РЕМОНТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ РУ И УСТАНОВОК НАПРЯЖЕНИЕМ ВЫШЕ 1000 В

Технологические операции по ремонту основных аппаратов РУ и установок напряжением выше 1000 В приведены в следующих таблицах: разъединителей — табл. 80, выключателей нагрузки — табл. 81, масляных выключателей — табл. 82.

Таблица 80. Ремонт разъединителей (рис. 20.20)

Операция	Ремонтные работы	Показатели
Осмотр разъеди-	Очистка изоляторов, контактов и ножей	Температура
нителей и замена	от грязи, копоти, подгаров. Расслоивши-	сушки 60°С
дефектных деталей	еся детали из бакелита заменяют новыми.
	При незначительных повреждениях их по-
	крывают бакелитовым лаком 2 раза и су-
	шат 3 ч
Частичный ре-	Удаляют старую армировку с повреж-	Разрушение ар-
монт армирован-	денной части и заливают новый цементи-	мировки не должно
ных деталей	рующий слой	превышать 1/3 ок-
		ружности фланца
Полное переар-	Армируют заново изоляторы	Разрушен арми-
мирование		рующий пояс боль-
		ше 1/3 окружности
		фланца или колпа-
		ка
Регулирование	Давление в контактах разъединителя	Регулирование
разъединителя	считают нормальным, если вытягивающее	проверяют путем
	усилие для каждого полюса не ниже сле-	10-кратного вклю-
	дующих данных:	чения и отключе-
		ния разъединителя
	Сила тока разъединителя,
	А ............... 600 1000 2000
	Вытягивающее
	усилие. Н ........ 200 400 800

 

 

Таблица 81. Ремонт выключателей нагрузки (рис. 20.21)

Операция	Ремонтные работы	Пояснение
Осмотр выклю­чателей и замена дефектных деталей	Очищают контактные поверхности от следов оплавления, грязи и копоти. От- вертывают винты, крепящие щеки дугогасильного устройства, осматривают и при  необходимости заменяют вкладыши	Если   стенки вкладышей выгоре- ли, их заменяют новыми
Проверка пру­жин и буферных устройств	Дефектные и ослабленные пружины за­меняют новыми. Износившиеся резино- вые шайбы буфера заменяют новыми	Пружины приме­няют только завод- ского изготовле­ния, а шайбы дела- ют из листовой ре- зины толщиной 4—6 мм
Смазка и регули­рование выключа­теля	Трущиеся поверхности очищают от ста­рой смазки и наносят свежую смазку. При регулировании добиваются одновремен­ного входа и выхода ножей в неподвижные контакты	Смазку применя­ют с учетом темпе­ратуры окружаю­щей среды. Величина вытягивающего усилия как и у разъединителей

 

 

Ремонт приводов масляных выключателей (рис. 20.23). Проверяют правильность взаимодействия деталей механизма и наличие требу­емых зазоров, отсутствие заеданий между отдельными движущимися деталями механизма привода. Неправильную работу частей меха­низма устраняют путем чистки, смазки, регулирования. При ремон­те привода нельзя подпиливать или подшабривать рабочие поверхности деталей его механизма.

Отремонтированный привод после сборки проверяют путем нескольких включений и отключений вручную: привод должен работать четко, плавно и без заеданий. Повторно проверяют каче­ство ремонта и правильность сборки привода на месте-установки после соединения его с выключателем.

Последней операцией является регулирование привода совме­стно с выключателем и проверка его работы от действия устройств релейной защиты и автоматики (табл. 83).

 

Ремонт высоковольтных предохранителей (рис. 20.24). Плавкие вставки делают из меди, свинца, сплава свинца с оловом, железа.

Наибольшее распространение в электрических сетях до 35 кВ имеют трубчатые предохранители типа ПК и ПКТ. Перегоревшие плавкие вставки заменяют новыми. Проволоку для замены плавкой вставки необходимо выбирать в строгом соответствии с требованиями за­щиты отдельных участков электрической сети.

Значения силы тока, при которой плавится проволока из различных металлов, приведены в табл. 84. Эти данные не явля­ются стабильными и зависят не только от диаметра и материала, но и от длины, температуры окружающего воздуха, состояния контактов и т. д.

Таблица 84. Сила тока, вызывающая плавление проволоки

 

 

Сила то­ка, А	Диаметр проволоки, мм, для ме­таллов			Сила то­ка, А	Диаметр проволоки, мм, для ме­таллов
	Медь	Свинец	Железо		Медь	Свинец	Железо
1	0,05	0,21	0,12	60	0,83	3,14	0,81
2	0,09	0,33	0,19	70	0,92	3,48	2,01
3	0,11	0,43	0,25	80	1,01	3,82	2,20
4	0,14	0,52	0,31	90	1,08	4,12	2,38
5	0,16	0,60	0,42	100	1,16	4,42	2,55
10	0,25	0,95	0,55	120	1,31	5,01	2,88
15	0,33	1,25	0,72	140	1,45	5,53	3,19
25	0,46	1,75	1,01	160	1,59	6,05	3,49
35	0,57	2,21	1,28	180	1,72	6,54	3,77
50	0,73	2,78	1,61	250	2,15	8,15	4,71

 

При установке отремонтированных предохранителей необходи­мо проверять целость плавкой вставки и полноту засыпки напол­нителем (кварцевым песком). Патроны предохранителей должны входить в губки без больших усилий и не иметь перекосов. Указатели срабатывания патронов должны быть обращены вниз.

