работы оборудования.
В этой лаборатории испытывают новые защитные устройства и проходят поверку установленные на предприятии электроизмерительные приборы и счетчики.
Пусконаладочная лаборатория , в которой осуществляется контроль за результатами наладки нового или отремонтированного электрического и электромеханического оборудования, если она проводится сторонними организациями, или самостоятельная наладка этого оборудования, если участие сторонних организаций в наладке не предусмотрено.
Лаборатория режимов электроснабжения , в которой собирают и анализируют данные по работе систем электроснабжения, освещения и электропривода, а также определяют и контролируют рациональные режимы питания цехов предприятия и отдельных крупных энергетических объектов. В этой лаборатории разрабатывают и осуществляют мероприятия по минимизации потерь электрической энергии и оптимальной работе устройств компенсации реактивной мощности.
На предприятиях электротехнического профиля, как правило, создается лаборатория надежности , в которой собирают и обрабатывают данные по отказам электротехнического оборудования, а также выявляют причины этих отказов.
Кроме рассмотренных задач центральная электротехническая лаборатория контролирует график нагрузки, осуществляет надзор за правильной и безопасной эксплуатацией всех высоковольтных установок предприятия, участвует в составлении и реализации договора электроснабжения с местной электроэнергетической системой.

Контрольные вопросы

1. Что такое ремонтный цикл и как определить его продолжительность?
2. Какова структура ремонтного цикла?
3. В чем заключаются достоинства и недостатки различных форм организации ремонта?
4. В чем измеряется годовая программа электроремонтного предприятия? Как ее определить?
5. Как рассчитать трудоемкость ремонта электрической машины?
6. Каковы основные виды работ, производимых при ремонте электрических машин?
7. Какое основное оборудование необходимо устанавливать в каждом производственном подразделении?
8. Каковы особенности ремонта трансформаторов? Как они сказываются на организации ремонта?



Глава 14

СОДЕРЖАНИЕ РЕМОНТА


14.1. Ремонт электрических машин
14.2. Ремонт трансформаторов
14.3. Предремонтные испытания электрических машин

Контрольные вопросы



В зависимости от массы и размеров, а также от характера ремонта электрические машины и трансформаторы либо ремонтируются на месте, либо направляются на ремонтное предприятие Взаимные обязательства заказчика и ремонтного предприятия регламентируются в технических условиях ремонта.
Приемка в ремонт производится по акту, в котором кроме паспортных данных и предполагаемого объема ремонта указываются технические требования, которым должно удовлетворять оборудование после осуществления ремонта: мощность, напряжение, энергетические показатели и др. В ремонт принимаются только комплектные электрические машины и трансформаторы, имеющие все основные узлы и детали, включая старые обмотки. Все соединительные и установочные детали должны быть демонтированы заказчиком. Как правило, не ремонтируют машины с разбитыми корпусами и подшипниковыми щитами и со значительным (более 25 %) повреждением магнитопроводов.
Ремонт должен быть выполнен качественно, чтобы после него был обеспечен необходимый уровень эксплуатационной надежности, а технические показатели соответствовали стандартам и нормам.

14.1. Ремонт электрических машин

Технические условия ремонта. Отремонтированная машина обеспечивается всеми необходимыми деталями, включая при необходимости соединительные и установочные, а камеры подшипников качения заполняются смазкой. Поверхности корпуса и подшипниковых щитов покрывают краской, а концы валов - консервационной смазкой.
После проведения послеремонтных испытаний ремонтное предприятие должно гарантировать безотказную работу машины в течение одного года при соблюдении условий транспортирования, хранения и эксплуатации.
Выходные концы обмоток маркируют в соответствии со стандартом, а на корпус машины устанавливают новый щиток с указанием предприятия, проводившего ремонт, даты выпуска из ремонта и технических данных машины в соответствии со стандартами.
На ремонтных предприятиях существуют технологические карты ремонта электрических машин, составленные в виде таблиц, в которых приведены номера и содержание всех технологических операций, технических условий и указаний по проведению ремонта. В них также приводятся данные об оснастке и оборудовании, необходимом для ремонта, и нормы времени на проведение отдельных операций.
Текущий ремонт. Этот вид ремонта применяется для машин, находящихся в эксплуатации или в резерве, в сроки, установленные графиком ППР. Текущий ремонт проводится на месте установки электрической машины с ее остановкой и отключением силами обслуживающего электротехнического персонала. Если для проведения текущего ремонта требуются специальные сложные приспособления и значительное время, то он проводится силами персонала электроремонтного или специализированного предприятия.
В процессе ремонта выполняют следующие работы:
- чистка наружных поверхностей машины;
- проверка состояния подшипников качения, их промывка и замена (в случае увеличенных радиальных зазоров);
- проверка работы смазочных колец и системы принудительной смазки в подшипниках скольжения;
- осмотр и чистка вентиляционных каналов, обмоток статора и ротора, коллекторов и контактных колец;
- проверка состояния крепления лобовых частей обмоток и бандажей;
- устранение местных повреждений изоляции и выявленных при осмотре дефектов;
- сушка обмоток и покрытие их при необходимости эмалями;
- шлифовка контактных колец и коллекторов (при необходимости их продораживание);
- проверка и регулировка щеточного механизма и систем защиты;
- сборка машины, проверка ее работы на холостом ходу и под нагрузкой;
- проведение приемосдаточных испытаний и сдача в эксплуатацию с соответствующей отметкой в технической документации.
Капитальный ремонт. Этот вид ремонта применяется для машин, находящихся в эксплуатации, в сроки, установленные графиком ППР или по результатам профилактических (послеосмотровых) испытаний. Капитальный ремонт проводится для восстановления работоспособности и полного восстановления ресурса электрической машины с восстановлением или заменой всех изношенных или поврежденных узлов и заменой обмоток. Ремонт машины нецелесообразен, если имеются значительные повреждения механических узлов, которые невозможно устранить силами ремонтного предприятия.
Типовой объем капитального ремонта включает в себя:
- операции текущего ремонта;
- проверку воздушного зазора между статором и ротором (если конструкция машины позволяет это осуществить);
- проверку осевого разбега ротора и зазоров между шейкой вала и вкладышем подшипника скольжения (при необходимости проводится перезаливка вкладыша);
- полную разборку машины и мойку всех механических узлов и деталей, продувку и чистку коллектора, контактных колец, щеточного механизма и неповрежденных изоляционных деталей, дефектацию узлов и деталей;
- ремонт корпуса, подшипниковых щитов, магнитопроводов (заварка трещин, восстановление резьбовых отверстий, восстановление посадочных мест в корпусе и щитах, удаление замыканий. между отдельными листами сердечников статора и ротора, устранение распушения листов, восстановление прессовки, ремонт выгоревших участков с установлением протезов);
- ремонт вала (исправление торцовых отверстий, устранение прогиба, восстановление посадочных отверстий и шпоночных канавок);
- извлечение старых обмоток, изготовление и укладка новых обмоток из круглого провода, ремонт или изготовление новых обмоток из прямоугольного провода и их укладка, сборка и пайка (сварка) электрических схем, пропитка и сушка обмоток, нанесение на лобовые части покровных эмалей;
- сборка и отделка машины, проведение приемосдаточных испытаний.
При капитальном ремонте производят замену подшипников качения, выработавших свой ресурс (вне зависимости от их состояния). Решение об использовании подшипников, не выработавших свой ресурс, принимается после их дефектации. При этом следует помнить, что ущерб от возможного отказа подшипника и связанного с этим отказа (остановки) двигателя существенно больше стоимости самого подшипника.
Обмотки из круглого провода и низковольтные обмотки из прямоугольного провода при ремонте, как правило, повторно не используют, поскольку извлечь такой провод без повреждения практически невозможно. После извлечения они передаются на переплавку. Высоковольтные обмотки из прямоугольного провода могут использоваться повторно после замены витковой и корпусной изоляции.

14.2. Ремонт трансформаторов

По объему ремонтных работ различают: текущий (эксплуатационный) ремонт, капитальный ремонт без замены обмоток, капитальный ремонт с заменой обмоток, но без ремонта магнитной системы, капитальный ремонт с заменой обмоток и частичным или полным ремонтом магнитной системы.
Ремонт по типовой номенклатуре называется ревизией. При ревизии активную часть трансформатора вынимают из бака (или поднимают съемную часть бака) и без разборки активной части (расшихтовка магнитопровода и съем обмоток) производят ее осмотр (ревизию). Кроме того, выполняют целый ряд других обязательных работ, в которые входят: обработка масла, замена сорбентов, уплотнений, а в некоторых случаях - сушка активной части и контрольные испытания.
По назначению ремонт может быть планово-предупредительный (профилактический) и послеаварийный, как и при ремонте электрических машин. Периодичность их проведения зависит от результатов профилактических испытаний и наличия дефектов, выявленных в процессе эксплуатации и при внешнем осмотре трансформатора (см. подразд. 12.4). Кроме того, в установленные сроки предусматривается вскрытие главных трансформаторов электростанций и подстанций, через которые передается основная часть вырабатываемой электроэнергии, и трансформаторов собственных нужд подстанции. Вскрытие производят через восемь лет после включения трансформаторов в эксплуатацию (независимо от сроков и объемов ремонта, приведенных в приложении 8). Трансформаторы вскрывают и осматривают также после длительного транспортирования к месту установки. Планово-предупредительный капитальный ремонт выполняют за сравнительно непродолжительное время.
Сроки выполнения послеаварийного ремонта определяются следующими обстоятельствами: возможностью замены трансформатора, наличием резерва, категорией потребителей, которых трансформатор снабжает электроэнергией и т. п. Капитальный ремонт с заменой обмоток и изоляции, переизолировкой электротехнической стали требует значительных материальных, трудовых затрат и времени.
По характеру выполняемых работ, как и в случае электрических машин, выделяют: восстановительный ремонт, реконструкцию и модернизацию трансформаторов. При восстановительном ремонте параметры трансформатора и конструкция узлов и деталей не изменяются. При реконструкции параметры трансформатора сохраняются, а конструкция ряда узлов изменяется. В процессе модернизации изменяют параметры трансформатора и, как правило, отдельные части конструкции.
Текущий ремонт предназначен для проверки состояния ограниченного числа быстроизнашивающихся и относительно несложных в ремонте узлов и деталей с устранением обнаруженных дефектов, чтобы обеспечить безотказную работу трансформатора до следующего планового (текущего или капитального) ремонта. При текущем ремонте производятся осмотр и чистка узлов и деталей (как правило, относительно легкодоступных), в том числе загрязненной внешней изоляции, ликвидация небольших дефектов, замена неосновных узлов и деталей, а также измерения, испытання и осмотры в целях выявления и уточнения работ, подлежащих выполнению в ходе капитального ремонта.
Текущий ремонт также включает комплекс работ по уходу за трансформаторным маслом: спуск грязи и конденсата из расширителя, проверка маслоуказателя и доливка при необходимости масла в расширитель, проверка и смена сорбента в термосифонном (адсорбционном) фильтре и воздухоосушителях. Аналогичные работы выполняют на маслонаполненных вводах.
В ходе ремонта производят очистку наружных поверхностей бак; и крышки, проверку спускных кранов и уплотнений, целость мембраны выхлопной трубы и предохранительного клапана, осматривают охлаждающие устройства, выполняют очистку их наружных поверхностей, проверяют и смазывают подшипники вентиляторов, электродвигателей и насосов. Осматривают и проверяют устройства регулирования под нагрузкой (привод, контактор), а также переключатель регулирования без возбуждения, проверяют устройства релейной защиты, приборы контроля температуры и давления масла, систему азотной защиты, соответствующие вторичные цепи.
Одновременно с текущим ремонтом трансформатора производят проверку и опробование устройств его защиты и автоматики, в том числе автоматики и сигнализации систем охлаждения и пожаротушения. В ходе текущего ремонта выполняют испытания изоляции и контактных соединений, в том числе сопротивления контактов переключателей ответвлений (на всех положения).
Следует отметить, что при текущем ремонте сопротивление изоляции трансформаторов измеряют в тех случаях, когда не требуется расшиновка трансформатора. Сопротивление изоляции измеряют при испытаниях, которые проводят для оценки состояния трансформатора при появлении признаков неисправности.
Оценка состояния изоляции при текущем ремонте трансформатора производится в таком же объеме, как при вводе его в эксплуатацию. Обычно совмещают определение характеристик изоляции трансформатора и его вводов.
При проведении планового капитального ремонта большое значение придается условиям вскрытия активной части (см. подразд. 9.5). В этом случае продолжительность ремонта невелика и если изоляция трансформатора не увлажнена, сушка активной части в объем ремонта не входит.
В настоящее время для исключения увлажнения изоляции при разгерметизации и сливе масла используется технология, позволяющая удлинить время нахождения активной части вне масла до 100 ч. Технология заключается в подаче в бак трансформатора осушенного воздуха с относительной влажностью не выше 20 %. Для получения сухого воздуха используют специальную установку, снабженную цеолитовыми адсорберами и подогревателем воздуха. Установка также может быть использована для подсушки изоляции.

Таблица 14.1

Габариты силовых трансформаторов

Габарит

I

II

III

IV

Мощность S н, кВ • А

≤ 100

100...1000

1000...6300

>6300

Напряжение U вн кВ

≤ 35

Габарит

V

VI

VII

VIII

Мощность S н, кВ • А

≤ 32000

32000…80000

80000…200000

>200000

Напряжение U вн кВ

≤ 110

≤ 330

> 330


Силовые трансформаторы в зависимости от мощности и класса напряжения подразделяются на группы (габариты) от I до VIII. Каждая группа включает трансформаторы, достаточно близкие по массе и габаритным показателям (табл. 14.1).
При капитальном ремонте трансформаторов мощностью более 32 MB-А и классов напряжения свыше 110 кВ (IV... VIII габари-тов) затраты, связанные с транспортированием, могут намного превосходить стоимость ремонта. Только конкретное технико-экономическое обоснование позволяет решить вопрос о методе р'емонта в каждом случае.
Однако чаще всего крупные трансформаторы ремонтируют непосредственно на подстанциях, имеющих башни с грузоподъемными устройствами, а на электрических станциях - в машинных залах, оборудованных мостовым краном нужной грузоподъемности. Ремонт выполняется специализированным ремонтным предприятием, персонал которого выезжает к месту установки трансформатора. Однако такие работы, как перемотка и изготовление обмоток, ремонт главной изоляции, переизолировка пластин магнитной системы и целый ряд других, проводятся в специализированных мастерских.
Капитальный ремонт трансформаторов I...III габаритов и частично IV габарита производят, как правило, на специализированных ремонтных предприятиях. Хотя в большинстве случаев используется индивидуальный метод ремонта, современные ремонтные предприятия организуют его выполнение в условиях максимально приближенных к заводским по уровню организации и используемому оборудованию.

14.3. Предремонтные испытания электрических машин

Предремонтные испытания проводят в целях определения характера дефектов поступивших во внеплановый ремонт электрических машин. Кроме того, на практике встречаются случаи, когда исправная машина по ошибке обслуживающего персонала отправляется в капитальный ремонт. Для машин малой мощности испытания проводят в следующей последовательности:
- определение состояния машины путем внешнего осмотра;
- определение (измерение) сопротивления изоляции обмоток;
- определение сопротивления обмоток постоянному току;
- проверка легкости вращения вала машины от руки;
- проверка работы на холостом ходу.
При положительных результатах проверок машину подвергают приемосдаточным испытаниям и, если она их выдерживает, отправляют обратно в эксплуатацию.
Крупные электрические машины перед плановым капитальным ремонтом испытывают на месте установки. Объем испытаний устанавливается в зависимости от конструкции машины, а также требований и условий ее эксплуатации. Испытания включают в себя: измерение вибрации на холостом ходу и при различных нагрузках; определение температуры отдельных узлов машины (обмотки, магнитопровода, подшипников); определение температуры воздуха и воды на входе и выходе из воздухоохладителя; определение подшипниковых токов и др. После остановки машины измеряют сопротивление изоляции, величину воздушного зазора, биение контактных колец и коллектора. Особое внимание при этом уделяют не разбираемым при ремонте узлам. Полученные данные сравнивают с данными испытаний, полученными после предыдущего ремонта.
До вывода в ремонт крупных электрических машин в соответствии с нормами ПЭЭП необходимо: составить ведомость объема работ и смету, которые уточняются после вскрытия и осмотра машины; составить график ремонтных работ; заготовить необходимые материалы и запасные части; составить и утвердить техническую документацию на реконструкцию или модернизацию и подготовить необходимые для этого материалы; укомплектовать и привести в исправное состояние необходимый инструмент и подъемно-транспортные механизмы; подготовить рабочие места и спланировать ремонтные площадки для производства ремонтных работ; укомплектовать и проинструктировать ремонтные бригады.
Ремонтные площадки предназначены для перегрузки и размещения сборочных деталей, ремонтных приспособлений и оснастки, а также для выполнения ремонтных операций. Они должны быть электрифицированы и находиться в зоне действия грузоподъемного механизма.
Если для проведения ремонтных работ необходимо снимать машину с фундамента и отсоединять ее от приводного механизма, то такой ремонт целесообразно выполнять в условиях специальной ремонтной мастерской (ремонтного предприятия).


Контрольные вопросы

1. Какие требования предъявляются к качеству ремонта электрических машин и трансформаторов?
2. Что входит в объем их текущего ремонта?
3. Что входит в объем капитального ремонта электрических машин?
4. Приведите классификацию капитальных ремонтов трансформаторов.
5. Какова последовательность предремонтных испытаний электрических машин?

 

Перейти в форум для обсуждения

  ©  TRANSFORMаторы 2004—2010


Рейтинг@Mail.ru Яндекс.Метрика ??????????? ????