Ремонт трансформаторов тока (рис. 20.25). Трансформаторы тока различают по роду установки, способу установки, выполнению первичной обмотки. Ремонт трансформаторов заключается в следу­ющем:

при наличии заусенцев на краях листов или оплавлении их

следует зачистить напильником;

при частичном или полном выходе из строя стали сердечника последний восстанавливают путем замены листов из однотипного, вышедшего из строя, трансформатора тока. Материал и размеры стали должны соответствовать заменяемой детали.

Ремонт трансформаторов напряжения. Небольшие механиче­ские повреждения поверхности бака масляных трансформаторов напряжения устраняют без выемки сердечника.

 

При сложных повреждениях трансформатора (смещение сердеч­ника, катушек, нарушение изоляции и др.) производят его разборку с выемкой сердечника. Сердечник извлекают только в сухом поме­щении; он может находиться вне масла (без последующей сушки) не более 12 ч.

Ремонт шинных устройств (рис. 20.26). Шинные устройства применяют во всех распределительных устройствах независимо от напряжения и типов (открытые или закрытые). Шины выполняют в виде полос прямоугольного сечения из меди, алюминия и стали. В РУ напряжением до 10 кВ применяют шины прямоугольного сечения с соотношением сторон 1 : 5 — 1 : 10.

Ремонт шин заключается в креплении или замене болтовых соединений шинодержателей. В табл. 85 приведены допустимые усилия затягивания болтов.

Таблица 85. Допустимые усилия затягивания болтов для плоских шин

 

 

Диаметр болта, мм	Площадь нор­мальной шайбы, мм2	Усилие, кН, от руки на ключ при окружающей темпе­ратуре, °С
		5	10	15
10	280	0,05	0,07	0,08
12	450	0,07	0,09	0,09
14	500	0,09	0,11	0,15
16	650	0,13	0,16	0,18
18	870	0,17	0,20	0,22

 

Неровности и пленки окиси с контактных поверхностей удаляют напильником, не допуская общего уменьшения сечения шины более

чем на 1,5 %.

Если вмятины или выемки уменьшают сечение шин более чем на 1,5 % для алюминия и 1 % для меди, но не более 10 % от их общего сечения, то дефектное место усиливают накладкой, которую

соединяют болтами.

Крепление алюминиевых и медных шин на изоляторах произ­водят различными способами в зависимости от количества шин каждой фазы, которое определяют по силе тока, протекающего в них. Для установок с большой силой тока применяют многополос­ные шины.

Шины вследствие нагрева протекающим током изменяют свою длину поэтому при монтаже предусматривают компенсирующие устройства. У шин длиной до 25 м в местах их крепления делают отверстия овальной формы (при креплении к изоляторам). Под головки болтов устанавливают пружинные шайбы.

Данные для выбора пластин компенсаторов для однополосных шин при толщине пластин 0,5 мм приведены в табл. 86. При толщине пластин меньше 0,5 мм количество их должно быть соответственно увеличено.

Таблица 86. Выбор пластин компенсаторов для шин

Размер шины, мм		. Компенсатор
Ширина	Толщина	Число пластин	Длина одной пластины, м
40	4	10
50	5	12	0,5
60	6	14
80	8	18
100	10	20	0,6
120	10	22

 

Выбор числа компенсаторов в зависимости от длины шин и материалов приведен ниже.

 

Длина шины, м:

алюминиевой........................   20-30    30-50    50-75

медной..............................   30-50   50-80  80-100

стальной...............................   30-60    60-85    85-115

Число компенсаторов..........        1            2            3

 

Шины после ремонта должны быть окрашены, кроме мест ответвлений и присоединений к аппаратам, которые после выпол-

 

нения присоединений покрывают прозрачным глифталевым лаком. Согласно принятым обозначениям, фазы шин трехфазного пере­менного тока обозначают буквами А, В, С.

Ремонт разрядников. Вилитовый разрядник РВП (рис. 20.27). При ремонте проверяют целость крышки, плотность укладки внут­ренних деталей: они не должны перемещаться. Разрядник вскрыва­ют только при неудовлетворительных результатах испытаний. При этом проверяют целость вилитовых дисков и искровых промежут­ков, исправность нажимной пружины. Дефектные детали заменяют новыми.

При сборке тщательно герметизируют крышку разрядника, за­щищая внутренние детали от атмосферных воздействий для сохра­нения стабильности его работы. Герметизацию осуществляют путем установки в нижней части разрядника двух диафрагм из озоностой-кой резины.

Трубчатые разрядники. При ремонте проверяют состояние фиб-робакелитовой трубки, прочность крепления на ней стальных наконечников, правильность расположения внутри трубки электро­дов, исправность указателя срабатывания. Поврежденный лаковый покров трубки восстанавливают. Ослабленные наконечники обжи­мают на трубке. При необходимости регулируют внутренний иск­ровой промежуток между электродами.

Проверяют исправность указателя срабатывания. Поврежден­ную латунную фольгу заменяют новой полоской толщиной 0,02 мм. Внутренний диаметр дугогасительного канала и длина внутреннего искрового промежутка разрядника не должны отличаться от пас­портных данных более чем на 0,5 и 1 мм соответственно. После ремонта наконечники окрашивают черной эмалевой краской.

Ремонт реакторов (рис. 20.28). При осмотре бетонных реакторов проверяют величину сопротивления изоляции колонок и измеряют площадь поврежденных участков лакового покрова колонок. Если величина сопротивления изоляции снизилась по сравнению с за­водскими данными более чем на 30 % или поверхность повреждений покрова превышает 25 % общей, реактор подвергают капитальному

ремонту и сушке.

При ремонте устраняют деформацию витков обмотки, восста­навливают поврежденную изоляцию обмотки и бетонных колонок, поправляют разрушенные части колонок. Новый лаковый покров на колонки наносят, применяя натуральную олифу или один из следующих лаков: № 319, 441, 447, 460 или Л-1100.

При частичном разрушении колонки ее восстанавливают так: составляют бетон из равных по объему частей цемента марки 500, кварцевого песка и гравия, замешанных на чистой воде (50—60 %

от массы цемента).

Опалубку для бетонирования изготавливают из гладко оструган­ных досок, снимают ее после окончания процесса «схватывания» через 20—40 ч в зависимости от температуры окружающей среды. Отвердевание бетона длится 25—30 дней, считая со дня начала

бетонирования.

Сушку и запечку отремонтированного реактора производят спу­стя 25—30 суток в сушильной камере при 90—110°С. Процесс сушки

длится 40—50 ч.

Ремонт заземляющих устройств. При ремонте электрооборудо­вания машиностроительного предприятия одновременно ремонти­руют заземляющую сеть. В заземляющих устройствах наиболее часто повреждаются сварные швы. Целость сварных швов проверяют ударами молотка по сварным стыкам. Обнаруженный дефектный участок вырубают и заваривают электродуговой, автогенной или

термитной сваркой.

До начала ремонта заземляющего устройства проверяют сопро­тивление заземлителя растеканию тока. Если оно выше нормы, то принимают меры к его снижению способом соленой обработки земли. Вокруг электродов заземлителя укладывают в радиусе 300 мм слои соли и земли толщиной 15 мм. Каждый слой поливают водой. Этим способом обрабатывают землю вокруг верхней части электрода заземлителя на 1/3 ее высоты. Недостаток способа в том, что он требует повторной обработки земли через каждые 3—4 года.

Ремонт статических конденсаторов. При осмотре или ремонте (капитальном или текущем) основного оборудования электропри­емника, асинхронного электродвигателя, силового трансформатора и т. п., непосредственно к зажимам которого подсоединены кон­денсатор или группа конденсаторов, установленных в одном поме­щении с этим оборудованием, производят одновременно осмотр или ремонт (соответственно капитальный или текущий) этих кон­денсаторов.

Текущий ремонт конденсаторных установок напряжением до и выше 1000 В проводят не реже 1 раза в год с обязательным отключением установки.

При текущем ремонте конденсаторных установок выполняют:

а) проверку степени затяжки гаек в контактных соединениях;

б) проверку мегаомметром (омметром) целости плавких вставок и цепи разряда конденсаторов;

в) проверку внешним осмотром качества присоединения ответ­вления к заземляющему контуру;

г) очистку поверхности изоляторов, корпусов конденсаторов, аппаратуры и карказа от пыли других загрязнений;

д) измерения емкости каждого конденсатора (для конденсаторов напряжением выше 1000 В);

е) проверку мегаомметром на отсутствие замыкания между изолированными выводами и корпусом конденсаторов;

ж) подпайку мягким припоем мест со следами просачивания пропитывающей жидкости, включая места установки проходных изоляторов в крышках конденсаторов;

з) замену неисправных секций конденсаторных батарей или отдельных конденсаторов;

и) опробование устройств автоматического управления и регу­лирования, релейной защиты и действия приводов выключателей.

Измерения сопротивления изоляции между выводами и отно­сительно корпуса конденсатора не нормируются и производятся мегаомметром на напряжение 2500 В. Измерение емкости отдель­ного элемента не должно отличаться от паспортных данных более чем на ± 10 %.

Погрешность измерительных приборов не должна превышать 2 %. Измерение емкости производят при температуре 15—35°С. Проверку срабатывания защиты конденсаторов производят непос­редственным измерением тока однофазного короткого замыкания на корпус с помощью специальных приборов или измерением

полного сопротивления петли фаза — нуль с последующим опреде­лением тока однофазного короткого замыкания. Полученный ток сравнивают с номинальным током защитного аппарата.

⇐ Предыдущая20212223242526272829Следующая ⇒

Поделиться: