Способы контроля состояния контактных соединений в процессе эксплуатации электрических сетей


СОДЕРЖАНИЕ:

ИЗМЕРЕНИЯ и ИСПЫТАНИЯ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ СОСТОЯНИЕ ИЗОЛЯЦИИ ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ

ПОРЯДОК ВЫПОЛНЕНИЯ РАБОТ

Пусконаладочные работы по электротехническим устройствам выполняют в четыре этапа.
На первом этапе персонал пусконаладочной организации должен:

1) изучить полученную от заказчика электрическую часть проекта, ее связь с технологией производства, техническую документацию предприятий-изготовителей;

2) разработать и согласовать с заказчиком рабочую программу и проект производства пусконаладочных работ (ПНР), включающий мероприятия по технике безопасности;
3) получить от заказчика характеристики установок электрических аппаратов устройств защиты и автоматики;
4) передать заказчику замечания по проекту и оборудованию, выявленные в процессе анализа проекта, разработки рабочей программы и проекта производства работ;

5) подготовить необходимые инструкции, технологические карты и методические указания по наладке, приборы, инструменты и приспособления, необходимые формы отчетной документации (протоколов).

В проекте производства работ должны быть учтены следующие вопросы:

1) объем предстоящих наладочных работ, степень их сложности и согласованные с заказчиком сроки выполнения;

2) численность и квалификация персонала, необходимого для выполнения пусконаладочных работ, и его закрепление за отдельными установками, узлами и зонами;

3) организация технической подготовки (обучение) наладочного персонала;
4) программы наладки отдельных видов электрооборудования;

5) возможный объем наладочных работ, выполнение которых планируется до монтажа электрооборудования на объекте (предварительная наладка вне монтажной зоны);
6) перечень приборов, инструментов, испытательного оборудования и приспособлений, необходимых для выполнения наладочных работ, а также материалов и оборудования для монтажа временных сетей электроснабжения;

7) организационные и технические мероприятия по технике безопасности на весь период производства пусконаладочных работ.

На втором этапе производятся пусконаладочные работы вместе с электромонтажными, с подачей напряжения по временной схеме. Совмещенные работы выполняются с соблюдением требований действующих правил техники безопасности. До пусконаладочных работ в электротехнических помещениях должны быть закончены все строительные работы, включая и отделочные, закрыты проемы, колодцы и кабельные каналы, убраны леса, выполнены освещение, отопление и вентиляция, закончена установка электрооборудования с его заземлением.
На этом этапе проверяют смонтированное электрооборудование с подачей напряжения от испытательных схем на отдельные устройства при отсутствии электромонтажного персонала в зоне наладки и соблюдении мер безопасности в соответствии с требованиями СНиП и ПТБ. Выявленные в процессе испытаний и настройки дефекты в электрооборудовании устраняет заказчик, а дефекты и ошибки в монтаже — электромонтажная организация.

По результатам проверки пусконаладочных работ составляют:

1) протоколы испытания заземления,

2) измерения и испытания изоляции,

3) настройки защит и релейно-контакторной аппаратуры,

4) один экземпляр исполнительных принципиальных схем объектов электроснабжения, включаемых под напряжение.

На третьем этапе пусконаладочные работы проводятся с подачей напряжения по постоянной схеме для индивидуальных испытаний электрооборудования.

1) В начале этапа вводят эксплуатационный режим в электроустановках и оформляют допуск наладочного персонала согласно действующим ПТБ при эксплуатации электроустановок.

2) Выполняют настройку параметров электрооборудования,

3) опробование схем управления, защиты и сигнализации,

4) а также электрооборудования на холостом ходу для подготовки к индивидуальным испытаниям технологического оборудования. При индивидуальных испытаниях технологического оборудования уточняют параметры, характеристики и уставки защит электроустановок.

На третьем этапе электрооборудование обслуживает заказчик, который обеспечивает расстановку эксплуатационного персонала, сборку и разборку электрических схем, а также технический надзор за состоянием электротехнического и технологического оборудования. После проведения индивидуальных испытаний технологического оборудования электрооборудование считается принятым в эксплуатацию.

1) протоколы испытаний электрооборудования повышенным напряжением,

2) проверки устройств заземления и зануления,

3) исполнительные принципиальные схемы.

4) Остальные протоколы наладки электрооборудования могут быть переданы заказчику в двухмесячный срок, а по технически сложным объектам — в течение 4 мес после приемки объекта в эксплуатацию.

Окончание пусконаладочных работ на этом этапе оформляется актом технической готовности электрооборудования для комплексного опробования.

На четвертом этапе пусконаладочных работ производится комплексное опробование электрооборудования по согласованным программам. Проверяется взаимодействие электрических схем и систем электрооборудования в различных режимах.

В ходе этих работ осуществляется:

1) обеспечение взаимных связей, регулировка и настройка характеристик и параметров отдельных устройств и функциональных групп электроустановки для создания в ней заданных режимов работы;

2) опробование электроустановки по полной схеме под нагрузкой во всех режимах работы для подготовки к комплексному опробованию технологического оборудования.

В период комплексного опробования электрооборудование обслуживает заказчик.
Работа пусконаладочной организации считается законченной после подписания акта приемки пусконаладочных работ.

1. Каковы основные этапы выполнения пусконаладочных работ?
2. Когда производят наладочные работы с подачей напряжения по временной схеме?
3. В каком порядке проводят комплексное опробование электрооборудования

ПОДГОТОВКА К ВКЛЮЧЕНИЮ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ В РАБОТУ

При выполнении наладочных работ даже на одном объекте наладчик имеет дело с самым различным по номенклатуре электрооборудованием. В процессе проектирования, строительства, монтажа и ввода в эксплуатацию могут быть внесены изменения в технологический процесс, параметры отдельных единиц технологического и электротехнического оборудования. Нередко оборудование поставляется с отклонениями от проекта или в процессе монтажа допускаются ошибки. При транспортировке и хранении в электрооборудовании также могут возникнуть дефекты (ослабление креплений и нарушение регулировки, изменение механических характеристик, образование коррозии, нарушение проводимости контактов и снижение характеристик изоляции). Поэтому перед наладочным персоналом встает задача — увязать проектные решения с фактическим состоянием оборудования объекта и проверить возможность включения каждой единицы и всего комплекса оборудования в работу.

Начиная работу на объекте, наладчик па основе проектного решения обязан провести тщательный контроль состояния и анализ соответствия проекту каждой единицы механического (имеющего электропривод) и электротехнического оборудования, проанализировать взаимное соответствие электрооборудования (пусковой аппаратуры — электродвигателю, защитной аппаратуры — нагрузке линии, номинальных данных катушек пускателей, контакторов и электроприводов — номиналам питающей сети и цепей управления, количества размыкающих и замыкающих контактов — схеме управления), особенно в случае отклонения установленного оборудования от проектного Таким образом, наладчик начинает работу с электрооборудованием с внешнего осмотра установки и всех ее элементов, внутреннего осмотра и проверки механической части аппаратуры, паспортизации установки (записи паспортных данных и назначения каждой единицы оборудования по элементной схеме).
Цель осмотра и паспортизации — выявление возможных дефектов оборудования как по техническому состоянию и пригодности к эксплуатации, так и по соответствию его технических характеристик проекту и другому оборудованию.

Чаще всего при наладочных работах встречаются такие общие дефекты оборудования:
корпуса — повреждения их в процессе транспортировки, хранения и монтажа, неплотности в стыках, дефекты уплотнений, сварных и болтовых соединений и т. п.;

Обмотки отклонение номинальных данных от проекта, механические повреждения, увлажнение изоляции, нарушение междувитковой изоляции, соединений в обмотках, токопроводах и выводах, несоответствие маркировки и группы соединения требованиям ГОСТа, заводским паспортам и другим сопроводительным документам, превышение допустимых отклонений сопротивления обмоток постоянному току и т. д.;

устройства переключения обмоток силовых трансформаторов — механические повреждения приводов, отсутствие фиксации привода в соответствующем положении, неправильное соединение отпаек, отсутствие контакта в переключателе;

магнитопроводы — коррозия и механические повреждения, приводящие к замыканию отдельных листов стали между собой, засорение вентиляционных каналов (статоров и роторов машин), нарушение зазоров или неплотное прилегание отдельных частей друг к другу (контакторы, пускатели, реле, электромагниты), нарушение изоляции стяжных болтов и их слабая затяжка (у трансформаторов);

коммутационные аппараты — неудовлетворительная регулировка тяг, привода и контактной системы, размыкающих и замыкающих контактов, отсутствие или неудовлетворительное состояние искрогасительных камер;

силовые кабели — видимые дефекты концевых заделок, повреждение изоляции и оболочек, обрывы жил, дефекты соединительных муфт;

фарфоровая изоляция — повреждение наружной поверхности (сколы, трещины, повреждения сваркой), внутренние дефекты, течи масла из-под уплотнений (вводы трансформаторов, конденсаторов);
заземляющие устройства — дефекты соединения заземляющих проводников с корпусами оборудования, несоответствие сопротивлению заземляющего устройства требованиям ПУЭ, ПТЭ, инструкций и др.

Обнаружение дефектов и организация их своевременного устранения — одна из основных задач наладки на данном этапе. Другой задачей является установление соответствия оборудования техническим условиям (ГОСТу, ПУЭ, ПТЭ), проекту и технологическим требованиям, оценка пригодности электрооборудования к эксплуатации и наладке его устройств управления, релейной защиты и автоматики.

Общие дефекты оборудования и требования к нему определяют и общую методику их выявления, которая строится на такой последовательности групп проверок, измерений и испытаний:
измерения и испытания, определяющие состояние изоляции токоведущих частей электрооборудования;
проверка состояния механической части и магнитной системы; измерения и испытания, определяющие состояние токоведущих частей и качество контактных соединений электрооборудования;
проверка схем электрических соединений;

проверка, настройка и испытание устройств релейной защиты, управления, сигнализации, автоматики и других вторичных устройств;

окончательная оценка пригодности к эксплуатации электрооборудования (опробование работы электрооборудования — индивидуальное и комплексное).

Во всех группах проверок применяют общие для различных видов оборудования методы и способы измерений и испытаний.

Задачи быстрейшего ввода объектов в эксплуатацию требуют выполнения максимального количества проверок и испытаний в процессе монтажа электрооборудования до его полного окончания, что учитывается при организации наладочных работ. К таким работам относятся: ревизия электрооборудования, различные измерения, определяющие состояние изоляции обмоток и других токоведущих частей электрических машин и аппаратов; измерение сопротивления постоянному току обмоток, контактов и других частей и т. д.

ПОРЯДОК ВЫПОЛНЕНИЯ РАБОТ

Пусконаладочные работы по электротехническим устройствам выполняют в четыре этапа.
На первом этапе персонал пусконаладочной организации должен:

1) изучить полученную от заказчика электрическую часть проекта, ее связь с технологией производства, техническую документацию предприятий-изготовителей;

2) разработать и согласовать с заказчиком рабочую программу и проект производства пусконаладочных работ (ПНР), включающий мероприятия по технике безопасности;
3) получить от заказчика характеристики установок электрических аппаратов устройств защиты и автоматики;
4) передать заказчику замечания по проекту и оборудованию, выявленные в процессе анализа проекта, разработки рабочей программы и проекта производства работ;

5) подготовить необходимые инструкции, технологические карты и методические указания по наладке, приборы, инструменты и приспособления, необходимые формы отчетной документации (протоколов).

В проекте производства работ должны быть учтены следующие вопросы:

1) объем предстоящих наладочных работ, степень их сложности и согласованные с заказчиком сроки выполнения;

2) численность и квалификация персонала, необходимого для выполнения пусконаладочных работ, и его закрепление за отдельными установками, узлами и зонами;

3) организация технической подготовки (обучение) наладочного персонала;
4) программы наладки отдельных видов электрооборудования;

5) возможный объем наладочных работ, выполнение которых планируется до монтажа электрооборудования на объекте (предварительная наладка вне монтажной зоны);
6) перечень приборов, инструментов, испытательного оборудования и приспособлений, необходимых для выполнения наладочных работ, а также материалов и оборудования для монтажа временных сетей электроснабжения;

7) организационные и технические мероприятия по технике безопасности на весь период производства пусконаладочных работ.

На втором этапе производятся пусконаладочные работы вместе с электромонтажными, с подачей напряжения по временной схеме. Совмещенные работы выполняются с соблюдением требований действующих правил техники безопасности. До пусконаладочных работ в электротехнических помещениях должны быть закончены все строительные работы, включая и отделочные, закрыты проемы, колодцы и кабельные каналы, убраны леса, выполнены освещение, отопление и вентиляция, закончена установка электрооборудования с его заземлением.
На этом этапе проверяют смонтированное электрооборудование с подачей напряжения от испытательных схем на отдельные устройства при отсутствии электромонтажного персонала в зоне наладки и соблюдении мер безопасности в соответствии с требованиями СНиП и ПТБ. Выявленные в процессе испытаний и настройки дефекты в электрооборудовании устраняет заказчик, а дефекты и ошибки в монтаже — электромонтажная организация.

По результатам проверки пусконаладочных работ составляют:

1) протоколы испытания заземления,

2) измерения и испытания изоляции,

3) настройки защит и релейно-контакторной аппаратуры,

4) один экземпляр исполнительных принципиальных схем объектов электроснабжения, включаемых под напряжение.

На третьем этапе пусконаладочные работы проводятся с подачей напряжения по постоянной схеме для индивидуальных испытаний электрооборудования.

1) В начале этапа вводят эксплуатационный режим в электроустановках и оформляют допуск наладочного персонала согласно действующим ПТБ при эксплуатации электроустановок.

2) Выполняют настройку параметров электрооборудования,

3) опробование схем управления, защиты и сигнализации,

4) а также электрооборудования на холостом ходу для подготовки к индивидуальным испытаниям технологического оборудования. При индивидуальных испытаниях технологического оборудования уточняют параметры, характеристики и уставки защит электроустановок.

На третьем этапе электрооборудование обслуживает заказчик, который обеспечивает расстановку эксплуатационного персонала, сборку и разборку электрических схем, а также технический надзор за состоянием электротехнического и технологического оборудования. После проведения индивидуальных испытаний технологического оборудования электрооборудование считается принятым в эксплуатацию.

1) протоколы испытаний электрооборудования повышенным напряжением,

2) проверки устройств заземления и зануления,

3) исполнительные принципиальные схемы.

4) Остальные протоколы наладки электрооборудования могут быть переданы заказчику в двухмесячный срок, а по технически сложным объектам — в течение 4 мес после приемки объекта в эксплуатацию.

Окончание пусконаладочных работ на этом этапе оформляется актом технической готовности электрооборудования для комплексного опробования.

На четвертом этапе пусконаладочных работ производится комплексное опробование электрооборудования по согласованным программам. Проверяется взаимодействие электрических схем и систем электрооборудования в различных режимах.

В ходе этих работ осуществляется:

1) обеспечение взаимных связей, регулировка и настройка характеристик и параметров отдельных устройств и функциональных групп электроустановки для создания в ней заданных режимов работы;

2) опробование электроустановки по полной схеме под нагрузкой во всех режимах работы для подготовки к комплексному опробованию технологического оборудования.

В период комплексного опробования электрооборудование обслуживает заказчик.
Работа пусконаладочной организации считается законченной после подписания акта приемки пусконаладочных работ.

1. Каковы основные этапы выполнения пусконаладочных работ?
2. Когда производят наладочные работы с подачей напряжения по временной схеме?
3. В каком порядке проводят комплексное опробование электрооборудования

ПОДГОТОВКА К ВКЛЮЧЕНИЮ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ В РАБОТУ

При выполнении наладочных работ даже на одном объекте наладчик имеет дело с самым различным по номенклатуре электрооборудованием. В процессе проектирования, строительства, монтажа и ввода в эксплуатацию могут быть внесены изменения в технологический процесс, параметры отдельных единиц технологического и электротехнического оборудования. Нередко оборудование поставляется с отклонениями от проекта или в процессе монтажа допускаются ошибки. При транспортировке и хранении в электрооборудовании также могут возникнуть дефекты (ослабление креплений и нарушение регулировки, изменение механических характеристик, образование коррозии, нарушение проводимости контактов и снижение характеристик изоляции). Поэтому перед наладочным персоналом встает задача — увязать проектные решения с фактическим состоянием оборудования объекта и проверить возможность включения каждой единицы и всего комплекса оборудования в работу.

Начиная работу на объекте, наладчик па основе проектного решения обязан провести тщательный контроль состояния и анализ соответствия проекту каждой единицы механического (имеющего электропривод) и электротехнического оборудования, проанализировать взаимное соответствие электрооборудования (пусковой аппаратуры — электродвигателю, защитной аппаратуры — нагрузке линии, номинальных данных катушек пускателей, контакторов и электроприводов — номиналам питающей сети и цепей управления, количества размыкающих и замыкающих контактов — схеме управления), особенно в случае отклонения установленного оборудования от проектного Таким образом, наладчик начинает работу с электрооборудованием с внешнего осмотра установки и всех ее элементов, внутреннего осмотра и проверки механической части аппаратуры, паспортизации установки (записи паспортных данных и назначения каждой единицы оборудования по элементной схеме).
Цель осмотра и паспортизации — выявление возможных дефектов оборудования как по техническому состоянию и пригодности к эксплуатации, так и по соответствию его технических характеристик проекту и другому оборудованию.

Чаще всего при наладочных работах встречаются такие общие дефекты оборудования:
корпуса — повреждения их в процессе транспортировки, хранения и монтажа, неплотности в стыках, дефекты уплотнений, сварных и болтовых соединений и т. п.;

Обмотки отклонение номинальных данных от проекта, механические повреждения, увлажнение изоляции, нарушение междувитковой изоляции, соединений в обмотках, токопроводах и выводах, несоответствие маркировки и группы соединения требованиям ГОСТа, заводским паспортам и другим сопроводительным документам, превышение допустимых отклонений сопротивления обмоток постоянному току и т. д.;

устройства переключения обмоток силовых трансформаторов — механические повреждения приводов, отсутствие фиксации привода в соответствующем положении, неправильное соединение отпаек, отсутствие контакта в переключателе;

магнитопроводы — коррозия и механические повреждения, приводящие к замыканию отдельных листов стали между собой, засорение вентиляционных каналов (статоров и роторов машин), нарушение зазоров или неплотное прилегание отдельных частей друг к другу (контакторы, пускатели, реле, электромагниты), нарушение изоляции стяжных болтов и их слабая затяжка (у трансформаторов);

коммутационные аппараты — неудовлетворительная регулировка тяг, привода и контактной системы, размыкающих и замыкающих контактов, отсутствие или неудовлетворительное состояние искрогасительных камер;

силовые кабели — видимые дефекты концевых заделок, повреждение изоляции и оболочек, обрывы жил, дефекты соединительных муфт;

фарфоровая изоляция — повреждение наружной поверхности (сколы, трещины, повреждения сваркой), внутренние дефекты, течи масла из-под уплотнений (вводы трансформаторов, конденсаторов);
заземляющие устройства — дефекты соединения заземляющих проводников с корпусами оборудования, несоответствие сопротивлению заземляющего устройства требованиям ПУЭ, ПТЭ, инструкций и др.

Обнаружение дефектов и организация их своевременного устранения — одна из основных задач наладки на данном этапе. Другой задачей является установление соответствия оборудования техническим условиям (ГОСТу, ПУЭ, ПТЭ), проекту и технологическим требованиям, оценка пригодности электрооборудования к эксплуатации и наладке его устройств управления, релейной защиты и автоматики.

Общие дефекты оборудования и требования к нему определяют и общую методику их выявления, которая строится на такой последовательности групп проверок, измерений и испытаний:
измерения и испытания, определяющие состояние изоляции токоведущих частей электрооборудования;
проверка состояния механической части и магнитной системы; измерения и испытания, определяющие состояние токоведущих частей и качество контактных соединений электрооборудования;
проверка схем электрических соединений;

проверка, настройка и испытание устройств релейной защиты, управления, сигнализации, автоматики и других вторичных устройств;

окончательная оценка пригодности к эксплуатации электрооборудования (опробование работы электрооборудования — индивидуальное и комплексное).

Во всех группах проверок применяют общие для различных видов оборудования методы и способы измерений и испытаний.

Задачи быстрейшего ввода объектов в эксплуатацию требуют выполнения максимального количества проверок и испытаний в процессе монтажа электрооборудования до его полного окончания, что учитывается при организации наладочных работ. К таким работам относятся: ревизия электрооборудования, различные измерения, определяющие состояние изоляции обмоток и других токоведущих частей электрических машин и аппаратов; измерение сопротивления постоянному току обмоток, контактов и других частей и т. д.

ИЗМЕРЕНИЯ и ИСПЫТАНИЯ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ СОСТОЯНИЕ ИЗОЛЯЦИИ ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ

Все электрооборудование обязательно проходит проверку состояния электрической изоляции. Сопротивление изоляции проверяют мегаомметрами на напряжение 100, 250, 500, 1000 и 2500 В в зависимости от параметров рабочего напряжения. Сопротивление изоляции электрооборудования напряжением выше 1000 В измеряют мегаомметров на 2500 В, электрооборудования до 1000 В — мегаомметром на 500 1000 В, аппаратов с номинальным напряжением 24 и 48 В — мегаоометром на 250 В, а блоков с полупроводниковыми приборами — мегаомметром на 100 В. При этом диоды, транзисторы и другие элементы шунтируют.

Испытание электрической прочности изоляции повышенным напряжением переменного тока промышленной частоты проводят для оборудования выше 1000 В по нормам ПУЭ, оборудования до 1000 В напряжением 1000 В промышленной частоты в течение 1 мин.

Последнее изменение этой страницы: 2020-12-27; Нарушение авторского права страницы

Реферат: Эксплуатация электрооборудования в электрических сетях

Реферат на тему:

«Эксплуатация электрооборудования в электрических сетях».

1 Мероприятия, направленные на повышение эксплуатационной надежности электрооборудования.

2 Организационные и технические мероприятия, обеспечивающие безопасность работ.

3 Эксплуатация электрооборудования распределительных устройств.

4 Обслуживание комплектных распределительных устройств.

5 Обслуживание разъединителей.

6 Обслуживание короткозамыкателей и отделителей.

7 Контроль состояния токоведущих частей и контактных соединений.

8 Обслуживание потребительских подстанций.

9 Эксплуатация трансформаторного масла.

Развитие производства основывается на современных технологиях, широко использующих электрическую энергию. В связи с этим возросли требования к надёжности электроснабжения сельскохозяйственных объектов, к качеству электрической энергии, к её экономному использованию и рациональному расходованию материальных и трудовых ресурсов при проектировании систем электроснабжения.

Электроснабжение, то есть производство, распределение и применение электроэнергии во всех отраслях народного хозяйства и быта населения – один из важных факторов технического прогресса.

На базе электрификации развивается промышленность, сельское хозяйство и транспорт. Главная особенность электроснабжения производства — необходимость подводить энергию к небольшому числу крупногабаритных объектов, сосредоточенных на территории. От проблемы рационального электроснабжения производства в значительной степени зависит экономическая эффективность применения электроэнергии. Для решения этих задач применяются решения технической политики: замена проводов на СИПы, установка трансформаторов. Работающих без замены 40 лет, применение сухих выключателей.

1. Мероприятия, направленные на повышение эксплуатационной надежности электрооборудования.

Всё оборудование распределительных устройств эксплуатируется согласно заводских инструкций, правил ПТЭ, ПУЭ и ПТБ и правил пожарной безопасности.

Все данные при плановых, текущих и капремонтах, как правило, вносятся в эксплуатационную документацию

В сельском электроснабжении значительное распространение получили комплектные распределительные устройства наружной установки (КРУН). Они предназначены для работы при температуре окружающей среды от -40 до 40 °С. Из шкафов КРУН собирают распределительные устройства (РУ) 10 кВ распределительных пунктов (РП) и комплектных трансформаторных подстанции 220-110-35/6-10 кВ. В шкафах устанавливают выключатели ВМГ-10, ВМП-10К, ВММ-10 и другие с ручными, грузовыми, пружинными и электромагнитными приводами. Для сельской электрификации широко используют комплектные трансформаторные подстанции (КТП) на напряжение 6… 10/0,4 кВ, состоящие из трансформаторов и блоков, изготавливаемых на заводе и доставляемых на место установки в собранном виде. Оборудование КТП размешают в металлическом кожухе.

Промышленность изготовляет КТП по упрощенным схемам с использованием, где это возможно, предохранителей, короткозамыкателей и отделителей. Выключатели 35 кВ используют только в цепи линий проходных (транзитных) КТП 35/10 кВ, в РУ -35 кВ. КТПБ 110/35/6 — 10 кВ.

В электросетях сельскохозяйственного назначения наибольшее распространение получили СК.ТП 35/10 кВ мощностью 630… 6300 кВ*А. изготавливаемые по схемам первичных соединений.

Основные задачи при эксплуатации РУ: обеспечение соответствия режимов работы РУ и отдельных цепей техническим характеристикам оборудования; надзор и уход за оборудованием; устранение в кратчайший срок неисправностей, которые приводят к аварии; своевременное проведение профилактических испытаний и ремонтов электрооборудования

2. Организационные и технические мероприятия, обеспечивающие безопасность работ.

Подготовка рабочих мест для проведения ремонтных работ.

Если работы производятся без снятия напряжения вблизи токоведущих частей, находящихся под напряжением выполняются мероприятия препятствующие приближению работающих лиц к этим токоведущим частям.

К числу таких мероприятий относятся:

· безопасное расположение работающих лиц по отношению к находящимся под напряжением токоведущим частям;

· организация беспрерывного надзора за работающим персоналом;

· применение основных и дополнительных изолирующих защитных средств.

Работы вблизи и на токоведущих частях, находящихся под напряжением, должны производиться по наряду.

Лицо производящее такие работы должно располагаться так, чтобы токоведущие части были перед ним и только с одной боковой стороны, запрещается работать в согнутом положении.

Работы на токоведущих частях, находящихся под напряжением производятся с применением основных и дополнительных средств защиты.

Для подготовки рабочего места при работах с частичным или полным снятием напряжения должны быть выполнены в указанной ниже последовательности следующие технические мероприятия:

· производство необходимых отключений и принятие мер, препятствующих подаче напряжения к месту работы вследствие ошибочного или самопроизвольного включения коммутационной аппаратуры;

· вывешивание плакатов: « Не включать – работают люди » и при необходимости установка ограждений;

· присоединение к «земле», переносных заземлений. Проверка отсутствия напряжения на токоведущих частях, на которые должно быть нанесено заземление;

· наложение заземлений (непосредственно после проверки отсутствия напряжения), т.е. включения заземляющих ножей или там, где они отсутствуют, наложение переносных заземлений;

· ограждение рабочего места и вывешивание плакатов: «Стой – высокое напряжение», «Не влезай — убьёт», «Работать здесь», «Влезать здесь». При необходимости производится ограждение оставшихся под напряжением токоведущих частей.

3. Эксплуатация электрооборудования распределительных устройств.

Одна из основных задач эксплуатации распределительных устройств поддержание необходимых запасов по пропускной способности, динамической, термической устойчивости и по уровню напряжения в устройстве в целом и в отдельных его элементах.

Периодичность осмотров распределительных устройств. Периодичность осмотра устанавливают в зависимости от типа устройства, его назначения и формы обслуживания. Примерные сроки осмотров следующие: в распределительных устройствах, обслуживаемых сменным персоналом, дежурящим на самой подстанции или на дому, — ежесуточно. При неблагоприятной погоде (мокрый снег, туманы, сильный и продолжительный дождь, гололед и т.п.), а также после коротких замыканий и при появлении сигнала и замыкании на землю в сети проводят дополнительные осмотры. Рекомендуют 1 раз в неделю осматривать устройство в темноте для выявления возможных разрядов коронирования в местах повреждения изоляции и местных нагревов токоведущих частей; в распределительных устройствах подстанций напряжение 35 кВ и выше, не имеющих постоянного дежурного персонала, график осмотров составляют в зависимости от типа устройства (закрытое или открытое) и от назначения подстанции. В этомслучае осмотры выполняет начальник группы подстанции или мастер не реже 1 раза в месяц; трансформаторные подстанции и распределительные устройства электрических сетей 10 кВ и ниже, не имеющие дежурного персонала, осматривают не реже 1 раза в шесть месяце. Внеочередные осмотры на объектах без постоянного дежурного персонала проводят в сроки, устанавливаемые местными инструкциями с учетом мощности короткого замыкания и состояния оборудования. Во всех случаях независимо от значения отключаемой мощности короткого замыкания осматривают выключатель после цикла неуспешного АПВ и отключении короткого замыкания.

О всех неисправностях, замеченных при осмотрах распределительных устройств, делают запись в эксплуатационном журнале. Неисправности, которые нарушают нормальный режим работы, необходимо устранять в кратчайший срок.

Исправность резервных элементов распределительных устройств (трансформаторов, выключателей, шин и др.) нужно регулярно проверять, включая их под напряжение в сроки, установленные местными инструкциями. Резервное оборудование должно быть в любой момент готово к включению без каком либо предварительной подготовки.

Периодичность очистки распределительных устройств от пыли и грязи зависит от местных условий иустанавливается главным инженером предприятия.

Обслуживание выключателей. Внешние осмотры масляных выключателей без отключения проводятся с учетом местных условий, но не реже 1 раза в шесть месяцев, вместе с осмотрами РУ. При осмотрах проверяют: состояние изоляторов, креплений и контактов ошиновки; уровень масла и состояние маслоуказателей; отсутствие течи масла из розеточных контактов малообъемных или через прокладки баковых выключателей.

Уровень масла у выключателей во многом определяет надежность их работы. Он не должен выходить за пределы масло указателя при температурах окружающей среды от -40 до 40 °С. Повышенный уровень масла в полюсах и соответственно уменьшенный объем воздушной подушки над маслом приводят к чрезмерному давлению в баке при гашении дуги, что может служить причиной разрушения выключателя.

Снижение объема масла также приводит к разрушению выключателя. Снижение объема масла особенно опасно в мало объемных выключателях ВМГ-10, ВМП-10. Если течь значительна и масла нет в масломерном стекле, то выключатель необходимо отремонтировать и заменить и нем масло. При этом ток нагрузки разрывают другим выключателем или снижают нагрузку на данном присоединении до нуля.

Ненормальный нагрев дугогасительных контактов малообъемных выключателей вызывает потемнение и подъем уровня масла в маслоуказательном стекле, а также характерный запах. Если температура бачка выключателя превышает 70°С, выключатель следует отремонтировать.

В местностях с минимальной температурой ниже 20°С выключатели оборудуют автоматическими устройствами для подогрева масла в баках.

Не реже 1 раза в три (шесть) месяцев рекомендуют проводить проверку приводов выключателя. При наличии АПВ опробование на отключение целесообразно осуществлять от релейной защиты с выключением от АПВ. При отказе в срабатывании выключатель необходимо отремонтировать.

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

При осмотре также контролируют исправность и правильность показаний устройств, сигнализирующих включенном или выключенном положении выключателя. Обращают внимание на то, надежно ли закрыты заслонки выхлопных козырьков дугогасительных камер. Визуально проверяют целостность резиновых прокладок в соединениях изоляторов дугогасительных камер, отделителей и их опорных колонок. Контролируют степень нагрева контактных соединений шин и аппаратных соединений.

При эксплуатации воздушных выключателей 1—2 раза в месяц из резервуаров удаляют накапливающийся конденсат. В период дождей увеличивается подача воздуха на вентиляцию, при понижении температуры окружающего воздуха ниже -5 ° С включается электрообогрев в шкафах управления и в распределительных шкафах. Не реже 2 раз в год проверяют работоспособность выключателя путем контрольных опробований на отключение и включение. Для предупреждения повреждений выключателей 2 раза в год (весной и осенью) проверяют и подтягивают болты всех уплотнении соединений.

4. Обслуживание комплектных распределительных устройств.

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

Осмотры КРУ без их отключения проводят по графику, но не реже 1 раза в месяц. При осмотрах проверяют работу сетей освещения и отопления помещений и шкафов КРУ; состояние выключателей, приводов, разъединителей, первичных разъединяющих контактов, механизмов блокировки; загрязненность и отсутствие видимых повреждений изоляторов; состояние цепей вторичной коммутации; действие кнопок управления выключателей.

Систематически в зависимости от местных условий необходимо очищать изоляцию от пыли и загрязнений, особенно в КРУ наружной установки.

При осмотрах комплектных распределительных устройств КРУ и КРУН необходимо обращать внимание на: состояние уплотнений в местах стыков элементов металлоконструкций; исправность присоединения оборудования к контуру заземления; наличие средств безопасности и пожаротушения; работу и исправность устройств обогрева шкафов КРУН; наличие, достаточность и нормальный цвет масла в выключателях; состояние монтажных соединений; нагрев токоведущих частей и аппаратов; отсутствие посторонних шумов и запахов; исправность сигнализации, освещения и вентиляции.

Одновременно с осмотром проверяют правильность положения коммутирующих аппаратов. Встроенное в КРУ и КРУП оборудование осматривают в соответствии с инструкциями по эксплуатации. При эксплуатации КРУ запрещается отвинчивать съемные детали шкафа, поднимать и открывать автоматические шторки при наличии напряжения в тех местах, доступы в которые ими закрыты. В шкафах КРУ выкатного типа для заземления отводящих линий при помощи разъединителей, встроенных в КРУ, нужно сделать следующее: отключить выключатель, выкатить тележку, проверить отсутствие напряжения на нижних разъединяющих контактах, включить заземляющий разъединитель, поставить тележку в испытательное положение.

Предохранители в шкафу трансформатора собственных нужд можно менять только при снятой нагрузке. При проведении работ внутри отсека выкатной тележки на автоматической шторке необходимо вывешивать предупреждающие плакаты: «Нe включать! Работают люди», «Высокое напряжение! Опасно для жизни!»

Выкатывать тележку с выключателем и устанавливать ее в рабочее положение может только оперативный персонал. Вкатывать тележку в рабочее положение разрешается только при отключенном положении заземляющего разъединителя.

5. Обслуживание разъединителей.

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

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

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

6. Обслуживание короткозамыкателей и отделителей.

Короткозамыкатели — аппараты, предназначенные для искусственного создания короткого замыкания в тех случаях, когда ток при повреждениях в трансформаторе может оказаться недостаточным для срабатывания релейной защиты.

Короткозамыкатель типа КЗ-35 на напряжение 35 кВ выполнен в виде двух отдельных полюсов с общим приводом. Включается короткозамыкатель автоматически приводом ШИК при срабатывании релейной защиты, отключается вручную.

Отключение силовых трансформаторов без нагрузки, а также автоматическое отключение поврежденных трансформаторов осуществляют отделителями. Отделители ОД-35 представляют собой разъединители типа РЛНД-35/600, укомплектованные двумя дополнительными отключающими пружинами. Отключение отделителя проводится автоматически или вручную, включение — только вручную при помощи съемной рукоятки.

На присоединениях 35. 110 кВ с установленными последовательно отделителями и разъединителями отключение намагничивающего тока трансформаторов и емкостных токов линий следует выполнять отделителями.

Отделителями на 35 кВ допускается отключение тока замыкания на землю до 5 А. В среднем на 10 км ВЛ 35 кВ зарядный ток составляет 0,6 А и ток замыкания на землю 1 А.

Короткозамыкатели и отделители осматривают не реже 2 раз в год, а также после аварийных отключений. При осмотрах особое внимание обращают на состояние изоляторов, контактов, заземляющего провода, пропущенного через окно трансформатора тока. При обнаружении следов обгорания контакты зачищают или заменяют.

Продолжительность движения подвижных частей короткозамыкателя на напряжение 35 и 110 кВ от подачи импульса до замыкания контактов должна быть не более 0,4 с, а отделителя от подачи импульса до размыкания контактов соответственно 0,5 и 0,7 с.

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

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

Текущий ремонт отключающих аппаратов, а также проверку их действия (опробование) проводят по мере необходимости в сроки, установленные главным инженером предприятий. В объем работ по текущему ремонту входят: внешний осмотр, чистка, смазка трущихся частей и измерение сопротивления контактов постоянному току.

Внеплановые ремонты выполняют в случае обнаружения внешних дефектов, нагрева контактов или неудовлетворительного состояния изоляции.

Наладка короткозамыкателя и отделителя заключается в проверке работы привода на включение и отключение, проверке положения ножей и завода отключающей пружины привода с блокирующим реле БРО, регулировке хода сердечников электромагнитов и реле.

7. Контроль состояния токоведущих частей и контактных соединений.

Состояние токоведущих частей и контактных соединений шин и аппаратов распределительных устройств можно выявитьпри осмотрах.

Контроль за нагревом разъемных соединений в закрытых распределительных устройствах осуществляют при помощи электротермометров или термосвечей и термоиндикаторов.

Действие электротермометра основано на принципе измерения температуры при помощи терморезистора, наклеенного на наружную поверхность головки датчика и закрытого медной фольгой.

Температуру нагрева контактных соединений определяют при помощи набора термосвечей с различными температурами плавления.

В качестве термоиндикаторов применяют обратимые пленки многократного действия, которые при длительном нагреве изменяют свой цвет. Термоиндикатор должен выдерживать, не разрушаясь, не менее 100 изменений цвета при длительном нагреве до температуры 110°С

8. Обслуживание потребительских подстанций.

Надежность работы потребительских подстанций во многом зависит от правильности эксплуатации, которую необходимо осуществлять в соответствии с существующими руководящими и инструктивными материалами. Эксплуатационно-профилактические работыTП проводят с целью предупреждения и устранения возможных при эксплуатации повреждении и дефектов.

В объем этих работ входят систематические осмотры, профилактические измерения и проверки. Плановые осмотры ТП выполняют в дневное время по утвержденному графику, но не реже 1 раза в шесть месяцев.

После аварийных отключений питающих линий, при перегрузках оборудования, резком изменении погоды и стихийных явлениях (мокрый снег, гололед, ураган и т. п.) проводят внеочередные осмотры. Не реже 1 раза в год инженерно-технический персонал выполняет контрольные осмотры ТП. Обычно их совмещают с приемкой объектов к работе в зимних условиях, с осмотрами ВЛ 10 или 0,4 кВ и т. д.

Для поддержания ТП в технически исправном состоянии осуществляют планово-предупредительные ремонты, которые позволяют обеспечить длительную, надежную и экономичную их работу.

Осмотры, ремонты и профилактические испытания оборудования на трансформаторных подстанциях 10/0,4 кВ проводятся в основном комплексно в одни сроки, без снятия напряжения, а при необходимости с частичным или полным отключением оборудования.

При осмотре мачтовых подстанций с земли проверяют состояние предохранителей, разъединителей и их проводов, изоляторов, крепление проводов к ошиновке, заземляющих спусков и контактов, крепление и взаимное расположение проводов высшего и низшего напряжений, состояние конструкции подстанции, состояние древесины и железобетона, наличие и состояние предупредительных плакатов, а также целостность замков и лестниц. При осмотрах подстанций типа КТП дополнительно проверяют загрязненность поверхности металлических корпусов, шкафов, плотность закрытия дверей и исправность их запоров, состояние опорных фундаментов.

Приосмотрах оборудования ТП и КТП необходимо обращать внимание на следующее: у выключателей нагрузки, разъединителей и их приводов — отсутствие следов перекрытия и разрядов на изоляторах и изоляционных тягах; положение ножей в неподвижных контактах; внешнее состояние дугогасящих ножей и камер у выключателя; правильное положение рукояток приводов; исправность гибкой связи между ножом и вводным зажимом у разъединителя РЛНД;

у предохранителей типа ПК—соответствие плавких вставок параметрам защищаемого оборудования, целостность и исправность патронов, правильность расположения и закрепления патронов в неподвижных контактах, состояние и положение указателей срабатывания предохранителей;

у разрядников — отсутствие следов дуги перекрытия по поверхности, правильность установки, состояние внешних искровых промежутков трубчатых разрядников и правильность расположения зон выхлопа газов;

у проходных, опорных и штыревых изоляторов — отсутствие сколов, трещин и следов перекрытия дуги;

у ошиновки РУ 10 кВ — отсутствие следов местного нагрева контактов в местах присоединения к оборудованию и в соединениях шин, состояние окраски и крепления шин;

у кабельных устройств — состояние кабельных муфт и воронок, отсутствие течи мастики, целостность наконечников, наличие маркировки, заземление муфт и воронок, состояние кабельных приямков и проходов через степы;

у РУ низкого напряжения (0,4 кВ) — состояние рабочих контактов рубильников, предохранителей и автоматов, отсутствие на них следов копоти, перегрева и оплавления, состояние трансформаторов тока, реле защиты и разрядников типа РВН-0,5, целостность плавких вставок предохранителей и их соответствие параметрам потребителей, исправность фотореле, целостность пломб и защитных стекол на приборах учета и измерения, состояние контактов ошиновки 0,4 кВ и ее крепления.

Для устранения замеченных при осмотре неисправностей в работе оборудования ТП и КТП в случаях, не терпящих отлагательств до очередного текущего или капитального ремонта, проводят профилактические выборочные ремонты с заменой отдельных элементов и деталей. Эти работы выполняет эксплуатационный оперативный персонал.

9. Эксплуатация трансформаторного масла.

Для надежной работы маслонаполненного оборудования зависит от состояния трансформаторного масла залитого в оборудовании.

Трансформаторное масло, находящееся в эксплуатации, должно подвергаться сокращенному анализу и измерению tg согласно «Нормам испытания электрооборудования» (СПО OPГРЭС, 1977) в сроки, указанные в табл. 4. и после текущего ремонта трансформаторов и реактором.

Табл. 4. периодичность отбора проб трансформаторного масла

Наименование Номинальное напряжение, кВ Периодичность отбора проб масла
Трансформаторы энергоблоков мощностью 180 МВ*А и более 110 и выше Не реже 1 раза в год
Трансформаторы всех мощностей 330 и выше Тоже
Остальные трансформаторы и реакторы До 220 (включительно) Не реже 1 раза в 3 года
Вводы маслонаполненные не герметичные 500 В течении первых двух лет 2 раза в год, в дальнейшем 1 раз в 2 года
То же 110-330 В течении первых двух лет эксплуатации 1 раз в год, в дальнейшем 1 раз в три года.
Вводы маслонаполненные герметичные 110-750 Не проверяются
Контакторы устройства РПН —- Через определенное число переключении согласно инструкции завода, но не реже 1 раза в год.

Вэнергетических системах масло сушат двумя способами: просасыванием через него сухого азота или углекислого газа при комнатной температуре; над маслом создают вакуум 20. 30 кПа; распылением масла при комнатной температуре и остаточном давлении 2,5… 5,5 кПа. Для ускорения сушки масло подогревают до 40… 50°С при остаточном давлении 8… 13 кПа.

В условиях небольших ремонтных предприятий масло сушат путем подогрева или отстоя его при температуре 25. 35°С. Отстой — крайне простой, дешевый и безвредный для масласпособ сушки. Недостаток его — большая длительность операции.

Сушка масла при помощи подогрева также несложна, причем масло можно подогревать самыми различными методами, в том числе в собственном баке трансформатора. Но длительный нагрев масла может привести к его порче.

Вусловиях эксплуатации масло не только увлажняется, но и загрязняется. От воды и механических примесей масло очищают центрифугированием и фильтрованием.

Центрифугированиепозволяет отделить воду и примеси, которые тяжелее масла. Температура масла должна быть 45. 55°С. При пониженной температуре высокая вязкость масла препятствует отделению воды и примесей, а при повышении температуры выше 70°С воду трудно отделить из-за начинающегося парообразования и повышенной растворимости воды в масле. Кроме того, при повышенной температуре происходит интенсивное старение масла.

Фильтрование — продавливание масла через пористую среду (картон, бумага, материя, слой отбеливающего материала или силикагеля) — осуществляют при помощи фильтр-прессов. Фильтровальная бумага и картон не только задерживают примеси, но и впитывают воду.

Наибольшей гигроскопичностью обладает мягкий и рыхлый картон, однако он плохо задерживает шлам и уголь и сам выделяет много волокон. Чередование в фильтр-прессе листов мягкого и твердого картона позволяет получить хорошо очищенное масло.

Фильтровать масло желательно при температуре 40…50 °С, так как при большей температуре падает гигроскопичность картона и возрастает растворимость воды в масле. Загрязненный картон можно прополоскать в чистом масле, высушить и вновь пустить в работу. Для очистки 1 т масла требуется около 1 кг картона.

Фильтр-пресс включают обычно после центрифуги для удаления остатков шлама и воды. Он обеспечивает почти предельную очистку масла от воды и наиболее высокую электрическую прочность масла. К достоинствам фильтр-пресса относят его способность работать при нормальной температуре, отсутствие смешивания масла с воздухом и возможность очистки масла от мельчайших частиц угля. Однако центрифуги способны очистить масло, содержащее эмульсии, тогда как фильтр-пресс для очистки таких масел непригоден.

Центрифугу применяют для очистки масел, находящихся в баках работающих трансформаторов, но при строгом соблюдении техники безопасности. Использование, в фильтр-прессах в качестве дополнительной фильтрующей среды силикагеля или отбеливающих глин заметно уменьшает кислотное число масла.

Список использованной литературы.

1. Пястолов А.А. Ерошенко Г.П. Эксплуатация электрооборудования – М.: Агропромэнерго, 1990 – 287 с.

2. Ерошенко Г.П. Пястолов А.А. Курсовое и дипломное проектирование по эксплуатации электрооборудования – М.: Агропромиздат, 1988 – 160 с.

3. Правила устройства электроустановок – М.: Энергоатомиздат, 1986 г. – 424 с

4. Е.А.Конюхова Электроснабжение объектов.- М, 2001-320 с.

5. П.Н.Листова Применение электрической энергии в сельскохозяйственном производстве, 1984 г

Возможные повреждения и ремонт электросетей (стр. 1 )

Из за большого объема этот материал размещен на нескольких страницах:
1 2 3

1. Возможные повреждения и ремонт электросетей

Ремонт внутрицеховых электросетей и источников освещения (мелкий) включает в себя следующие работы: замену неисправных изоляторов, штепсельных розеток и выключателей; закрепление провисшей электропроводки; восстановление электросети в местах ее обрыва; смену предохранителей, автоматов, пакетников и т. п.

В объем текущего ремонта входит: ремонт неисправных участков внутрицеховых сетей и источников освещения, в том числе замена электропроводки с поврежденной изоляцией, включая и в трубопроводах; перетяжка проводов, имеющих недопустимо большой провес; ремонт муфт и воронок с доливкой в случае необходимости эпоксида или мастики. Капитальный ремонт содержит полное переоборудование внутрицеховых электросетей и освещения, включая восстановление всех изношенных элементов и установок.

В проводках, осуществляемых в стальных трубах, частыми повреждениями изоляции проводов являются места подключения к оборудованию. Изоляция проводов может1 быть повреждена, если трубы не оконцованы защитной изоляционной втулкой или плохо закреплен выводной металлорукав, В обоих случаях за счет трения изоляции об острые части трубы и металлорукава изоляция может быть нарушена. Необходимо постоянно следить за сохранностью электрического контакта трубопровода, который создается наличием «царапающих» (заземляющих) гаек в местах ввода труб в коробки и «перемычками», которые привариваются к концам труб при их соединении или выводе к оборудованию.

Особые требования предъявляются к трубопроводам, проложенным во взрывоопасных зонах. Изоляционные (винипластовые) трубы подвержены поломкам. Обнаруженные поврежденные трубы должны быть либо заменены, либо защищены муфтами, если участки повреждения незначительны. Недоброкачественные соединения и оконцевания проводов и кабелей опрессовкой, сваркой и пайкой могут вызвать повреждения электросетей.

По внутрицеховым сетям проверяют наличие пыли в коробках шинопроводов; состояние контактных соединений; фактические нагрузки и степень нагрева шин; окраску и прочность; крепления короба и состояние фарфоровых изоляторов (трещины, сколы). При сварных шинах проверяют наличие трещин в местах сварки.

По трубным прокладкам проверяют качество окраски труб; их оконцевание; качество соединения с протяжными и ответвительными коробками; фактические нагрузки; состояния мест присоединения, наконечников и контактных соединений.

У тросовых и струнных проводок проверяют надежность крепления тросов; состояние изоляционных деталей натяжных устройств; качество крепления проводов и присоединения светильников. Проверяют состояние заземляющих устройств, целостность заземляющих линий.

К числу ремонтных работ в действующем цехе относятся работы по устройству новых участков линий к новым токоприемникам; по замене устаревших проводок более прогрессивными на отдельных участках, которые выполняются ремонтным персоналом предприятия.

В тросовых и струнных проводках, где в качестве троса используют стальную оцинкованную или имеющую лакокрасочное покрытие горячекатаную проволоку 0 5—8 мм или тросы 0 3—6,5 мм, с целью недопущения их повреждения следят за стрелой провеса, которая составляет 100— 250 мм, и ее выбирают по справочнику.

При осмотрах и ремонте обращают внимание и проверяют крепление анкеров и натяжных устройств, которые при ослаблении натяжения троса подтягивают, но не более чем допускает установленная для данного пролета стрела провеса. Следует проверить и в случае необходимости заменить изоляционные детали, имеющие большие сколы и трещины. В случае появления коррозии у натяжных устройств тросов и струн восстанавливают антикоррозионное покрытие и смазку натяжных устройств; устраняют повреждения проводок; проверяют ответвления и вводы в светильники. Работы по ремонту тросовых и струнных проводов проводят одновременно с осмотром и ремонтом светильников.

В сетях наиболее распространенными повреждениями являются: обгорание наконечников, повреждения концевых и соединительных муфт, возникающие обычно после аварий в результате некачественного монтажа, дефектов изоляции кабеля или проникновения влаги.

Поврежденный оконцованный наконечник жил удаляют с помощью ножовки. Оконцевание жилы кабеля новым наконечником выполняют одним из следующих способов: электродуговой, газовой, термитной сваркой, способом пайки и опрессованием, теми же приемами, как при монтаже.

Электроосветительные установки после ремонта подвергают ряду проверок и испытаний. При этом проверяют сопротивление изоляции сети рабочего и аварийного освещения и исправность системы аварийного освещения, отключая рабочее освещение не реже одного раза в квартал; автомат аварийного переключения освещения— один раз в неделю в дневное время; изоляцию у стационарных трансформаторов на напряжение 12—36 В — один раз в год, а у переносных трансформаторов и ламп на 12—36 В — каждые три месяца; у переносных трансформаторов исправность кожуха, а также надежность заземления корпуса и обмотки низшего напряжения. Один раз в год проводят люксметром фотометрические измерения освещенности в основных производственных цехах, помещениях и основных рабочих местах с контролем соответствия мощности ламп проекту. Результаты проверок и осмотров оформляют актами, утвержденными главным энергетиком предприятия. В межремонтный период и после капитального ремонта со гласно ПТЭ и ПТБ проводят следующие испытания и проверки: проверяют сопротивления изоляции проводок цеховых сетей и освещения мегомметром на напряжение 1000 В и для кабелей 2500 В; проверяют специальным мегомметром сопротивления заземляющих устройств (заземлителей); точными приборами измерения проверяют сопротивления петли фаза-нуль для наиболее удаленного участка; в случае необходимости специальными ждукционными устройствами уточняют трассы и глубины залегания кабеля; специальной установкой определяют место и характер повреждения кабеля; специальными термоматериалами проверяют температуру нагрева жил проводов, кабелей, шин, шинопроводов в местах контактов; проверяют надежность соединения шин и оконцевания многожильных проводов опрессовкой.

2. Повреждения и ремонт шинопроводов и электрооборудования силовых и осветительных распределительных пунктов сетей и установок

Современные шинопроводы — достаточно надежное устройство. Но в процессе эксплуатации необходимо периодически очищать их от пыли, которая может привести к снижению уровня изоляции, к повреждению и аварии. Пыль удаляют пылесосом или продуванием воздуха при открытых крышках. Необходимо следить за нагревом контактных соединений шинопроводов на силу тока 1000 А и более термоиндикатором, не допуская их перегрева.

Периодически проверяют болтовые соединения, не допуская чрезмерную затяжку, которая может привести к ухудшению контакта. Особое внимание обращают на втычные контакты ответвительных коробок штепсельных соединений, которые при необходимости ‘зачищают тонким плоским напильником или наждачным полотном средней зернистости. Повреждение изоляции обнаруживают мегомметром. Иногда отдельные виды повреждения изоляции шинопровода могут быть обнаружены путем прожигания. Дефектный участок шинопровода ремонтируют либо на месте, либо всю секцию демонтируют и ремонт выполняют в ремонтном цехе.

Надежными мероприятиями, обеспечивающими долговечность работы электрооборудования и аппаратов силовых и осветительных пунктов, является техническое обслуживание и ремонт. Эти работы предусматривают: систематический осмотр аппаратов; очистку от пыли и грязи; осмотр и определение состояния распределительных шин, коммутационных проводов, контактных систем и степень их нагрева; состояние электромагнитных систем, изоляционных и других элементов.

В результате осмотра устанавливают степень повреждения и сроки ремонта. Как правило, все электрооборудование и аппаратура ремонтируются в ремонтных подразделениях, кроме крупноразмерных щитов, пультов и сборок. Распределительные устройства (РУ) — щиты, пульты, щитки, пункты сборки — представляют собой, как правило, конструкции, состоящие из металлического каркаса, на котором установлена аппаратура, шины с изоляционными опорами и провода. Оболочку и дверку этих конструкций выполняют тоже из металла.

Ремонт РУ — это в основном ремонт конструкций без установленной аппаратуры, ремонт, который проводят в мастерских. Повреждения каркаса и ограждающих конструкций в виде вмятин выпрямляют киянкой. Замки, петли, рамы в случае сильного повреждения заменяют новыми.

(«1») Нарушение окраски и наличие коррозии устраняют зачисткой и окраской. Изоляционные опоры (изоляторы) в случае повреждений (значительные сколы) заменяют новыми.

При ремонте обеспечивается надежное заземление всех металлических конструкций и присоединение нулевой шины к зажиму заземления и проверяется заземление брони и оболочки кабелей и металлических труб. Проверяют уплотнения дверок, вводы проводов и кабелей; тщательно очищают от пыли и восстанавливают окраску и надписи.

3. Ремонт кабелей со свинцовой оболочкой

Необходимость ремонта кабельных линий устанавливают на основе данных, полученных при их испытаниях и осмотрах. Особенность ремонта кабелей заключается в том, что ремонтируемые кабели после отключения могут Иметь остаточный заряд; кроме тощ они могут располагаться вблизи действующих кабелей, находящихся под напряжением. Все это требует от ремонтного персонала большого внимания не только к личной безопасности, но и к тому, чтобы не повредить рядом расположенные кабели. Потом>’ ремонтные работы важно проводить в минимальные сроки, так как при этих работах на линиях приходится переходить на менее надежные временные схемы электроснабжения.

Ремонтные работы на кабелях часто связаны с раскопками кабельных траншей. Во избежание повреждений рядом расположенных исправных кабелей и других подземных коммуникаций надо иметь точные сведения об их расположении. После достижения глубины, раиной 0,4 м, раскопку разрешается выполнят, только лопатами. Применение отбойных молотков, ломов и других инструментов для рыхления грунта, начиная с указанной глубины., категорически запрещается. Если при земляных работах выявлены кабели или какие-либо другие подземные коммуникации, работы должны быть прекращены и об этом сообщается ответственном>’ за выполнение работ. После вскрытия кабелей следует позаботиться о том, чтобы не допустить повреждения муфт и кабелей. Для этого открытые кабели и муфты укрепляют на прочной доске, которую подвешивают к перекинутым через траншею брусьям.

Основные работы по ремонту кабелей сводятся к трем их видам: ремонт броневого покрова; ремонт свинцовой оболочки; ремонт муфт и концевых заделок.

При наличии местных разрушений брони кабелей обнаруженный дефект устраняют следующим образом. В месте разрушения брони остаток ее снимают, обрез брони спаивают со свинцовой оболочкой кабеля, которую после этого покрывают антикоррозионным составом (лаки на битумной основе). У кабелей, проложенных в земле, броневой и джутовый покровы в процессе эксплуатации не ремонтируют. Если возникает надобность в ремонте свинцовой оболочки кабеля, то необходимо установить характер повреждения.

В том случае, когда возможность повреждения изоляции кабеля и проникновения влаги во внутрь кабеля исключается, ремонт сводится к восстановлению свинцовой оболочки в поврежденной ее части. Для этого из рольного свинца изготовляют свинцовую трубу соответхлвующих размеров (на 70—80 мм больше оголенной части кабеля). Оголенный участок кабеля помещают в приготовленную свинцовую трубу, шов которой запаивают. Отремонтированную часть свинцовой оболочки покрывают антикоррозионным составом. В том случае, когда возможность попадания влаги внутрь кабеля нельзя исключить, бумажную изоляцию кабеля в дефектном месте необходимо проверить на отсутствие влаги. Для этого бумажные ленты изоляции, снятые с кабеля в месте повреждения, погружают в парафин, нагретый до 150 °С. При наличии в изоляции влаги погружение изоляции в парафин сопровождается потрескиванием и выделением из нее пены. При установлении факта проникновения влаги под свинцовую оболочку кабеля поврежденный участок кабеля вырезают, вместо него вставляют отрезок соответствующей длины и монтируют две соеди нительные муфты по обоим концам всташгенного отрезка. В большинстве случаев дефектную соединительную муфту вырезают и вместо нее монтируют новую.

4. Ремонт кабелей с поливинилхлоридной оболочкой

Ремонт повреждений поливинилхлоридного защитного шланга кабеля марки ААШа.

Ремонт повреждений защитного шланга (порывы, задиры, проколы и др.) проводят сваркой в струе горячего воздуха. При открытой прокладке кабеля ремонт шланга можно также производить подложкой не менее чем в два слоя липкой’ поливинилхлоридной лентой с 50 %-ным перекрытием и с промазкой поливинилхлоридньм лаком № 1.

Ремонт поливинилхлоридного шланга сваркой в струе горячего воздуха (при температуре 170—200 °С) производят с применением сварочного пистолета с электрическим подогревом воздуха или газовоздушным пистолетом. При этом сжатый воздух подводится давлением 0,99 • 104—3,9 • 104 Па (0,1—0,4 кгс/см2) от компрессора, баллона со сжатым воздухом, переносимого с ручным насосом. В качестве присадки при сварке применяют поливинилхлоридный пруток диаметром 4—6 мм.

Каждый электрик должен знать:  Измерение расстояния ультразвуком и ультразвуковые датчики

Перед сваркой места, подлежащие ремонту, очищают и обезжиривают бензином, кабельным ножом вырезают посторонние включения и срезают в местах повреждения шланга выступающие края и задиры.

Для ремонта проколов, небольших отверстий и раковин место повреждения в шланге и конец присадочного прутка прогревают 3—5 с струей горячего воздуха, затем струю отводят, пруток прижимают и приваривают в месте разогрева. После охлаждения, убедившись в прочности приварки прутка путем легкого его подергивания, пруток отрезают.

Для ремонта шланга, имеющего щели, прорези и вырезы, конец присадочного прутка приваривают к целом>’ месту шланга на расстоянии 1—2 мм от места повреждения. Убедившись в прочности приварки, направляют струю воздуха так, чтобы одновременно прогревались нижняя часть присадочного прутка и обе стороны прорези или щели: Приварку прутка заканчивают на целом месте шланга на расстоянии 1—2 мм от повреждения. Затем ножом срезают выступающие поверхности прутка и выравнивают сваренный шов.

Разрывы шланга ремонтируют с применением поливинилхлоридных заплат или разрезных манжет. Заплату изготовляют из пластиката так, чтобы края ее на 1,5—2 мм перекрывали место разрыва. Для ремонта шланга с применением разрезной манжеты отрезают кусок поливинилхлоридной трубки на 35—40 мм больше длины поврежденного места, трубку разрывают вдоль и надевают ее на кабель симметрично месту повреждения.

5. Ремонт концевых заделок, соединительных и концевых муфт

В кабельных сетях напряжением 1 —10 кВ наибольшее применение получили концевые заделки в стальных воронках, эпоксидные и сухие. Если концевая заделка сухая и в стальной воронке имеются незначительные повреждения изоляции жил в результате пробоя между жилами или на корпус воронки, заделку можно ремонтировать, проверить изоляцию кабеля на влажность, вы полнить новую изоляцию жил и восстановить заделку. Наличие влаги определяют в парафине указанным выше способом.

Концевые заделки внутренней установки из эпоксидного компаунда (например, типа КВЭ), ремонтируемые с применением эпоксида для отливки корпуса, применяют для оконцевания силовых кабелей напряжением до 10 кВ внутри помещений всех видов во всех районах страны (в зависимости от исполнения заделки). Их применяют и для наружных установок при условии полной защиты заделки от непосредственного действия атмосферных осадков, запыления и солнечных лучей. Эти заделки обладают высокой герметичностью и химической стойкостью и могут устанашшватъся в любом положении.

Заделки с эпоксидным корпусом конической формы применяют нескольких исполнений с трубками из нейритовой резины на жилах (для сухих помещений); с двухслойными трубками на жилах (нижний слой из поливинилхлорида, верхний — из полиэтилена); заделки такого исполнения применяют в сырых помещениях и в районах с тропическим и субтропическим климатом и др.

(«2») Методы восстановления герметичности эпоксидных заделок. Нарушение герметичности (течь пропитывающего состава) может возникнуть при несоблюдении размеров и указаний по обезжири ванию, плохой обработке поверхности найритовых или двухслойных трубок и несоблюдении других технологических указаний. В ряде случаев герметичность эпоксидных заделок может быть восстановлена следующими способами:

а) при течи пропитывающего состава по кабелю в месте окончания корпуса заделки; при этом способе обезжиривают нижнюю часть заделки на участке 40—50 мм и на таком же расстоянии участок брони или оболочки (для небронированных кабелей). На обезжиренный участок корпуса заделки и примыкающий к нему участок кабеля шириной 15—20 мм накладывают двухслойную подмотку из смазанной эпоксидным компаундом хлопчатобумажной ленты. Устанавливается ремонтная форма, заливка которой производится тем же эпоксидным компаундом, из которого вы полнен корпус заделки;

б) при нарушении герметичности в месте выхода жил из корпуса заделки; при этом способе обезжиривают верхнюю плоскую часть корпуса заделки и участки трубок или подмотки жил длиной 30 мм, примыкающие к корпусу; устанавливают съемную ремонтную форму, размеры которой выбирают в зависимости от типоразмера заделки. Форму заливают компаундом так же, как и в предыдущем случае. При нарушении герметичности на жилах обезжиривают дефектный участок трубки или подмотки жилы и накладывают ремонтную двухслойную подмотку из хлопчатобумажных лент с обильной обмазкой эпоксидным компаундом каждого витка подмотки;

в) при нарушении герметичности в месте примыкания трубки или подмотки к цилиндрической части наконечника; при этом способе обезжиривают поверхность бандажа и участок трубки или подмотки жилы длиной 30 мм. На обезжиренные участки накладывают двухслойную подмотку из хлопчатобумажных лент с обильной обмазкой компаундом каждого витка подмотки. Поверх под мотки накладывают плотный бандаж из крученого шпагата и также обмазывают эпоксидным компаундом.

Ремонт соединительных и концевых муфт. Повреждения в соединительных муфтах обычно возникают в результате электрического пробоя между жилами кабеля или в случае проникновения влаги под оболочку, повреждения поясной и жильной изоляции. В перечисленных случаях соединительная муфта подлежит, как правило, замене на новую. Дефектную муфту вырезают и вместо нее устанавливают новую за счет спрямления проложенного кабеля, который по своей длине должен иметь запас. Иногда, если муфта находится вблизи концевой заделки и нет запаса кабеля, целесо образно заменить этот участок кабеля на новый.

При незначительных повреждениях изоляции или оболочки кабеля, например при пробое изоляции жилы на корпус муфты, ремонт кабеля осуществляют без замены муфты при условии, что изоляция не увлажнена. Муфту демонтируют, выплавляют заливочную массу, при достаточной слабине жил их разводят, снимают заводскую изоляцию и восстанавливают ее, как при монтаже новых муфт. Для кабелей, проложенных открыто в цехах (каналах, полках), возможны повреждения брони, которую удаляют., а оставшуюся часть свинцовой оболочки покрывают антикоррозийным составом.

При ремонте соединительных муфт иногда можно избежать Применения вставок кабеля, используя новые муфты большей длины (удлиненные), дающие возможность увеличить длину раз делки кабеля. При выходе из строя концевой муфты ее вырезают или демонтируют, затем проверяют изоляцию кабеля на содержание влаги. Если влага не проникла внутрь кабеля, ограничиваются монтажом новой или ремонтом поврежденной муфты. Если установлено, что штага проникла внутрь кабеля, дефектный отрезок вырезают и монтируют новую концевую муфту. После ремонта кабельных линий их испытывают.

6. Разборка электрических машин

В электроремонтных цехах предприятий капитальному ремонту с заменой обмотки подвергаются низковольтные электродвигатели, имеющие обмотку из круглого провода. Низковольтные двигатели с обмоткой из прямоугольного провода и высоковольтные двигатели ремонтируют с заменой обмоток в случае получения обмотки как запасной части. Изготовление высоковольтных обмоток или их восстановление в электроремонтных цехах не проводят, так как для этого требуется сложное оборудование и специальная технология а количество ремонтируемых двигателей незначительное. В некоторых случаях при ремонте роторов с обмоткой из прямоугольных шин производят ее изготовление.

При необходимости перед разборкой двигатели подвергают предремонтным испытаниям, для того чтобы исключить возможность ошибочного поступления на ремонт исправной машины.

Предремонгаые испытания включают электрические испытания (измерение сопротивления изоляции, проверку электрической прочности изоляции, измерение сопротивлений обмоток и их частей при постоянном токе) и замеры узлов и деталей (эксцентриситет, биение, конусность и т. п.). Неисправные двигатели отправляют на разборку. Порядок разборки двигателя меньшей высоты оси вращения, например 56 мм, обусловлен конструкцией двигателя (рис. 6-1). Разборку такого двигателя проводят на столе; для этого не требуются подъемные средства, а усилия, прикладываемые при разборке, незначительны.

Рис.6-1. Асинхронный электродвигатель фланцевого исполнения с высотой оси вращения 56 мм: 1- передний щит, 2-шпилька, 3- сердечник статора, 4- коробка выводов, 5- сердечник статора, 6- пружинная шайба, 7- кожух вентилятора, 8-вентилятор, 9- вал, 10- корпус, 11- болт заземления, 12- подшипник

На рис. 6-2 показан электродвигатель третьей серии с контактными кольцами типа АКЗ-315 с высотой оси вращения 315 мм. Для разборки двигатель устанавливают на специальный верстак. Разборку начин-ют со щеточного узла. Сначала снимают колпак 25; отворачиваю выводы обмотки ротора 26; снимают траверсу со щетками 23и съемником снимают узел контактных колец 22, который надет консольно на вал. Отвернув болты 21, снимают коробку контактных колец 20. Затем отворачивают болты и снимают с обеих сторон крышки подшипников 4; отворачивают болты, крепящие подшипниковые щиты, и снимают их. Ротор извлекают приспособление! (см. рис. 13-6). На разобранные детали и узлы навешивают железные бирки для того, чтобы при сборке их можно было легко найт! Детали и узлы одного или нескольких двигателей складывают, одну тару.)

Рис. 6-2. Асинхронный атекпюдвигатель АКЗ-315 с фазным роторе»!, высотой оси вращения 315 мм:

1 — вал; 2 — пружинное кольцо; 3 — диск; 4 — крышка подшипника; 5 — масленка; 6, 19 — передний и задний подшипники; 7 — щит подшипника; 8 — обмотка статора; 9 — корпус; 10 — сердечник статора; 11 — рым-болт, 12 — сердечник ротора; 13 — шпонка дуговая; 14 — нажимная шайба; 15 — выводы обмотки статора; 16 — коробка выводов статора; 17 — обмотка ротора; 18 — кольцо пружинное; 20 — коробка контактных колец; 21 — болты крепления коробки контактных колец; 22 — узел контактных колец; 23 — щетка; 24 — щеткодержатель; 25 — колпак; 26 — выводы обмотки ротора; 27 — коробка выводов ротора

С точки зрения ремонта низковольтные электрические машины можно конструктивно разделить на два типа. Первый тип машин имеет сердечник, запрессованный в корпус и обмотку из круглого провода (рис. 13-4), а торой тип имеет сердечник, набранный в корпус и обмотку из прямоугольного провода (рис. 20-3). Эти особенности необходимо учитывать при разборке и дефектации.

При разборке электрических машин также необходимо извлечь обмотку из пазов. Обмочу низковольтных машин мощностью до 60—80 кВт изготовляют 1з круглого провода и укладывают в полузакрытый паз. Диаметр используемых проводов от 0,27 до 1,8 мм. Число витков ТОНР>ГО провода достигает более сотни в пазу. При диаметре провода 0„ мм и выше число витков в пазу несколько десятков. На некоторых крупных электроремонтных предприятиях с высокой культурой производства круглый провод диаметром выше 1,0 мм извлекают н паза и восстанавливают. На подавляющем большинстве электроремонтных предприятий и во всех ремонтных цехах круглый провод извлекают из статора следующим образом.

Лобовую часть обмотки со стороны схемы срезают на токарных станках, а оставшуюся (обмотку вытаскивают с другой стороны, предварительно обуглив изоляцию в печах или размягчив ее в растворах каустика (или слюды) или размягчив лак в высокочастотных установках.

(«3») Изоляцию обугливают в печах при температуре 300—350 °С. При более низкой температуре изоляция не обугливается, а при более высокой нарушается межлистовая изоляция сердечника и возможны изменения магнитных свойств электротехнической стали в сторону ухудшения. Этой операции можно подвергать статоры электродвигателей серии А и А2 с чугунными корпусами. У статоров электродвигателей серии 4А с чугунным корпусом и сердечником, запрессованным с натягом, но без фиксирующего штифта, возможно ослабление посадки и сдвиг сердечника, а у статора с алюминиевым корпусом кроме этого возможны потери основных посадочных размеров. Статоры в печах всегда следует располагать горизонтально. Обмотку извлекают из пазов неостывшего статора.

Для размягчения изоляции статоры помещают в ванну с горячим 5—8%-ным раствором каустика или соды и выдерживают при температуре 80—90 °С в течение 6—8 ч в зависимости от габаритов и конструкции статора, после чего их промывают в горячей воде. При выдержке в каустике замечены случаи нарушения межлистовой изоляции сердечника. Поэтом>’ на заводах стараются пользоваться раствором соды, хотя время выдержки при этом увеличивается.

Обмотку извлекают вручную крючками из стальной проволоки или механизмом с электро — ‘или пневмоприводом.

После извлечения обмотки от лобовой части отрезают кусок катушки и прикрепляют его к статору. По этой части обмотки при необходимости определяют число проводов в катушке и диаметр провода. Обмотку низковольтных машин мощностью отдо кВт изготовляют из прямоутольного провода и укладывают в полуоткрытые пазы. Число проводников в пазу не более 20-30. Такую обмотку извлекают из пазов следующих! образом., Статор разогревают (изоляция при этом обугливается), ножом или зубилом удаляют бандажи, скрепляющие катушки между собой и с бандажным кольцом, выбивают клинья 1 (рис. 6-3). Обмотка, как правило, двухслойная. Сначала достают из паза стороны катушек, лежащих вверху. Катушка состоит из двух полукатушек и поэтому вытаскивают сначала прокладку под клин 2, полукатушку 3, а затем полукатушку 4. Извлеченные стороны катушек оставляют в расточке сердечника и только после того как достанут из паза столько верхних сторон катушек, сколько пазов в шаге обмотки, можно будет достать верхнюю и нижнюю сторону катушки и вытащить ее из сердечника. Нижнюю сторону катушки извлекают из паза также в два приема: сначала прокладку между катушками 5, одну полукатушку б, а затем вторую 7. После этого пазы зачищают от корпусной изоляции 8, прокладки 9 и поправляют сердечник.

Обмотку высоковольтных машин мощностью свыше 300— 400 кВт изготовляют из прямоугольного провода и наносят высоковольтную корпусную изоляцию непосредственно на катушку. Та-, кую катушку можно уложить только в открытый паз (рис. 6-4).

Изоляция может быть термореактивная или термопластичная. Обмотки с термореактивной изоляцией имеют низкую ремонтопригодность и их ремонт может осуществляться только специализированными ремонтными предприятиями. Термореактивная изоляция на основе эпоксидных смол не размягчается при нагревании; катушки нельзя извлечь из пазов; при попытке незначительно деформировать катушку изоляция ломается. Термопластическая изоляция на основе масляно-битумных лаков при нагревании размягчается; катушки можно извлечь из паза; в нагретом состоянии катушку можно незначительно деформировать, не нарушая целостности изоляции. Электродвигатели с термопластичной изоляцией в настоящее время промышленностью почти не выпускаются, однако в эксплуатации имеется большое количество двигателей с такой изоляцией.

Извлечение обмотки с термопластической изоляцией производят в следующем порядке. Сначала ножом, зубилом или ножницами удаляют бандажи, скрепляющие катушки между собой и с бандажным кольцом. Затем выбивают клинья 1, разогревают обмотку. Доя этого несколько катушек соединяют последовательно между собой и пропускают по ним постоянный ток. Для этих целей можно использовать сварочные генераторы постоянного тока. Сила тока не должна превышать 0,3—0,4 от номинатьного тока. Температура нагрева должна быть не более 100—ПО °С. Форсировать нагрев во избежание вспухания изоляции катушек не следует. Нагрев продолжается 15—30 мин. Нагретые катушки достают из пазов, используя различные приспособления. После этого снимают прокладку под клином 2, достают катушку 3 и снимают прокладку 4. Нижнюю сторону 5 и прокладку 6 вытаскивают после того, как поднимут из паза столько верхних сторон, сколько пазов в шаге. При этом стараются, чтобы катушка как можно меньше потеряла свою форму и не повредилась изоляция.

Рис. 6-3. Полуоткрытый паз статора низковольтной электрической машины с обмоткой из рямоугольного провода

Рис. 6-4. Открытый паз статора высоковольтной электрической машины с обмоткой из прямоугольного провода

Дефектацшо производят в процессе разборки машины и начинают с внешнего осмотра. Определяют наличие всех деталей; целостность лап, ребер охлаждения, коробки выводов и т. п. Затем проводят измерения биения вала, если это позволяет качество подшипников. Снимая с двигателя детали, определяют их пригодность для сборки. Снимая подшипниковый щит, определяют плотность его посадки на корпус и на наружную обойму подшипника. Осматривают его посадочные места, на которых не должно быть забоин, вмятин; поверхность должна быть чистой. На наружную поверхность подшипника щит должен надеваться туго. В машинах, имеющих щит и корпус из алюминия, после нескольких сборок может ослабнуть посадка подшипникового щита. Сняв подшипники с вала, осматривают шейки вала, которые должны иметь ровную поверхность и не быть изношенными. Вал не должен иметь искривлений, вмятин и забоев выводного конца. Отворачивая болты, определяют их качество и качество резьбовых отверстий, куда их заворачивают.

Затем проводят осмотр обмотки ротора. Короткозамкнутая алюминиевая обмотка не должна иметь следов расплавления, раковин; все лопатки должны быть целыми. Короткозамкнутая сварная обмотка не должна иметь обрыва стержней (рис. 6-5, а), смещений в осевом направлении (рис. 6-5, б), прогибов, выступающих из активной части (рис. 6-5, в), изгибов концов стержней в направлении вращения ротора (рис. 6-5, г), волнообразного изгиба, расположенного на ребре короткозамыкающего кольца (рис. 6-5, д), цветов побежатости на короткозамыкающих кольцах. После изктечения обмотки статора проводят дефектацию сердечника. Основные неисправности сердечников: ослабление прессовки, веер зубцов, оплавление отдельных участков, нарушение изоляции между листами, погнутость отдельных зубцов, ослабление посадки сердечника в корпус. Плотность прессовки определяют контрольным ножом, который вдвигают между — листами сердечни ка. Плотность прессовки следует считать удокчетворительной, если при сильном нажатии на рукоятку ножа лезвие входит в сердечник не более чем на 2—3 мм. Остальные дефекты определяют, как правило, визуально. Результаты дефектации записывают в ведомость, по которой разрабатывается технология ремонта.

Рис. 6-5. Возможные повреждения короткозамкнугой сварной обмотки ротора

7 Механический ремонт деталей и узлов

У валов электрических машин возможны следующие дефекты: повреждение выходного конца вала; износ шеек под подшипники; искривление оси; ослабление посадки сердечника; выработка шпоночных канавок. Износ посадочных поверхностей и задиры происходят при съеме напрессованных на вал деталей; из-за ослаблении посадки в период эксплуатации, а также усилий, возникающих и процессе работы и износа подшипников. При небольшом количестве задиров и забоин выступающие места сошлифовывают. Если дефекты превышают 20 % посадочной поверхности, то вал ремонтируют, наплавляя металл электросваркой или методом металлизации.

При наплавлении электросваркой для уменьшения коробления пала наплавляемые валики располагают параллельно оси, и каждый последующий валик накладывают диаметрально противоположно предыдущему. Места, имеющие уступы, стачивают на конус для уменьшения возможных термических напряжений (рис. 7-1, а). После наварки вал обрабатывают на токарном станке и шлифуют. При обработке вала необходимо обеспечить соосность поверхности выходного конца вала, шеек под посадку подшипников и поверхности под посадку сердечника, а если наплавка производится с сердечником, то необходимо обеспечить соосность с наружной поверхностью сердечника.

Способы контроля состояния контактных соединений в процессе эксплуатации электрических сетей

Создано 29.11.2012 16:50

Шинопровод — это токоведущие элементы, расположенные в металлической оболочке, служащие для соединения главных цепей составных частей в соответствии со схемой соединения и конструктивным исполнением РУ (ГОСТ 14695—80).

Контактное соединение — это контакт электрической цепи, предназначенный только для проведения электрического тока и не предназначенный для коммутации электрической цепи при заданном действии устройства (ГОСТ 14312—79).

В РУ из экономических соображений применяются в основном шины из алюминия и его сплавов. Медные шины находят применение, как правило, в установках с большими токами и в специальных установках.

Шины различаются по форме поперечного сечения: прямоугольные (плоские полосы), трубчатые (квадратного и круглого сечения), а также шины корытного профиля, которые по своим свойствам близки к трубчатым шинам.

В РУ наружной установки 35 кВ и выше применяются шины из гибких многопроволочных проводов. При токах более 1000 А применяют пучки из двух, трех и большего числа проводов на фазу. В ряде случаев шины выполняют трубами из алюминия.

Площадь поперечного сечения шин выбирают по значению рабочего тока и току КЗ. При КЗ температура нагрева алюминиевых шин не должна превышать 200 °C.

Контактные соединения шин, электрических аппаратов и кабелей являются их неотъемлемыми частями. Причинами многих аварий на ПС были неудовлетворительные состояния контактных соединений, в том числе и на шинах, а также подвижных частей и гибких связей разъединителей, в частности из-за неплотного касания, загрязнения и окисления контактных поверхностей.

В местах плохого контакта вследствие повышенного активного сопротивления выделяется большое количество теплоты с последующим перегревом и расплавлением металла соприкасающихся поверхностей. Поэтому контакты и их поверхности требуют постоянного наблюдения и ухода.

При осмотре и проверке шинопроводов тщательно проверяют контактные соединения, крепления опорных и проходных изоляторов.

Шины прямоугольного сечения соединяют внахлестку двумя болтами при ширине шин до 60 мм и четырьмя болтами — при ширине шин 80 мм и более. Длина участка болтового соединения должна составлять не менее двойной ширины соединяемых шин.

Ремонт контактных соединений сводится к очистке поверхностей бензином, ацетоном или уайтспиритом от смазки и грязи, удалению ржавчины со стальных и оксидной пленки с алюминиевых шин. Болты затягивают до отказа, но так, чтобы под ними не сминался материал шин и не повреждалась резьба болтов. Сильно затянутое болтами соединение алюминиевых контактов с течением времени ослабевает, так как алюминий под воздействием большого давления вытесняется из зоны высокого давления и дает невосстанавливаемую усадку.

Контактное соединение считается удовлетворительным, если щуп размером 0,05×10 мм входит в межконтактное пространство (между шинами) не более чем на 5 мм.

Количество теплоты, выделяющееся в контактном соединении, пропорционально квадрату тока и значению переходного сопротивления. При длительном прохождении тока температура нагрева контактов не должна превышать значений, приведенных в табл. 6.1.

Контактные соединения выполняют таким образом, чтобы переходное сопротивление участка цепи, содержащей контакт, было меньше сопротивления участка целого провода той же длины. Благодаря этому температура нагрева контакта меньше температуры целого проводника. Отношение этих величин характеризует дефектность контакта.

Дефектность контактных соединений определяют падением напряжения на участке цепи, содержащем контактное соединение, при прохождении по контакту рабочего тока или измерением переходного сопротивления контакта.

Дефектность контактного соединения определяется следующими отношениями:

Если состояние контакта хорошее, то

Состояние контактных соединений коммутационных аппаратов оценивается абсолютными значениями их сопротивлений, которые не должны превышать допустимых (нормируемых) значений.

По своему назначению контакты разделяются на неразъемные, разъемные и подвижные.

По исполнению контакты бывают болтовыми, сварными, прессуемыми, обжимными, переходными (с алюминия на медь).

Более надежными в эксплуатации по сравнению с болтовыми справедливо считаются сварные, прессуемые и обжимные контакты.

Контактные пары из алюминия имеют тот недостаток, что уже при обработке контактные поверхности окисляются, и получить надежный контакт без удаления оксидной пленки невозможно. С целью повышения качества и свойств алюминиевых контактных соединений осуществляют их меднение, лужение, серебрение и т. д.

Для защиты контактов масляных и воздушных выключателей от повреждения дугой к ним припаивают тонкие металлические накладки, изготовленные из порошка тугоплавкого вольфрама и хорошо проводящих металлов (серебра или меди).

На переходное сопротивление контактов значительное влияние оказывает чистота обработки их поверхностей и сжимающие силы. С увеличением нажатия чистота обработки сказывается меньше. Большие сжимающие силы обеспечивают более низкие переходные сопротивления. Чтобы не превысить критических значений сил, болты зажимов затягивают ключом с регулируемым моментом.

Измерение температуры и контроль нагрева контактных соединений обязательны при прохождении максимальных токов нагрузки.

Измерение температуры нагрева контакта производится переносным электротермометром или при помощи термосвеч.

Переносной электротермометр предназначен для измерений на токоведущих частях напряжением до 10 кВ и представляет собой компактный неравномерный мост, в одно плечо которого включен медный термометр сопротивления, а в диагональ — микроамперметр. Для питания моста применяется батарейка. При измерении головку датчика температуры прибора прижимают к контакту и через 20–30 с считывают значение температуры со шкалы прибора. Электротермометр имеет погрешность 2,5 % в обе стороны.

При помощи термосвеч определяется степень нагрева контактов. Комплект состоит из пяти свечей с температурами плавления 50, 80, 100, 130 и 160 °C.

Закрепленной на изоляционной штанге специальным держателем свечой касаются отдельных частей контакта. При температуре нагрева этой части, близкой к температуре плавления материала свечи, конец ее плавится. Расплавляемые свечи применяют поочередно в порядке возрастания их температур плавления.

Нагрев контактных соединений контролируют при помощи термопленочных указателей многократного действия в ЗРУ и термоуказателей однократного действия с легкоплавким припоем — на ОРУ.

Термопленочные указатели в виде узких полосок наклеивают на металлические части контактных соединений. В интервале температур 70-100 °C термопленка изменяет свой цвет с красного на черный. При охлаждении контакта черный цвет вновь становится красным. Если контакт нагревается до температуры более 120 °C и его температура удерживается на этом уровне в течение 1–2 ч, термопленка приобретает грязновато-желтую окраску и после охлаждения контакта уже не восстанавливает своего первоначального красного цвета. По изменению цвета пленки судят о степени нагрева контактов.

Указатели нагрева с легкоплавким припоем применяют в местах, не доступных для контроля нагрева контактов при помощи термопленок. Два конца медной проволоки соединяют припоем с различным содержанием олова, свинца и висмута. Температура плавления таких припоев может быть получена от 95 до 160 °C. Один конец спаянной проволоки закрепляют непосредственно на контактном зажиме, а другой, загнутый в колечко, служит указателем.

При нагреве контакта, а вместе с ним и указателя до температуры, превышающей температуру плавления припоя, указатель отпадает, что свидетельствует о недопустимом нагреве контакта.

Для выявления перегрева контактов используются тепловизоры и инфракрасные радиометры.

Радиометр представляет собой прибор, фокусирующий тепловое излучение на чувствительный элемент, передающий соответствующий выходной сигнал на стрелочный индикатор. Наводка объектива радиометра на контактное соединение производится через оптический окуляр. При измерении прибор устанавливается на расстоянии 2-20 м от токопроводящей части.

С помощью радиометров выявляют неисправные контактные соединения разъединителей, токопроводов, наконечников кабелей, выводов силовых трансформаторов и другого оборудования.

Нов-электро

Профессиональный сайт для энергетиков

Обход и осмотр электроустановок и электрооборудования производственного цеха

Инструкция по обходу и осмотру электроустановок производственного цеха представляет собой перечень мероприятий, которые должен выполнять оперативный персонал, обслуживающий электроустановки цеха или производства. В данном случае, представлена инструкция, разработанная под конкретный цех с соответствующими типами электрооборудования.

1. Общие положения

1.1. Периодическому осмотру и проверкам в цехе подлежат следующие электроустановки:

– КНТП (КТП) (комплектные низковольтные трансформаторные подстанции);

– ЭРП (электрораспределительные пункты);

– электрооборудование во взрывоопасных зонах;

1.2. Периодический осмотр и проверку производит находящийся на смене электромонтер по обслуживанию электрооборудования цеха (далее – дежурный электромонтер).

2. Осмотр электрооборудования и помещения КНТП (КТП)

2.1. Осмотр помещения КНТП (КТП) производится дежурным электромонтером не реже 2-х раз в смену: перед приемом смены и перед сдачей смены очередному дежурному электромонтеру. Осмотр силовых трансформаторов производится дежурным электромонтером 1 раз в смену.

Внеочередной осмотр производится после перебоев в электроснабжении (падение напряжения, обесточивание одного из вводов, неблагоприятных погодных воздействий и т.д.).

2.2. Осмотр помещения КНТП (КТП).
При осмотре дежурный электромонтер проверяет:

– Чистоту помещений, состояние перекрытий, отсутствие течей через стены и перекрытия, отсутствие попадания атмосферных осадков;

– Наличие замков на воротах и дверях, наличие сеток на воротах и вентиляционных проемах, исключающих попадание в КНТП (КТП) птиц и животных;

– Производит уборку помещений мокрым или вакуумным способом не реже 1 раза в 10 дней (дежурный электромонтер, за которым закреплена данная электроустановка);

– Наличие несгораемых щитов, закрывающих кабельные каналы. Чистоту кабельных каналов, исправность систем отвода воды из каналов, где они предусмотрены. При отсутствии дренажей, вода из каналов должна откачиваться насосами;

– Наличие первичных средств пожаротушения (ящик с песком, совок, огнетушитель типа ОУ, опломбированный, с биркой, подтверждающей срок годности);

– Наличие однолинейной схемы электрических соединений подстанции, утвержденной главным энергетиком ОАО, наличие защитных средств, в соответствии с перечнем, находящимся на месте хранения защитных средств (защитные средства должны быть испытаны и иметь штамп, удостоверяющий срок их годности).

2.3. Осмотр масляных трансформаторов.

При осмотре обращается внимание на:

– Показание термосигнализаторов и соответствие у них установки желтой и красной стрелки заданному температурному режиму (или показания термометра), температура верхних слоев масла не должна быть выше 95° С;

– Отсутствие течи масла;

– Состояние и исправность сети защитного заземления;

– Соответствие уровня масла в маслоуказателе температуре окружающей среды;

– Нормальный гул трансформатора (звук работающего трансформатора должен быть равномерным, без толчков и потрескивания);

– Целостность стекла диафрагмы реле давления, – работу термосифонного фильтра (низ корпуса фильтра должен иметь температуру ниже верхней его части);

– Состояние маслоприемника трансформатора (чистоту гравийной засыпки, отсутствие в маслоприемнике воды, при наличии воды производит ее откачку);

– Наличие оперативного наименования трансформатора.

2.4. Осмотр сухих трансформаторов TYPE-AN.

При осмотре обращается внимание на:

– Показание реле контроля температуры (при номинальной нагрузке трансформатора температура обмоток должна быть не выше 90° С);

– Состояние и исправность сети защитного заземления;

– Нормальный гул трансформатора (звук работающего трансформатора должен быть равномерным, без толчков и потрескивания);

– Наличие оперативного наименования трансформатора.

2.5. Осмотр распределительного устройства КНТП (КТП).

2.5.1. Осмотр распределительного устройства производится дежурным электромонтером два раза в смену: перед приемом смены и перед сдачей смены.

2.5.2. При осмотре шкафов распределительного устройства КНТП (КТП) дежурный электромонтер проверяет:

– Положение секционного автомата (при нормальной схеме автомат должен быть отключен, ключ избирателя управления АВР в положении, указывающем на рабочее состояние схемы АВР (например «автоматическое»);

– Готовность схемы АВР: должна гореть сигнальная лампа, указывающая на готовность схемы АВР к работе (например «контроль АВР»);

– Состояние указательных реле «короткое замыкание», «давление», «температура» при наличии их на шкафах вводных автоматов. Блинкеры указательных реле должны быть подняты;

– Рабочее положение автоматических выключателей цепей управления и сигнализации. Автоматы должны быть включены;
– Положение вводных автоматических выключателей и выключателей отходящих фидеров;- Работу контрольно-измерительных и регистрирующих приборов. На контрольно-измерительных приборах должен иметься штамп с датой поверки прибора;

– Работу сигнальных ламп и наличие колпачков на лампах.

2.5.3. Проверка нагрева контактных соединений в КНТП (КТП) производится 2 раза в год в ноябре, июне дежурным электромонтером в дневную смену. Дежурный электромонтер проверяет наличие на контактных соединениях кусочков стеорина (парафина) и их состояние.

3. Осмотр электрооборудования и помещения ЭРП

3.1. Осмотр электрооборудования и помещения ЭРП производится не реже 1-го раза в сутки дежурным электромонтером в дневную смену.

3.2. Осмотр помещения ЭРП.

Осмотр помещения производится аналогично осмотру помещения КНТП (КТП).

3.3. Осмотр распределительных устройств.

При осмотре щитов и шкафов распределительных устройств дежурный электромонтер проверяет:

– Внешнее состояние пусковой и защитной аппаратуры, аппаратура должна быть чистой, не иметь внешних повреждений. Все отключенные от аппаратуры провода
должны быть заизолированы;

– Наличие обозначений позиций электрооборудования;

– Работу магнитных пускателей (контакторов). Звук работающего пускателя (контактора) должен быть равномерным, не резким;

– Работу контрольно-измерительных приборов. На контрольно-измерительных приборах должен иметься штамп с датой поверки прибора;

– Положение вводных и секционных аппаратов;

– Положение ключей снятия блокировок, блокировки должны быть включены,

– Состояние изоляторов и сборных шин (изоляторы и сборные шины должны быть чистыми);

– Состояние контактных соединений. Внешняя изоляция кабелей и проводов в месте контакта не должна иметь следов подтирания;

– Наличие на всех ключах, кнопках и рукоятках управления надписей, указывающих операцию «включить», «отключить» и т.д.

4. Периодичность поверки контрольно-измерительных приборов

Установлена следующая периодичность поверки контрольно-измерительных приборов:

– Амперметры и вольтметры в КНТП (КТП) – 1 раз в 5 лет;

– Счетчики электроэнергии в КНТП (КТП) – 1 раз в 10 лет;

– Панельные мультиметры РМ500 – 1 раз в 5 лет;

– Панельные мультиметры UMG96 – 1 раз в год;

– Термосигнализаторы манометрические – 1 раз в год;

– Мановакуумметры – 1 раз в год.

5. Осмотр электродвигателей

5.1. Осмотр электродвигателей производится 1 раз в смену дежурным электромонтером.

5.2. При осмотре дежурный электромонтер проверяет:

– Внешнее состояние электродвигателя (на электродвигатель не должны попадать вода, пар, продукт; корпус электродвигателя должен быть чистым);

– Наличие обозначения позиции электродвигателя, стрелки, указывающей направление вращения, наличие защитного кожуха на муфте, отсутствие трения между вентилятором и защитным кожухом, отсутствие трения между соединительной муфтой и ее защитным кожухом;

– Наличие и состояние заземляющих проводников корпуса электродвигателя и кабеля;

– Исправность кнопки управления, наличие указывающей позицию надписи на кнопке;

– Состояние кабеля на электродвигателе и кнопке (металлорукав на кабеле должен быть исправен и заземлен);

– Уплотнение кабеля на вводе кабеля в электродвигатель и кнопку (проверяется подергиванием кабеля);

– Температуру корпуса электродвигателя, подшипников (нагрев не должен превышать 90° С);

– Отсутствие превышающей допустимые нормы вибрации электродвигателя;

– На тех электродвигателях, где имеются амперметры, проверяется нагрузка, отсутствие посторонних шумов и постукиваний;

– Наличие всех крепежных деталей на корпусе электродвигателя и крепление электродвигателя к фундаменту, состояние фундамента.

6. Осмотр конденсаторных установок

6.1. Осмотр конденсаторных установок производится 1 раз в сутки дежурным электромонтером в дневную смену.

6.2. При осмотре дежурный электромонтер проверяет:

– Внешнее состояние конденсаторной установки, отсутствие грязи, пыли, сырости;

– Рабочее состояние конденсаторной установки (конденсаторная установка должна быть постоянно включена);

– Работу светосигнальной арматуры;

– Исправность ограждений и запирающих устройств, отсутствие посторонних предметов,

– Значение напряжения, тока, равномерность нагрузки по фазам;

– Техническое состояние аппаратов, оборудования, контактных соединений, целость и степень загрязнения изоляции;

– Отсутствие капельной течи пропитывающей жидкости и недопустимого вздутия стенок корпусов конденсаторов.

7. Осмотр заземляющих устройств, устройств защиты от статического электричества и вторичных проявлений молнии

7.1. Осмотр заземляющих устройств, устройств защиты от статического электричества и вторичных проявлений молнии производится не реже 1-го раза в месяц каждым дежурным электромонтером на закрепленных за ним территориях.

7.2. При осмотре дежурный электромонтер проверяет:

– Наличие надписей точек выводов заземлителей;

– Исправность и надежность креплений контуров заземления, защиту от коррозии;

– Наличие и исправность заземляющих проводников на электрооборудовании и кабелях, надежность их контактных соединений;

– Наличие и исправность заземляющих проводников через матерчатую вставку на воздуховодах вентиляционных систем;

– Наличие и исправность заземляющих проводников на трубопроводах в местах входа их в здание и выхода из задания.

8. Осмотр и проверка сетей освещения

8.1. Осмотр и проверка сети освещения производится дежурным электромонтером в следующие сроки:

– Проверка действия автомата аварийного освещения – не реже 1 раза в месяц в дневную смену;

– Проверка исправности аварийного освещения при отключении рабочего освещения производится 2 раза в год в октябре и апреле месяце.

8.2. При осмотре состояния сетей освещения каждый дежурный электромонтер проверяет на закрепленной территории:

– Рабочее состояние светильника (лампы), наличие всех комплектующих, чистоту рассеивателя;

– Наличие и исправность выключателей, розеток, наличие в производственных помещениях надписей, указывающих напряжение розеток;

– Крепление проводов и кабелей сети освещения;

– Отсутствие открытых распределительных коробок.

8.3. Испытание изоляции стационарных трансформаторов 12-42 В производится 1 раз в год, переносных трансформаторов и светильников 12-42 В – 2 раза в год.

Испытание производит назначенное распоряжением по цеху лицо, ответственное за проведение периодических проверок и поддержание исправного состояния переносных и передвижных электроприемников и вспомогательного оборудования к ним.

9. Осмотр сварочных установок

9.1. Осмотр сварочных установок производится один раз в дневную смену дежурным электромонтером.

9.2. При осмотре проверяется:

– Наличие и исправность пусковой аппаратуры и измерительных приборов;

– Наличие и исправность заземления корпуса сварочной установки;

– Чистоту и исправность силового кабеля (силовой кабель по возможности должен быть подвешен);

– Состояние изоляции сварочных проводов и отсутствие скруток;

9.3. Измерение сопротивления изоляции производится не реже 1 раза в 6 месяцев при перестановке сварочного оборудования и после длительного (1 месяц) перерыва в их работе.

10. Осмотр кабельных линий

10.1. Осмотр трасс кабельных линий, проложенных в земле, производится 1 раз в 3 месяца, трасс кабеля, проложенного на эстакадах и по стенам зданий не реже 1 раза в 6 месяцев дежурным электромонтером.

10.2. При осмотре проверяется:

– Состояние трасс, кабельных конструкций (лотков, коробов, полок, несущих тросов);

– Наличие защиты небронированных кабелей от механических повреждений и ее заземления;

– Состояние брони кабеля;

– Наличие заземлений брони кабеля;

– Наличие бирок на кабеле и соответствующих надписей на бирках.

11. Осмотр линий электрообогрева трубопроводов и аппаратов.

11.1. Осмотр линий электрообогрева трубопроводов и аппаратов производится дежурным электромонтером 1 раз в 3 месяца в дневную смену.

11.2. При осмотре производится:

– Проверка наличия предупредительных табличек электрообогрева (должны быть размещены в хорошо видимых местах на трубопроводах попеременно с обеих сторон через каждые 3 м);

– Проверка целостности и отсутствия механических повреждений соединительных коробок;

– Проверка отсутствия нарушений теплоизоляции обогреваемых трубопроводов;

– Проверка силовых питающих кабелей в соответствии с п.п. 10.2. настоящей инструкции;

11.3. Измерение сопротивления изоляции линий электрообогрева производится в соответствии с принятой системой технического обслуживания не реже 1 раза в год, а также после каждого ремонта обогреваемых трубопроводов и аппаратов.

11.4. Измерение сопротивления изоляции греющего кабеля производится поочередно на трех уровнях напряжения мегаомметра (500, 1000 и 2500 В) в течение 1 мин. на каждом уровне. При этом термостаты, находящиеся в цепи электрообогрева должны быть отключены. Измеренные значения сопротивления изоляции должны быть не менее 10 Мом.

12. Осмотр электрооборудования во взрывоопасных зонах

Осмотр электрооборудования во взрывоопасных зонах производится в соответствии с «Инструкцией по эксплуатации электрооборудования во взрывоопасных зонах цеха» №.

13. Осмотр источников бесперебойного питания – ИБП (UPS).

13.1. Осмотр источников бесперебойного питания производится дежурным электромонтером два раза в смену: перед приемом смены и перед сдачей смены.

13.2. При осмотре источников бесперебойного питания дежурный электромонтер проверяет:

– Внешнее состояние, ИБП должен быть чистым, не иметь внешних повреждений;

– Режим работы ИБП. ИБП должен работать по нормальной схеме питания потребителей, т.е. режим стабилизации и подзарядки аккумуляторных батарей. Питание потребителей ИБП от аккумуляторных батарей или через байпас является ненормальной схемой питания;

– Наличие и содержание на ЖК дисплее ИБП информации об ошибках;

– Наличие и исправность заземления корпуса ИБП;

  1. Все осмотры производятся без отключения электрооборудования.
  2. Все выявленные в ходе осмотров замечания записываются в оперативный журнал и журнал осмотров и дефектов электрооборудования.

Перечислите этапы технического обслуживания внутрицеховых электрических сетей. Охарактеризуйте работы по осмотру и проверкам внутрицеховых электрических сетей

Под внутрицеховыми электрическими сетями понимают провода и кабели, находящиеся внутри производственных помещений с относящимися к ним креплениями, поддерживающими и защитными конструкциями, а также установочной арматурой (выключатели, розетки и т.п.).

Эксплуатация внутрицеховых электрических сетей включает техническое обслуживание, текущий и капитальный ремонт.

Техническое обслуживание включает:

· осмотр и очистку проводки от пыли и грязи;

· проверку сопротивлений изоляции;

· проверку электрических соединений;

  • проверку состояние крепления проводок.

При проведении текущего ремонта силовых и осветительных электропроводок выполняет

· все операции технического обслуживания

· замена участков с обрывом токоведущих жил и повреждениями изоляции.

При этом от заменяемого участка электропроводки отъединяет все токоприёмники (электродвигателя, светильника, выключателя, розетки и др.); проводку освобождают от креплений и удаляет; проводят ревизию креплений (роликов, изоляторов, скоб и т.п.) с целью повторного использования. Поврежденные крепления заменяет. Провода и кабели, выбранные для замены вышедшей из строя электропроводки, должны соответствовать условиям окружающей среды и назначению. При выборе проводов также должны учитываться требования электробезопасности и пожарной безопасности.

Техническое обслуживание внутрицеховых сетей

Операции Указания по выполнению операций
1.Осмотр и очистка проводки Определить общее техническое состояние проводки (убедиться в отсутствии обрывов, увеличению провеса проводов, проверить состояние крепления и т.д.) Волосяной щёткой очистить от пыли и грязи провода и кабели, наружные поверхности труб с электропроводкой, а так же осветительные коробки. В сырых и особо сырых помещениях очищать влажным обтирочным материалов.
2.Проверка заземления Убедиться в наличии заземляющего проводника и проверить его соединения с ЭО (несущим тросом или струной, металлическими коробками, лотками, коробами, металлическими оболочками кабелей и трубами). Проверить соединение заземляющего проводника с заземляющей конструкцией. Разъёмные соединения необходимо разобрать, зачистить до металлического блеска и вновь собрать. Поврежденные неразъёмные соединения приварить и смазать техническими вазелином.
3.Проверка сопротивления изоляции Мегомметром на 1000 В измерить сопротивление изоляции между токоведущими проводниками, проводниками и заземлёнными элементами конструкций проводки. Сопротивление изоляции при температуре 293 К (20 С) должно быть не менее 0,5 Мом. При значениях сопротивления изоляции менее 0,5 Мом участки проводки с низким сопротивлением подлежат замене.
4.Проверка состояния изоляции Осмотреть изоляцию проводов и кабелей. Участки проводов и кабелей, имеющие повреждения или трещины в изоляции, необходимо обмотать хлопчатобумажной изоляционной лентой. В сырых и особо сырых помещениях для ремонта изоляции применяются полихлорвиниловую изоляционную ленту ПВХ.
5.Проверка изоляторов и роликов Осмотреть изоляторы и ролики. Надколотые изоляторы и ролики заменить. Пошатыванием проверить крепление изоляторов и роликов. Слабо установленный изолятор необходимо снять, предварительно раскрепив провод. Подмотать на крюк(штырь) паклю, пропитанную суриком, затем навернуть изолятор и закрепить на нём провод. Слабо установленный ролик закрепить, завернув винт (шуруп) отверткой.
6.Проверка состояния крепления проводки Осмотреть анкерные устройства концевого крепления тросовой проводки к строительным элементам здания, натяжные устройства и трос. Коррозия металлических частей крепления троса, оголённых участков троса, а также срыв резьбы натяжного устройства не допускаются. Участки, покрытые коррозией, необходимо зачистить стальной щёткой или шлифовальной шкуркой и покрыть эмалью. Защищённые поверхности можно смазать техническим вазелином. Натяжные устройства с сорванной резьбой необходимо заменить. Пошатыванием проверить надёжность крепления труб с электропроводкой, лотков, коробов, а также приспособлений, защищающих кабели от механических повреждений. Ослабленные крепления подтянуть, или заменить.
7.Проверка натяжения проводки Проверить стрелу провеса проводок. Для тросовых проводок стрела провеса при пролёте 6 м должны быть не более 100…150 мм, а при пролёте 12-200…250 мм. При необходимости перетянуть участки проводки с большой стрелой провеса. Стальные троса натягивать до возможно минимальной стрелы провеса, но не более 0,75 разрывного усилия, допускаемого для данного сечения троса.
8.Проверка ответвельных коробок Открыть ответвительные коробки. Проверить состояние уплотнений в крышке и на вводах в коробку. Уплотнения, потерявшие упругость и не обеспечивающие герметичность, заменить. Ослабленные уплотнения на вводах подтянуть.
9.Проверка электрических соединений Осмотреть клеммы и сжимы ответвительных коробок. Ослабленные соединения подтянуть. Соединения, имеющие следы окисления, обгорания или оплавления, разобрать, зачистить, смазать техническим вазелином и собрать. Винты и гайки с сорванной резьбой заменить. Осмотреть соединения, выполненные методом скрутки, сварки, пайки, опрессовки. В соединениях, имеющих обгорелый или повреждённый слой изоляции, снять изоляцию, устранить причину нарушения контакта и вновь обмотать изоляционной лентой. В сырых и особо сырых помещениях соединения изолировать полихлорвиниловым лаком с последующей намоткой трех — четырех слоёв полихлорвиниловой липкой изоляционной ленты.
10.Проверка состояния выключателей и розеток Проверить контактные группы выключателей и розеток. При наличии оплавлении, подгорания отрегулировать соединение путём изгибания, предварительно очистив их от копоти и подгара. Проверить состояние подходящих проводов или жил кабелей. При обнаружении оплавленной изоляции или перегрева жил соединения необходимо разобрать, устранить нагары, оплавления, окислы механическим путём или нанесениям защитной плёнки оловяно-свинцовым припоем, отрегулировать надёжность соединения путём очистки и смазки техническим вазелином винтовых и болтовых соединений.

Проверка и испытание проводок после текущего ремонта.По завершению ремонтных работ необходимо провести проверку и испытание проводки.

При испытаниях перед вводом в эксплуатацию проверяют:

· надёжность крепления деталей электропроводки к строительным частям зданий;

· Надёжность соединения труб (трубной проводки) между собой; а так же присоединение их к коробкам;

· Наличие на концах труб изолированных втулок и оконцевателей;

· Правильность подсоединения проводов к токоприёмникам, надёжность выполнения соединений и оконцевание;

· Наличие цепи заземления и сопротивление изоляции цепей;

Сопротивление изоляции силовых и осветительных электропроводок измеряют мегомметром на напряжении 1 000 В. Оно должно быть не менее 0,5 Мом. Если сопротивление изоляции окажется ниже нормы, то в этом случае необходимо провести испытания электрической прочности изоляции, пользуясь посторонним источником тока частотой 50 Гц при напряжении 1 000 В. Допускается для испытания электрической прочности применять мегомметр на напряжение 2 500 В. В соответствии с «Правила устройства электрических установок» и «Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей» все кабельные линии (новые после монтажа и находящиеся в эксплуатации) подвергаются профилактическим испытаниям.

Капитальный ремонт электропроводок выполняется аналогично текущему, но с заменой более 50 % электропроводки в помещении.

Периодичность эксплуатационных воздействий зависит от вида проводки и помещения и приведена в таблице 5.6

5.6 Периодичность технического обслуживания и ремонта внутрицеховых электропроводок, силовых сборок и осветительных щитков.

Электрооборудование Вид помещения Переодичность,мес
Техническое обслуживан ие Текущего Ремонта Капиталь ного ремонта
Электропроводка, выполненная кабелем в трубах, коробах, лотках по стенам, фермам и т.п. Электропроводка выполненная изолированными проводами в трубах, коробках лотках по стенам и фермам и т.п. Скрытая проводка сети освещения Силовые сборки и щитки освещения Сухие и влажные Пыльные и сырые Особо сырые и с химически активной средой Все виды помещений Сухие , влажные, пыльны и сырые. Особо сырые с химически активной средой 1,5 — —

Дата добавления: 2015-10-19 ; просмотров: 2025 | Нарушение авторских прав

Аудит электрооборудования подстанций

Рубрика: Технические науки

Дата публикации: 28.09.2015 2015-09-28

Статья просмотрена: 1442 раза

Библиографическое описание:

Васильева Т. Н., Урванцев В. В. Аудит электрооборудования подстанций // Молодой ученый. — 2015. — №19. — С. 226-232. — URL https://moluch.ru/archive/99/22250/ (дата обращения: 27.11.2020).

Предложена структурная схема и методика проведения аудита электрооборудования трансформаторной подстанции. Рассмотрены результаты аудита электрооборудования подстанций. Выявлены повреждения электрооборудования и даны рекомендации по их устранению с целью обеспечения безопасной его эксплуатации.

Ключевые слова: электрооборудование, трансформаторные подстанции, аудит, структурная схема, идентификация объекта, визуальное обследование, инструментальное обследование.

В электроэнергетике нормы качества электрической энергии устанавливаются стандартами. Основными показателями считаются надежность электроснабжения потребителей и показатели качества электрической энергии в пределах регламентируемых ГОСТом [1–12].

Определить причины отклонений показателей надежности электроснабжения и качества электрической энергии и от заданных параметров позволяет проведение аудита электрооборудования подстанций и анализ эффективности использования действующего электрооборудования на основе общей оценки его состояния и режимов эксплуатации.

Задачами аудита электрооборудования подстанций являются: изучение его технического состояния и определение мероприятий дополнительного диагностического контроля, ремонта, модернизации, реконструкции или его замены для обеспечения безаварийного и безопасного выполнения технологических функций.

С целью повышения надежности электроснабжения и качества электрической энергии нами разработана методика проведения аудита электрооборудования (рис.1).

Рис. 1. Структурная схема проведения аудита электрооборудования трансформаторной подстанции

Основными её составляющими являются мероприятия:

1. Предварительная идентификация объекта.

2. Проверка технической документации, предусмотренной нормативными документами.

3. Визуальное обследование.

4. Инструментальное обследование.

5. Проверка выполнения предписаний надзорных органов и мероприятий, намеченных по результатам расследования нарушений в работе объекта.

6. Анализ результатов энергетического аудита.

Для предварительной идентификации подстанции на неё оформляют идентификационную карту, в которой указывают название, инвентарный номер подстанции, место расположения, год ввода в эксплуатацию.

В карту вносят инвентаризационный номер каждого силового трансформатора, установленного на подстанции, его марку, номинальное напряжение в кВ, мощность в кВа, год ввода в эксплуатацию. Отмечают сведения о загрузке трансформаторов в режимный день. При этом указывают напряжение на стороне высшей и низшей обмоток в кВ, номинальные значения мощности (МВА) и тока (А), фактические значения потребляемых мощностей (МВА) и тока (А), коэффициент загрузки (%), а также загрузку в аварийном режиме (%).

Указывают тип распределительных устройств; закрытое или открытое, номер секции шин подстанции, значение напряжения, количество распределительных ячеек в секции шин.

Проверяют техническую документацию, регламентированную нормативными документами, наличие или отсутствие их. Изучают проектные материалы, паспорт объекта, акт приемки его в эксплуатацию и акты на скрытые работы. Проверяют документы об отступлениях от проекта и различных заменах конструкций и оборудования, протоколы плановых осмотров объекта в период эксплуатации, сведения об отказах и авариях за время эксплуатации объекта, протоколы (журналы) испытаний, документы предыдущих обследований объекта, план-графики капитального и текущего ремонта оборудования.

При наружном и внутреннем осмотре выявляют дефекты и повреждения, влияющие на техническое состояние оборудования. Осматривают изоляторы вводов ВН и НН силового трансформатора, его корпус, радиатор системы охлаждения, расширительный бак, распределительное устройство, разъединители, трансформаторы напряжения и тока, отделители напряжением 110 кВ, а также распределительные устройства, масляные выключатели, трансформаторы напряжения и тока, разъединители напряжением 10 кВ.

При аудите электрооборудования 10 подстанций одного из электросетевых предприятий Рязанской области визуальным обследованием были выявлены подтеки масла силового трансформатора (60 % исследованных трансформаторов) (рис. 2, а), а также линейного и секционного маслянных выключателей (70 % от исследуемого их количества) (рис. 2, б).

У 47 % стоек ОРУ 110 кВ и 35 кВ обнаружены отслоение бетона и оголенная арматура стойки разъединителя 110 кВ (рис. 3).

Рис. 2. Подтеки масла трансформатора Т1 (а) и секционного маслянного выключателя (б) трансформаторной подстанции ПС 110/10 кВ «О…»

Инструментальное обследование объекта предусматривало проведение тепловизионного обследования, измерение вибрационных показателей, измерение сопротивления заземляющих устройств и цепи между заземлителем и заземляемым элементом, испытание силовых трансформаторов, испытание масляных выключателей, сокращенный физико-химический анализ трансформаторного масла и тепловизионное обследование.

Рис. 3. Отслоение бетона, оголенная арматура стойки разъединителя 110 кВ

При испытаниях масляных выключателей их осматривают, испытывают повышенным напряжением, измеряют сопротивление постоянному току, проверяют скорость движения подвижных контактов, срабатывания привода при пониженном напряжении.

Проводят тепловизионный контроль участков с механическими контактами (выключателей, контактных групп, разъединителей, отделителей), трансформаторов, воздушных и масляных выключателей, ограничителей перенапряжения, маслонаполненных токовых трансформаторов, высокочастотных заградителей, трансформаторов напряжения, маслонаполненных вводов, силовых кабельных линий, делительных конденсаторов и конденсаторов связи, контактных соединений распределительных устройств, вентильных разрядников, подвесных фарфоровых изоляторов, воздушных линий электропередачи, [12–17].

Проведение тепловизионной диагностики предупреждает отказы оборудования, так как позволяет выявлять неисправности в стадии возникновения. Данные используют для составления плана ремонтно-профилактических работ, что повышает их эффективность и снижает затраты на устранение возможных отказов и аварии. С помощью тепловизора фиксируется разница температур возникающих при прохождения тока через оборудование (расчетной или проектной и измененной в результате повреждения оборудования).

Исследование температуры контактного соединения фазы «А» проходного изолятора ввода трансформатора напряжением 10 кВ ПС 110/10 кВ прибором testo 875–2i со стандартным объективом 32° было установлено её изменение в осенний период от 10,5 до 16,1 0 С, что свидетельствует о плохом контакте (рис. 4).

Рис. 4. Тепловизинное обследование ввода 10 кВ трансформатора № 1 ПС 110/10 кВ «О…»

В местах соединения шины с оборудованием выделяется тепла больше, чем в самом трансформаторе. Нагрев проходного изолятора вызывает интенсивную коррозию и приводит к повышению переходных сопротивлений. Нагрев контакта до высокой температуры и последующее охлаждение ослабляет его и дополнительно увеличивает сопротивление. Дальнейший перегрев приводит к отгоранию шины или к перегоранию проходного изолятора трансформатора и т. д.

Эффективным способом оценки некоторых аспектов технического состояния силовых маслонаполненных трансформаторов является вибрационное обследование. Метод позволяет проводить диагностическое обследование трансформатора в процессе его работы, определить качество взаимного крепления внутренних и внешних его элементов, целостность конструкции, и диагностировать состояние механизмов системы охлаждения, возможность проведения технической оценки качества опрессовки обмоток и магнитопровода трансформатора.

В наших исследованиях вибрационные датчики располагали по периметру трансформатора, в шести точках для каждого уровня напряжения: со стороны выводов высокого напряжения и со стороны выводов низкого напряжения. На стороне выводов низкого напряжения максимальное виброускорение трансформаторов подстанции ПС 110/10 кВ, изменялось от а = 0,017 до а = 0,685 м/с 2 , а со стороны выводов высокого напряжения — от а = 0,369 до а = 0,832 м/с 2 (рис 5, а и б) при различных частотах f колебаний.

Рис. 5. Данные виброускорения а по частотам f со стороны проходных изоляторов высокого (а) и низкого (б) напряжений трансформаторов подстанции ПС 110/10 кВ «О…»

Контроль состояния изоляции. Измерение сопротивления заземления. На всех исследуемых нами подстанциях значения измеренных сопротивлений заземляющих устройств соответствуют нормированной величине.

Руководствуясь действующей нормативно-технической документацией, ГОСТ, ПУЭ, ПТЭ и другими проводится испытание силовых трансформаторов. Объектом периодических испытаний является, в первую очередь, активная часть трансформатора и трансформаторное масло (для маслонаполненных трансформаторов).

Аналогично испытываются масляные выключатели: испытания повышенным напряжением, измерение сопротивления постоянному току, проверка скорости движения подвижных контактов, проверка срабатывания привода при пониженном напряжении, тепловизионный контроль, свойства трансформаторного масла.

Составляется протокол испытания силового трансформатора, масляного выключателя и другого оборудования. Полученные результаты анализируются и принимается решение по устранению выявленных дефектов.

В ходе аудита было установлено, что на исследуемых подстанциях выполняются предписания надзорных органов, а по результатам расследования нарушений в работе объекта проводятся соответствующие мероприятия.

При анализе надежности электроснабжения потребителей было выявлено, что на подстанции 110/10 кВ «О…» из-за отсутствия секционного масляного выключателя СМВ-110 кВ в транзите ВЛ — 110 кВ переключения, связанные с выводом в ремонт любой ВЛ -110 кВ транзита «Ш… — С …» или оборудования ПС «О…» приходится производить с полным погашением ПС «О…». Такая оперативная схема обслуживания подстанции снижает ее надежность и требует реконструкции в дальнейшем подстанции.


Далее анализируются результаты испытаний энергетического аудита.

На основании результатов аудита технического состояния 10 подстанций обследуемого электросетевого предприятия и выявления конструктивных особенностей, режимов эксплуатации, дефектов и повреждений установлено:

— состояние электроустановок работоспособное.

— возможно продление срока безопасной эксплуатации подстанций при условии выполнения плана корректирующих мероприятий.

Разработан план корректирующих мероприятий для подстанций по обеспечению безопасной эксплуатации электроустановок, (таблица 1).

План мероприятий по обеспечению безопасной эксплуатации электрооборудования подстанции напряжением 110/10 кВ «О…»

№ п/п

Дефекты и повреждения

Мероприятия

Подтеки масла (силовой трансформатор Т1, Т2)

Устранить течь масла

Отслоение бетона, оголенная арматура (ж/б конструкции)

Очистить арматуру от ржавчины, замазать раствором

Отсутствуют надписи, указывающие операцию (Вкл/Выкл) на разъединителях 110 кВ

Нагрев контактного соединения фазы «А» проходного изолятора ввода 10 кВ в сторону Т1 (ЗРУ — 10 кВ)

Провести протяжку болтового соединения

Отсутствие секционного масляного выключателя СМВ-110кВ

Реконструкция схемы подстанции

Выводы:

Для обеспечения надежности электроснабжения транзита «Ш…-С…», необходимо провести реконструкцию схемы ПС 110/10 кВ «О…». При этом предусмотреть установку между 1 и 2 секциями шин 110 кВ секционный масляный выключатель СМВ — 110 кВ, с установкой 2х высокочастотных ВЧ приемоперередатчиков ДФЗ — 201 и двух комплектов резервных защит, направленных в сторону ПС «Л…» и ПС «Ш…». В последующем демонтировать линейный отделитель ЛОД — 110 кВ обеих воздушных линий, отходящих от ПС «О…». Необходимо также заменить масляные выключатели МВ — 10 кВ типа ВМПП — 10 по причине их сильного износа в механической части приводов выкатных тележек на вакуумные выключатели BB TEL — 10 в количестве 13 штук.

Предложения:

1. Для повышения надежности электроснабжения потребителей необходимо своевременно проводить аудит оборудования подстанций.

2. Состояние электроустановок трансформаторных подстанций, подлежащих аудиторскому обследованию по совокупности дефектов в целом оценивается как работоспособное.

3. Возможно продление срока безопасной эксплуатации подстанций при условии выполнения плана корректирующих мероприятий.

1. Правила устройства электроустановок. — 6-ое изд. — М.: КНОРУС, 2012.- 488 с.

2. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации. — М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2003. — 264 с.

3. РД 34.45–51.300–97. Объем и нормы испытаний электрооборудования.. — М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2004. — 164 с.

4. ГОСТ Р 27.002–2009. Надежность в технике. Термины и определения IEC 600500 (191): 1990–12 (NEQ). — М.: Стандартинформ, 2010.

5. ГОСТ 27.301.-95 Надежность в технике. Расчет надежности. Основные положения. М.: ИПК стандартов., 1996, — 15с.

6. Правила по охране труда при эксплуатации электроустановок. // Приказ Министерства труда и социальной защиты РФ от 24.07.2013 г. № 328н. — С-П.: ООО «ЛИТПРИНТ». — 120 с.

7. Типовая инструкция по расследованию и учету нарушений в работе объектов энергетического хозяйства потребителей электрической и тепловой энергии. 2006–95 с.

8. Методические рекомендации по техническому обслуживанию и ремонту оборудования и линейных сооружений коммунальных распределительных электрических сетей. Выпуск 1. Техническое обслуживание и ремонт трансформаторных подстанций 6–10кВ. — М.: Энергопромиздат, 1996.

9. Коган Ф. Л. Сборник методических пособий по контролю состояния электрооборудования. — М.: ОАО «ОРГРЭС», 2001. — 497 с.

10. Федоров А. А. Теоретические основы электроснабжения промышленных предприятий. — М.: Энергия, 1976. — 271 с.

Каждый электрик должен знать:  Светодиодная лампа светится после выключения — что делать

11. Васильева Т. Н., Захаров А. Н. Надежность системы электроснабжения напряжением 6–10/0,4 кВ при проектировании // Сборник научных трудов, посвященный 55-летию инженерного факультета, Рязань, 2005 г.- 4 с.

12. Васильева Т. Н., Микрюков Д. Н. Расчет показателей надежности электрооборудования // Сборник научных трудов профессорско-преподавательского состава Рязанской ГСХА — Рязань, 2006 г. — 5 с.

13. Васильева Т. Н., Абакумов С. В. К организации эксплуатации сетевых сооружений//Сборник научных трудов профессорско-преподавательского состава Рязанской ГСХА — Рязань, 2006г- 6 с.

14. Васильева Т. Н., Глимаков С. С. Герметичные силовые трансформаторы//Сборник научных трудов профессорско-преподавательского состава Рязанской ГСХА — Рязань, 2007г. — 4 с.

15. Васильева Т. Н., Лисев А. С. Методы расчета показателей надежности систем электроснабжения // Материалы XIV Международной научно-практической конференции молодых ученых и специалистов «Молодежь, талант, знания — АПК России», посвященный 80-летию ФГОУ ВПО УГАВМ, г. Троицк, 2–3 декабря, 2009 г.- 3с.

16. Васильева Т. Н., Лопатин Е. И. Анализ надежности электрооборудования распределительных сетей в сельском хозяйстве//Сборник научных трудов по материалам международной научно-практической конференции «Инновационные технологии и средства механизации в растениеводстве и животноводстве» Рязанского агротехнологического университета имени П. А. Костычева, — Рязань, 2011–5 с.

17. Васильева Т. Н. Надежность электрооборудования и систем электроснабжения.- М.: Горячая линия — Телеком, 2014. -152 с.: ил.

Способы контроля состояния контактных соединений в процессе эксплуатации электрических сетей

МИНИСТЕРСТВО РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ПО ДЕЛАМ ГРАЖДАНСКОЙ ОБОРОНЫ, ЧРЕЗВЫЧАЙНЫМ СИТУАЦИЯМ И ЛИКВИДАЦИИ ПОСЛЕДСТВИЙ СТИХИЙНЫХ БЕДСТВИЙ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ «ВСЕРОССИЙСКИЙ ОРДЕНА «ЗНАК ПОЧЕТА» НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ

ИНСТИТУТ ПРОТИВОПОЖАРНОЙ ОБОРОНЫ»

ЭКСПЕРТНОЕ ИССЛЕДОВАНИЕ ПОСЛЕ ПОЖАРА КОНТАКТНЫХ УЗЛОВ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ В ЦЕЛЯХ ВЫЯВЛЕНИЯ ПРИЗНАКОВ БОЛЬШИХ ПЕРЕХОДНЫХ СОПРОТИВЛЕНИЙ

Разработаны Санкт-Петербургским филиалом ФГУ ВНИИПО МЧС России (канд. техн. наук К.Б. Лебедев; А.Ю. Мокряк; д-р техн. наук, проф. И.Д. Чешко).

Согласованы Департаментом надзорной деятельности МЧС России 9 июня 2008 г.

Изложены основы процессов, протекающих при БПС. Даны методические рекомендации по исследованию электрических контактных соединений с целью выявления признаков БПС. Предложены инструментальные методы выявления и фиксации следов протекания БПС.

Рекомендации предназначены для практической работы при проведении экспертиз по делам о пожарах и электротехнических экспертиз, а также для обучения пожарно-технических экспертов МЧС и МВД России.

Безопасная эксплуатация промышленных предприятий, объектов сельского хозяйства, зданий общественного назначения, жилых домов во многом зависит от технического состояния электрооборудования, электроустановок и электроприборов. По данным ВНИИПО МЧС России [1], пожары от электрооборудования в целом по стране составляют 26 %, на предприятиях некоторых министерств и ведомств доля пожаров от электроустановок достигает 38 %, в жилых домах — 32 %, а в жилых домах индивидуального пользования до 70 % пожаров происходит от электроустановок.

В специальной литературе выделяют следующие основные пожароопасные аварийные режимы в электросетях и установках, которые могут привести к возникновению горения: полное (металлическое) короткое замыкание (КЗ), неполное КЗ, перегрузка, большое переходное сопротивление (БПС), вихревые токи, искрение [2, 3-7].

Наиболее изученным (как с пожарно-профилактической, так и экспертно-криминалистической точек зрения) пожароопасным режимом является КЗ. Во ВНИИПО, под руководством профессора Г.И. Смелкова, разработана инструментальная методика установления момента возникновения КЗ на медных и алюминиевых проводах, позволяющая дифференцировать дуговые оплавления, возникшие в результате так называемых «первичных» и «вторичных» КЗ [3, 6-8, 9]. Свое развитие методика получила в работах ЭКЦ МВД России [5, 10]. В статье [4] предложена методика установления причастности токовых перегрузок к возникновению пожара.

БПС, или, как его еще называют, «плохой контакт» — один из наиболее распространенных пожароопасных режимов в электросетях. Иногда следы локального нагрева, возникающего при БПС, видны невооруженным глазом, и зафиксировать их наличие несложно. Однако в большинстве случаев выявление и фиксация после пожара следов БПС представляет нелегкую задачу. Экспертам при поисках следов БПС (если такие поиски проводятся вообще) приходится действовать интуитивно, так как непонятно, что собственно необходимо искать, какими методами и техническими средствами. Непонятно, какие выявленные следы могут рассматриваться в качестве квалификационных признаков БПС, насколько они способны сохраняться и видоизменяться в ходе пожара. Это приводит к тому, что на практике следы данного пожароопасного режима, как правило, не выявляются, его причастность к возникновению пожара не доказывается. А ведь по мнению специалистов, БПС — одна из наиболее распространенных «электротехнических» причин пожаров, гораздо более частая, нежели другие.

В данных методических рекомендациях кратко изложен механизм возникновения и протекания БПС как пожароопасного аварийного режима, даны рекомендации по изъятию потенциальных вещественных доказательств с места пожара и их исследованию в лабораторных условиях. Приведены примеры практического применения методики.

1. СЛЕДЫ ПРОЦЕССОВ, ПРОТЕКАЮЩИХ В «ПЛОХОМ КОНТАКТЕ», И МЕТОДЫ ИХ ВЫЯВЛЕНИЯ

1.1. Общие сведения о пожароопасном процессе. Большое переходное сопротивление (БПС)

БПС, или «плохим контактом», называют аварийный пожароопасный режим, возникающий при переходе электрического тока с одного проводника на другой (отсюда термин — переходное) [2]. Выделение тепла в контактных переходах электрических цепей является одной из причин возникновения аварийных режимов в электрооборудовании и технологических установках. Излом провода при сохранении контакта жила-жила, дефекты токопроводящих шин, жил проводов и кабелей, старение электрических контактных соединений, некачественная сборка контактных узлов способствуют возникновению длительных устойчивых тепловых режимов, приводящих к разрушению изоляции и защитных оболочек, загораниям и другим отрицательным последствиям.

Пожарная опасность электрического соединения в режиме «плохого контакта» способна проявиться при номинальных значениях электрического тока или даже при значениях тока меньше номинального. В режиме «плохого контакта» переходное сопротивление и падение на нем напряжения в десятки и сотни раз превышают нормативные значения (падение напряжения составляет единицы вольт вместо долей милливольта, а рассеиваемая электрическая мощность — сотни ватт). Вероятными источниками зажигания при этом являются нагретые проводники, электрическая дуга, раскаленные или горящие частицы. В режиме БПС создаются поля повышенных температур и концентраций продуктов пиролиза полимерных материалов. Происходит оплавление деталей изоляции проводов и контакт-деталей [11].

В некоторых случаях вследствие БПС возможно возникновение так называемого неполного короткого замыкания. Этому способствует потерявшая свои диэлектрические свойства изоляция, которая карбонизируется в результате длительного локального нагрева в месте «плохого контакта». В противоположность прямому КЗ неполные замыкания, как правило, ведут к пожарам даже при правильно выбранной защите вследствие того, что сопротивление места повреждения, ограничивая ток, поддерживает его на уровне, недостаточном для срабатывания аппаратов защиты.

Как известно, БПС возникает, в частности, в случае недостаточной площади контакта между проводниками, в результате чего в месте соприкосновения происходит значительное выделение тепла (на единицу площади). Данное тепловыделение приводит к деформации контактировавших поверхностей и к еще большему уменьшению площади соприкосновения контактов. В результате проведенных исследований [12] было установлено, что в какой-то момент данный процесс может привести к возникновению микроскопических дуговых разрядов между контактировавшими поверхностями. Данные электрические разряды значительно повышают температуру контактного узла и, следовательно, его пожарную опасность.

1.2. Разновидности БПС. Микроскопические методы выявления следов протекания БПС

БПС, с точки зрения пожарной опасности, может быть двух видов: искрение (искровой режим) и локальный нагрев (безыскровый режим). Эти виды БПС могут встречаться как раздельно, так и одновременно в одной точке цепи в зависимости от внешних условий (температуры, влажности, агрессивности среды), силы тока и других факторов (вибрации и т.д.).

Многочисленные микроразряды оставляют на контактных поверхностях следы электроэрозии в виде кратеров, микрооплавлений, хребтов (далее подобные следы называются дефектами, характерными для БПС). Данная структура, возникающая на контактах из различных материалов (алюминия, меди, стали, латуни и др.), хорошо наблюдается при исследовании поверхности с помощью растровой электронной микроскопии — РЭМ (рис. 1), а также методом оптической микроскопии при использовании компьютерного анализатора изображения (рис. 2-5).

Рис. 1. Поверхность алюминиевого проводника со следами БПС.

Хребты — светлые участки, впадины — темные участки (РЭМ, 280 ´ )

Если искрения в месте контакта не происходит, но площадь контакта недостаточна для нормального прохождения тока, в месте соприкасания контактирующих проводников также происходит локальное повышение температуры, способное привести к проплавлению контактирующего участка. Следы, образующиеся при данном виде БПС, имеют следующий вид: участки проплавления расположены на большой площади, при их исследовании со значительными увеличениями (300 ´ -1200 ´ ) можно различить округлую, без граней и острых кромок структуру. Внешне такая структура напоминает волны (рис. 2). Ярко выраженные кратеры, впадины и микрооплавления в ней отсутствуют. Поскольку проплавление имеет значительные геометрические размеры, то и впадины, характерные для режима искрения, на ней отсутствуют.

Рис. 2. Поверхность алюминиевого проводника со следами БПС (оптический микроскоп совместно с анализатором изображения *, 50 ´ )

*Далее сокращенно ОМ

Рис. 3. Поверхность алюминиевого проводника со следами БПС (ОМ, 100 ´ )

Как было отмечено выше, в ходе протекания БПС может возникнуть комбинация искрового и безыскрового режимов. На рис. 4 показан один из возможных результатов подобной электроэрозии. На поверхности алюминиевого проводника сочетаются волнообразные участки — следствие безыскрового воздействия и микрооплавления — результат интенсивного искрения.

Оптическая микроскопия совместно с компьютерным анализатором изображения позволяет зафиксировать перечисленные выше признаки БПС при относительно небольших увеличениях (50 ´ -500 ´ ), несмотря на недостаточную глубину резкости микроскопа (разрешение этой проблемы подробно рассмотрено в главе 4).

Метод РЭМ эффективнее, нежели исследование с помощью оптической микроскопии, так как обеспечивает более высокое качество изображения при больших увеличениях (до 5000 ´ ).

Рис. 4. Поверхность алюминиевого проводника со следами БПС (ОМ, 200″)

Рис. 5. Поверхность медного проводника, усеянная микрооплавлениями и микробрызгами (ОМ, 100 ´ )

На алюминиевых проводах и деталях описанная выше картина обычно сохраняется после пожара практически вплоть до температуры плавления алюминия и может быть зафиксирована с помощью оптического микроскопа или РЭМ.

Сложнее обстоит дело с медными проводами и контакт-деталями. При нагреве выше 300 ° C на их поверхности образуется пленка оксида меди ( II ) CuO , которая легко отделяется при механическом воздействии. В результате структура поверхности металла может приобрести вид, схожий по ряду признаков со структурой поверхности, образующейся в результате воздействия процессов, характерных для БПС. В этом случае морфологические исследования не позволяют сделать однозначный вывод о наличии либо об отсутствии следов БПС [3].

Образование оксидной пленки и отделение ее с поверхности возможно и на контактах из других материалов — латуни, стали и т.д. Поэтому для установления природы наблюдаемых дефектов на контакте предлагается следующее.

При изготовлении любых деталей на их поверхности остаются технологические дефекты (далее «технологические следы») — полосы волочения на проводах, следы инструментов (резца, фрезы, штамповки) на других деталях. Указанные технологические следы имеют, как правило, характерный линейный рисунок, который значительно отличается как от вида дефектов при электроэрозии, так и от рисунка поверхности после схода оксидной пленки. Таким образом, наличие технологических следов на контактирующих элементах является своеобразным индикатором того, что поверхность не видоизменилась в результате отслоения окисла.

Исчезновение технологических следов свидетельствует об изменении поверхностного слоя исследуемого объекта и возможной утрате признаков БПС или, наоборот, о возможном появлении новых дефектов, вызванных неравномерным отслоением пленки оксида (рис. 6). В этом случае дополнительно к оптической микроскопии или РЭМ рекомендуется применять еще один метод — рентгеноструктурный анализ (РСА) подходящих к контактному узлу медных проводов.

Рис. 6. Поверхность медного проводника на нагретом участке при отсутствии режима БПС (РЭМ, 1900 ´ )

1.3. Рентгеноструктурный анализ

Рентгеноструктурный анализ (РСА) медных проводников позволяет определять изменение содержания оксида меди ( I ) по длине медного проводника.

Известно, что в результате нагрева свыше 250 ° C , например, в зоне электрической дуги при КЗ на поверхности меди интенсивно образуется оксид меди ( I ) Cu 2 O . По мере удаления от места локального нагревай, следовательно, понижения температуры содержание оксида меди ( I ) падает и на расстоянии 25-30 мм соответствует содержанию в исходном проводнике. Это обстоятельство используется для исследования дуговых оплавлений в целях установления первичности (вторичности) КЗ [5, 10].

Предлагаемая рентгенографическая методика также основана на определении наличия оксида меди ( I ) на поверхности медного проводника и установлении изменения ее содержания по отношению к чистой меди по мере удаления от места искрения. В случае длительного нагрева контакта в локальной зоне БПС проявляется устойчивая тенденция последовательного уменьшения количества Cu 2 O на поверхности медного проводника по мере удаления от места «плохого контакта».

2. РАБОТА НА МЕСТЕ ПОЖАРА

Для работы по данной методике изъятию на месте пожара подлежат все электрические контактные соединения, обнаруженные в пределах предполагаемой очаговой зоны и имеющие следы термического воздействия. Это могут быть скрутки проводов, аппараты коммутации, электроустановочные изделия (выключатели, кнопки управления, электрические удлинители, штепсельные вилки, штепсельные розетки, переходные устройства, разветвления и т.д.), аппараты защиты электросети (автоматы, предохранители, и т.д.), лампы и патроны.

Длина отрезаемых проводников, подходящих к контактным узлам, должна быть не менее 50 мм. В случае обнаружения «скрутки» последняя изымается вместе с проводниками, отходящими от нее в обе стороны.

При изъятии с места пожара образцов, их упаковке, оформлении и представлении в лабораторию следует руководствоваться рекомендациями, касающимися электротехнических изделий в целом и отдельных их разновидностей [3, 5, 13, 14].

Изъятие образцов на месте пожара осуществляется дознавателем (следователем) в соответствии со ст. 177 и ст. 180 УПК России.

Для содействия в обнаружении, закреплении и изъятии предметов с места пожара целесообразно привлечение дознавателем (следователем) специалиста (см. ст. 58 и ст. 168 УПК России).

3. НАЧАЛЬНАЯ СТАДИЯ ЭКСПЕРТНОГО ИССЛЕДОВАНИЯ. ВИЗУАЛЬНЫЙ ОСМОТР

Полное экспертное исследование электрических соединений производится в соответствии со схемой, приведенной на рис. 7.

Рис. 7. Схема экспертного исследования электрических контактных соединений

Первым этапом исследования является визуальный осмотр; он производится невооруженным глазом и (или) с помощью микроскопа типа МБС в косопадающем свете. Если контактный узел находится в сборе, сначала описывается состояние контактного узла в целом — разрушения, сплавления, видимые дефекты соединения (или их отсутствие), состояние изоляции и т.д.

Далее контактный узел подлежит разборке, после чего описываются отдельные элементы контактного узла. Если контактный узел не удается разобрать, он должен быть аккуратно распилен с целью получения доступа к контактировавшим поверхностям деталей узла.

Если демонтаж контактного узла выполнить не удается, то данное обстоятельство указывается в заключении, и в дальнейшем исследуются инструментальными методами только подходящие к контактному узлу проводники. В этом случае проводники отрезают от контактного узла кусачками на возможно близком к узлу расстоянии и в дальнейшем исследуют методом РСА.

Необходимо определить и указать при описании контактировавших элементов объектов исследования:

тип соединения (скрутка, клеммное соединение, электрический разъем, болтовое соединение);

предполагаемый (исходя из внешнего вида) материал всех элементов контактного узла, их геометрические характеристики (габаритные размеры);

состояние контактирующих поверхностей (имеются ли дефекты и другие индивидуальные признаки).

Если сохранилась изоляция контактирующего элемента, необходимо указать ее состояние: степень термического поражения, участки наибольших поражений.

В некоторых ситуациях предположительный вывод о наличии на данном контактном узле БПС можно сделать уже на этапе визуального осмотра. Такое возможно в случаях, когда контактирующие элементы имеют явно большие термические повреждения (непосредственно в месте их контакта), чем другие подобные элементы или подходящие к узлу провода (рис. 8). Локальные термические повреждения могут быть на прилегающих к месту «плохого контакта» деталях.

Рис. 8. Два контактных соединения, одно из которых частично оплавилось в результате локального нагрева при БПС:

а — общий план контактного соединения; б — крупный план оплавившихся винта и гайки

Например, на рис. 18 (см. главу 6) показан корпус штепсельной вилки, имеющей наибольшие термические повреждения с внутренней стороны (с наружной стороны корпус вилки закопчен и незначительно оплавлен). Характер повреждений (у места входа сетевого шнура они значительно больше) указывает на то, что «плохой контакт» имелся не в месте контакта штырька вилки и губок розетки, а в месте присоединения провода шнура к штифту вилки (рис. 19).

На основании визуального осмотра для дальнейшего инструментального исследования отбираются контактные узлы (контактировавшие детали), имеющие следующие признаки:

термические повреждения электроизоляционных материалов, позволяющие предположить наличие в месте контакта значительного локального нагрева;

признаки некачественного соединения (незакрученное резьбовое соединение, ослабленные лепестки зажимов при клеммном соединении и т.д.);

визуально наблюдаемые каверны и неровности на контактировавших поверхностях;

цвета побежалости и другие признаки локального нагрева.

4. ИНСТРУМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ

4.1. Приборы и оборудование

Для проведения инструментального исследования с целью обнаружения следов БПС необходимо следующее оборудование.

При исследовании методом оптической микроскопии:

микроскоп, предназначенный для исследования микроструктуры непрозрачных объектов в отраженном свете в светлом поле при прямом и косом освещении, в темном поле. Оптика микроскопа должна обеспечивать увеличения 50 ´ -500 ´ . Микроскоп должен обладать возможностью стыковки с видеокамерой (телевизионной или цифровой);

анализатор изображения: видеокамера (ПЗС-матрица 1/3″, разрешение 560 твл, чувствительность 0,07 лк ( F 1,2), профессиональная карта ввода изображения, персональный компьютер (минимальные требования к персональному компьютеру: Pentium 4 или AMD 2000, 512 Мб ОЗУ, 100 Мб свободного дискового пространства, видеокарта 32 Мб);

программное обеспечение для обработки и анализа изображения, обладающее возможностью построения трехмерного изображения (так называемая функция «расширенного фокуса»).

При исследовании с помощью растровой электронной микроскопии:

растровый электронный микроскоп для проведения морфологического анализа с разрешающей способностью не менее 7 нм (70 Е) / 30 кВ, позволяющий работать при увеличениях до 5000 ´ .

При исследовании методом РСА:

рентгеновский дифрактометр общего назначения или специализированная рентгено-дифракционная установка. Диапазон регистрации измерений углов дифракции по 2 q : от 20 до 70 град. Рекомендуемое излучение — медное (или кобальтовое). Пределы допускаемой абсолютной погрешности определения положения дифракционного пика ±0,08 град.

При разработке и практической апробации методики авторами, в частности, использовались:

металлографический микроскоп «МЕТАМ ЛВ-31», снабженный цифровой видеокамерой Sanyo VCB 3512 P , картой ввода изображения в персональный компьютер Matrox Meteor II , программным обеспечением для анализа изображения Thixomet Standard 3.0;

растровый электронный микроскоп Tesla BS -340;

дифракционная рентгеновская установка «Фарад».

4.2. Методика проведения исследования

4.2.1. Морфологический анализ методом оптической микроскопии с помощью компьютерного анализатора изображения

Оптический микроскоп позволяет исследовать с высокой разрешающей способностью образцы с плоской поверхностью. Однако дефекты, образующиеся при БПС, имеют трехмерную структуру. Глубина резкости оптического микроскопа не позволяет проводить детальное исследование подобного рода структур уже при увеличениях 50 ´ .

Эту проблему в большинстве случаев решает применение компьютерного анализатора, имеющего функцию «расширенного фокуса», соединенного с микроскопом. Такой анализатор совместно с микроскопом позволяет получать изображение микроструктуры исследуемого объекта на экране монитора компьютера с возможностью дальнейшей обработки и анализа; он также обладает возможностью прецизионного (пиксель в пиксель) соединения отдельных полей изображения при перемещении предметного столика с образцом.

При исследовании структуры поверхности образца с целью определения наличия (отсутствия) на нем следов, характерных для БПС, рекомендуется проведение съемки одного и того же участка при различных увеличениях (например, при 50 ´ , 100 ´ , 200 ´ и т.д.) с указанием местоположения этого участка на снимке. Изменяя линию фокусировки исследуемой неплоской поверхности путем поднятия (опускания) предметного столика и запоминая каждую сфокусированную область изображения на жестком диске компьютера, можно получить четкое (сфокусированное) изображение интересующего неплоского участка, а в отдельных случаях и всей неплоской поверхности.

На рис. 9 приведена серия фотоснимков участка поверхности проводника из алюминия со следами протекания БПС при различных увеличениях (5 ´ , 100 ´ , 200 ´ ), полученных с помощью оптического микроскопа и компьютерного анализатора изображения.

Рис. 9. Поверхность алюминиевого проводника при различных увеличениях. Отмечены зоны, увеличенные на последующем снимке (ОМ):

а — общий план проводника с зонами искрения (5 ´ ); б — крупный план двух участков искрения (100 ´ ); в — хорошо различимые дефекты, характерные для БПС — следы электроэрозии, а также технологические следы — полосы волочения (200 ´ )

Исследование методом оптической микроскопии с компьютерным анализом изображения проводится при увеличениях 50 ´ -300 ´ . Однако, как показывает практика, в отдельных (далеко не единичных) случаях вполне возможно проведение исследования при 500- и даже 1000-кратных увеличениях.

Повышение кратности может приводить к заметному ухудшению качества изображения, поскольку глубина резкости зависит от масштаба съемки. Ограничивающим фактором может служить также и геометрическая форма исследуемого объекта или дефектов поверхности, образовавшихся на нем.

Оптическая микроскопия является основным (наряду с РЭМ) методом исследования структуры поверхностей контактировавших деталей с целью выявления следов с признаками, характерными для БПС: «впадин», свидетельствующих о длительном интенсивном искрении между контактами, локальных микрооплавлений (микробрызг застывшего металла), свидетельствующих о недостаточном электрическом контакте, и других дефектов, позволяющих сделать выводы о процессах, проходивших между контактами.

Дополнительную информацию о микроструктурах поверхностей различных материалов, подвергшихся воздействию БПС (медь, алюминий, сталь, латунь), и их подробное описание можно получить из «Металлографического и морфологического атласа микроструктур объектов, изымаемых с мест пожаров» [15].

4.2.2. Морфологический анализ методом РЭМ

Морфологическое исследование методом РЭМ проводится при наличии соответствующего оборудования. РЭМ может служить как основным методом выявления признаков БПС во всем диапазоне увеличений 50 ´ -5000 ´ (если в этом есть необходимость), так и обеспечивать дополнительный анализ контактирующих поверхностей при увеличениях 500 ´ -5000 ´ .

Необходимость дополнительного анализа возникает в том случае, если исследование с помощью оптической микроскопии при увеличениях 50 ´ -500 ´ не дает возможности выявить на поверхности исследуемого образца явных признаков, характерных для БПС, и если природа имеющихся дефектов не до конца ясна. Кроме того, дополнительное исследование методом РЭМ необходимо, если на поверхности отсутствуют технологические следы, т.е. образец подвергся термическому воздействию, приведшему к образованию окисного слоя и возможному его отслоению.

Морфологический анализ с помощью РЭМ используют для исследования контактировавших поверхностей из любого электропроводного материала. Поверхности, участвовавшие в образовании контакта, должны быть обезжирены и обезвожены петролейным эфиром и этиловым спиртом.

При увеличениях 50 ´ -500 ´ , как и при проведении исследования на оптическом микроскопе, ведется поиск структур (впадин, хребтов, кратеров, микрооплавлений), характерных для БПС (рис. 10-12).

При увеличениях 500 ´ -5000 ´ исследуется структура дна впадины, определяется наличие кратеров по краям впадины. При наличии микрооплавлений на дне впадины и по ее краям (рис. 13), а также при обнаружении кратеров по краям впадины, а также хребтов — «вырожденных» кратеров (рис. 12), делается вывод о наличии на данном контактном узле признаков протекания аварийного пожароопасного режима БПС. В противном случае следы, характерные для БПС, считаются не выявленными, что указывается в заключении.

Рис. 10. Кратер на поверхности проводника (отмечен овалом), образованный дуговым разрядом (светлые области — хребты, темные области — кратеры) (РЭМ, 190 ´ )

Рис. 11. Поверхность алюминиевого проводника со следами БПС. На неповрежденной поверхности наблюдаются полосы волочения (РЭМ, 280 ´ )

Рис. 12. Следы БПС на поверхности алюминиевого проводника (светлые области — хребты, темные области — кратеры). На снимке отмечен кратер, по краям которого расположены многочисленные хребты — результат длительного искрения (РЭМ, 600 ´ )

Рис. 13. Множественные микрооплавления на дне впадины медного проводника (РЭМ, 2500 ´ )

4.2.3. Исследование методом РСА

РСА используется в качестве дополнительного метода обнаружения признаков локального нагрева медных проводов. Это необходимо в том случае, если в ходе проведения морфологического исследования (с помощью оптической микроскопии или РЭМ) было установлено, что поверхность контактов видоизменилась за счет отслоения окисной пленки и исследование с помощью оптической микроскопии (или РЭМ) не позволяет сделать окончательных выводов о наличии либо отсутствии следов БПС.

Если в ходе морфологического анализа был сделан вывод о наличии следов БПС на контактах (технологические дефекты присутствуют и не видоизменены), метод РСА рекомендуется использовать в качестве дополнительного, подтверждающего данные РЭМ и оптической микроскопии.

От проводников, изъятых с места пожара, отделяют участки длиной 40-50 мм, примыкающие к месту контакта вместе с самим участком контакта. Для проведения РСА медные проводники тщательно промывают в этиловом спирте и протирают марлевым тампоном для удаления с поверхности загрязнения и налета оксида меди ( II ), поскольку две наиболее интенсивные линии оксида меди (002) и (200) могут наложиться на линию (111) оксида меди ( I ).

При проведении рентгенографического исследования необходимо произвести регистрацию дифракционной линии оксида меди ( I ) Cu 2 O (111) с межплоскостным расстоянием d / n = 2,45 Е и линии меди Cu (111) с межплоскостным расстоянием d / n = 2,08 Е, по крайней мере, на пяти участках исследуемого объекта. Один участок должен непосредственно примыкать (быть как можно ближе; не далее 2 мм) к месту контакта. При этом необходимо следить, чтобы само место контакта не попадало в рентгеновский пучок, направляемый на образец. Остальные участки, которые подвергаются РСА, должны отступать от места контакта соответственно на 5, 10, 15, 30, 40 мм (рис. 14).

Рис. 14. Схематическое изображение медного проводника.

Пунктиром отмечены места, где производят съемку дифрактограмм (на шкале даны расстояния, начиная от зоны предполагаемого БПС)

Образцы помещают в держатель дифрактометра таким образом, чтобы образующая цилиндрического образца находилась в плоскости рентгеновского луча, а сам отрезок должен быть перпендикулярен направлению распространения рентгеновского луча.

Расшифровка и анализ дифрактограмм медных проводников производится следующим образом. Полученные дифракционные максимумы планиметрируют для определения их площади пиков.

Далее находится соотношение площадей линий Cu 2 O (111) и Cu (111) для каждого участка, пропорциональное интенсивности этих линий ICu 2 O / ICu и приповерхностной концентрации оксида меди ( I ).

Если наблюдается последовательное уменьшение соотношения ICu 2 O /ICu по длине проводника, начиная от места контакта, делается вывод о наличии признаков локального нагрева в месте контакта, что является одним из признаков, характерных для БПС (рис. 15). В противном случае, если такая закономерность не наблюдается (содержание оксида меди ( I ) одинаково по всей длине проводника, либо увеличивается, либо корреляция содержания оксида меди ( I ) с расстоянием от зоны контакта отсутствует), делается вывод об отсутствии признаков БПС в месте контакта.

4.2.4. Этапы экспертного исследования

Общая схема экспертного исследования приведена на рис. 7.

На начальном этапе по результатам визуального осмотра отбирают для инструментального исследования контактные узлы (контактировавшие детали).

Далее при увеличениях 50 ´ -500 ´ проводят исследование общей структуры поверхности (подобные структуры показаны на рис. 9, в, рис. 10-12). Данный поиск ведется по всей контактировавшей площади, при необходимости — с разных сторон объекта (если это проводник). На этом этапе исследования возможно возникновение нескольких ситуаций (см. схему экспертного исследования):

а) на исследуемой поверхности выявляется наличие технологических следов, а также дефектов, имеющих явные признаки, характерные для БПС. Исследование заканчивают на этом этапе и делают вывод о том, что на данном контактном узле присутствуют следы, характерные для БПС;

а — 2 мм от места искрения; I ( Cu 2 O )/ I ( Cu ) = 0,5

б — 5 мм от места искрения; I ( Cu 2 O )/ I ( Cu ) = 0,4

в — 10 мм от места искрения; I ( Cu 2 O )/ I ( Cu ) = 0,33

г – 15 мм от места искрения; I ( Cu 2 O )/ I ( Cu ) = 0,22

д — 30 мм от места искрения; I ( Cu 2 O )/ I ( Cu ) = 0,16

е — 40 мм от места искрения; I ( Cu 2 O )/ I ( Cu ) = 0,07

Рис. 15. Дифрактограммы участков медного проводника, отстоящих от места искрения на различных расстояниях. Указаны соотношения интенсивностей оксида меди ( I ) и меди

б) на поверхности выявляется наличие технологических следов, а также дефектов не совсем ясного происхождения. Данное обстоятельство указывает на то, что необходимо проведение дополнительного морфологического исследования методом РЭМ при увеличениях 500 ´ -5000 ´ , в результате которого станет окончательно ясен характер происхождения дефектов и можно будет сделать вывод о присутствии (отсутствии) признаков БПС.

Подобного рода исследование необходимо и в том случае, когда на поверхности присутствуют только дефекты неизвестного происхождения (при этом технологические следы отсутствуют). Это свидетельствует о том, что поверхность значительно пострадала в результате термического воздействия.

Если провода, подходившие к данному контактному узлу, изготовлены из меди, то дальнейшее исследование проводится методом РСА, позволяющим выявить признаки локального нагрева либо их отсутствие. Наличие признаков локального нагрева позволяет сделать вывод о присутствии на исследуемом объекте признаков, характерных для БПС.

Если возможность проведения исследования с помощью РЭМ и РСА отсутствует, то делается вывод о том, что выявить следы характерные для БПС не представляется возможным;

в) на контактировавшей поверхности присутствуют только следы технологического происхождения. Исследование объекта на этом этапе завершают и делают вывод об отсутствии признаков БПС на данном контактном узле.

5. ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ПОЛУЧЕННЫХ РЕЗУЛЬТАТОВ В ЭКСПЕРТИЗЕ ПОЖАРОВ

Исследования по предлагаемой методике могут быть проведены в рамках пожарно-технической или электротехнической экспертизы, а также при подготовке заключения специалиста по причине пожара.

Необходимо помнить, что инструментальные исследования по данной методике связаны с частичным разрушением представленных на исследование вещественных доказательств. А в соответствии со ст. 10 (а) ФЗ «О судебно-экспертной деятельности в РФ» и УПК РФ эксперт может применять разрушающие методы исследования только с письменного разрешения лица, назначившего экспертизу.

При отсутствии такого разрешения следует ограничиться визуальным исследованием объекта и описанием видимых признаков БПС, если таковые имеются, а также их фото- или видеосъемкой. При отсутствии явных признаков БПС или неясной картине следует ограничиться вероятностными выводами и рекомендацией провести инструментальные исследования в рамках соответствующей экспертизы.

После завершения полного объема экспертных исследований по данной методике полученные результаты могут быть использованы для ответа на вопрос о наличии или отсутствии признаков БПС на конкретном объекте исследования.

Ответ на вопрос о непосредственной (технической) причине пожара может быть дан только в рамках полноценной пожарно-технической экспертизы, располагающей всеми имеющимися материалами по пожару. При ее проведении кроме результатов исследования контактных деталей (визуальное, оптическая микроскопия, РЭМ, РСА) необходимо учесть указанные ниже факторы:

расположение изъятых объектов относительно очага пожара;

наличие напряжения в сети (осмотр аппаратов защиты, дуговые оплавления и др.);

косвенные признаки БПС;

необходимость анализа и исключения прочих версий о причине пожара.

6. ПРИМЕРЫ ПРАКТИЧЕСКОГО ПРИМЕНЕНИЯ МЕТОДИКИ

1. Пожар произошел в торговом павильоне. На исследование поступили фрагменты электропроводки. Вопрос, поставленный на разрешение, был следующим: имеются ли следы электрического аварийного режима работы на изъятых объектах?

Вещественные доказательства, поступившие на исследование, были упакованы в картонную коробку и содержались в трех полиэтиленовых пакетах.

В первом пакете находилась штепсельная вилка питания (стандарт «евро») со шнуром длиной 35-40 см. К вилке приплавилась пластмассовая крышка розетки, в которую она была включена до пожара.

Крышка розетки была наполовину уничтожена огнем. Одна из половин крышки розетки была закопчена и деформирована в результате термического воздействия. С внутренней стороны крышки закопчение отсутствовало, и на части поверхности корпуса, соприкасающегося с вилкой, следов термических повреждений не было. Корпус вилки также был поврежден только снаружи. При снятии с вилки слоя обугленной пластмассы под ним обнаружилась не поврежденная огнем изоляция. Следовательно, можно было сделать вывод, что к возникновению пожара представленные вилка и розетка не были причастны.

Во втором полиэтиленовом пакете находился фрагмент провода ПВС 3 ´ 0,75 мм 2 длиной 45-59 см. С одной стороны на участке 36-37 см он имел неповрежденную изоляцию. На остальной части проводника изоляция полностью выгорела. На концах двух из трех его жил имелось два оплавления. Внешний вид оплавлений (округлая форма, локальный характер) позволял сделать вывод о том, что они имели электродуговое происхождение. Следовательно, на момент пожара данный провод находился под напряжением. При изучении микрошлифов оплавлений на металлографическом микроскопе было установлено, что концентрация кислорода O 2 не превышала 0,05 %. Кроме того, имелись многочисленные газовые раковины и поры округлой формы, что свидетельствовало о том, что короткие замыкания явились вторичными, т.е. произошли во время пожара.

В третьем полиэтиленовом пакете находились остатки медных многопроволочных проводов с полностью выгоревшей изоляцией, две поврежденные огнем печатные платы с остатками электронных компонентов и остатки электрических разъемов с отходящими от них проводами. На вышеперечисленных электрических компонентах электродуговых оплавлений обнаружено не было.

При морфологическом исследовании методом РЭМ поверхностей электрических разъемов на одном из них были обнаружены следы протекания процессов, характерных для БПС. Эти следы представляли собой каверны («кратеры» и микрооплавления), оставленные на поверхности контактных пластин микродугами, возникшими вследствие некачественного контакта в разъеме (рис. 16). На рис. 16, б видны крупные впадины, характеризующие участки наиболее интенсивного искрения. Поверхности остальных контактов повреждены не были.

Рис. 16. Следы БПС на электрическом разъеме при различных увеличениях (РЭМ):

По результатам исследования вещественных доказательств были сделаны выводы о непричастности штепсельной вилки и провода ПВС 3 ´ 0,75 мм 2 к возникновению пожара, а также о наличии на одном из контактов разъема следов протекания пожароопасного аварийного режима, характерного для БПС.

2. Пожар возник в квартире жилого дома. На исследование поступила розетка со вставленной в нее штепсельной вилкой и фрагментом электрического шнура длиной около 84 см. Требовалось установить следующее: имеются ли на предметах, изъятых с места пожара, следы пожароопасных аварийных режимов работы.

Извлеченная из пакета розетка представляла собой изделие, предназначенное для внутренней проводки, с двумя гнездами подключения вилок питания. К клеммам розетки были присоединены четыре алюминиевых провода (по два к каждой клемме). Алюминиевые провода были отрезаны приблизительно на расстоянии 7 см от клемм розетки. Изоляция алюминиевых проводов повреждений не имела. Следы аварийных режимов работы на алюминиевых проводах отсутствовали. В одну из двух пар гнезд розетки была включена штепсельная вилка. Пластмассовые детали корпуса розетки в месте подключения вилки частично разрушены вследствие термического воздействия. При этом в зоне второго гнезда корпус розетки выгорел полностью. Пластмассовый корпус вилки сильно выгорел со стороны разрушенного гнезда (рис. 17), при этом противоположная сторона сохранилась. Изоляция шнура, отходящего от вилки, была повреждена полностью на участке, примыкающем непосредственно к вилке, и на 10 см от нее. За поврежденным участком провода изоляция сохранилась, кроме конечного участка.

На конце сетевого шнура были обнаружены локальные оплавления обеих жил шнура, характерные для воздействия токов короткого замыкания. Оплавления имели шарообразную форму. Изоляция была разрушена в 2 см от места оплавления на обеих жилах. При изучении микрошлифов оплавлений на металлографическом микроскопе было установлено наличие газовых раковин и пор по границам и внутри тела зерен, что свидетельствовало о том, что данные короткие замыкания произошли во время пожара.

Рис. 1 7. Внешний вид штепсельной вилки со штифтами

При исследовании вилки было обнаружено, что одна из двух жил шнура питания плохо закреплена к штифту вилки (рис. 18). Жилы шнура заканчивались залуженными петельками, через которые жилы и крепились винтами М3 к штифтам вилки. Винт М3, установленный на вышеупомянутом штифте вилки, находился в выкрученном состоянии и имел внешние признаки локального перегрева (выгорание копоти, цвета побежалости).

Рис. 18. Внешний вид штифта штепсельной вилки с незакрученным винтом. На локальных участках латунного штифта наблюдаются цвета побежалости

Винт и петля, предварительно отрезанная от провода, были исследованы на электронном микроскопе. Для удобства исследования внутренней поверхности петли она была отрезана кусачками и распрямлена. После обезжиривания и обезвоживания винт и петля были помещены на предметный столик электронного микроскопа. При рассмотрении поверхности винта на нем были обнаружены участки, имеющие дефекты поверхности. Структура этих дефектов отличалась от структуры дефектов БПС, описанных в предыдущих главах. Вместо впадин и хребтов, образующихся в местах наиболее частого проскока искр, на винте имелись дефекты в виде наплавлений (рис. 19). Поскольку данные микронаплавления соединяли соседние витки резьбы винта, появление их в результате заводского брака маловероятно по технологическим соображениям — нарезка резьбы с такими дефектами невозможна. Очевидно, данные микронаплавления являются следами процессов, протекающих при БПС. Необычную морфологию этих следов можно объяснить тем, что металлический винт контактировал с луженым, т.е. покрытым слоем олова, проводом. В результате локального нагрева олово расплавилось и перетекло на винт, образовав на нем микронаплавления.

Рис. 19. Дефектные участки (отмечены овалами) на винте, крепившем провод к штифту штепсельной вилки (РЭМ, 56 ´ )

Изменения структуры поверхности были обнаружены и на петле (рис. 20). При рассмотрении дефектов винта и петли при большем увеличении (винт при 140 ´ , петля при 310 ´ ) на микронаплавлениях винта было найдены несколько углублений неправильной формы (рис. 21). Для выяснения механизма происхождения эти участки изучались при большем увеличении — 1200 ´ (рис. 22), при котором хорошо наблюдаются характерные оплавления внутри углублений, а также кратеры, образованные микродугами. Данный факт свидетельствует об искровом характере БПС. При исследовании луженой петли на ее поверхности была обнаружена волнообразная структура, характерная для безыскрового характера БПС (рис. 23). Видимо, при прохождении искры между винтом и петлей кратеры на оловянной поверхности сразу же заполнялись расплавленным оловом.

Рис. 20. Дефектный участок (отмечен овалом) на петле проводника (РЭМ, 36 ´ )

Рис. 21. Микрооплавления и микроуглубления на резьбовой части винта (РЭМ, 140 ´ )

Рис. 22. Кратеры с микрооплавлениями внутри на металлическом винте (РЭМ, 1200 ´ )

Рис. 23. Волнообразные наплавы на луженой петле провода (РЭМ, 310 ´ )

Таким образом, на одном из штифтов штепсельной вилки было установлено наличие характерных признаков протекания пожароопасного аварийного режима БПС, что подтверждало результаты визуального исследования данной вилки.

Вывод о причастности последнего к возникновению пожара был сделан в рамках пожарно-технической экспертизы по результатам анализа всего комплекса материалов по пожару.

3. Пожар произошел в квартире жилого дома. Вещественные доказательства, поступившие на исследование с места пожара, представляли собой фрагменты медного многопроволочного электрического провода и микропереключатель МП3-1.

На разрешение был поставлен вопрос: имеются ли на предметах, изъятых с места пожара, следы аварийных электрических режимов работы.

Фрагменты медного многопроволочного электрического провода имели полностью сгоревшую изоляцию и два локальных оплавления на конце. К микропереключателю МП3-1 подходили два фрагмента проводов длиной около 4-5 см с частично поврежденной изоляцией, укрепленные на двух из трех его выводах. Корпус микропереключателя не пострадал от воздействия огня, однако между выводами переключателя с прикрепленными проводами имелись следы закопчения. Они носили локальный характер (только со стороны «ножек»), и только между двух выводов с проводами, прикрепленными методом скрутки. На концах обоих проводов, со стороны скруток, изоляция была обуглена. Длина поврежденного участка составляла 0,5-1 мм.

Внешний вид оплавлений (округлая форма, локальное расположение), обнаруженных на предоставленных для исследования проводах, позволял заключить, что они имеют электродуговое происхождение. Следовательно, на момент пожара электрическая проводка находилась под напряжением. При изучении микрошлифов оплавлений на металлографическом микроскопе было установлено, что все они имеют признаки вторичного короткого замыкания: концентрация кислорода в них не превышала 0,05 %, кроме того, имелись многочисленные газовые раковины и поры округлой формы.

Проводники, прикрепленные к микропереключателю, были отсоединены от него и места «скруток» исследованы на электронном микроскопе при увеличениях 300 ´ -2000 ´ . В месте контакта проводника и вывода микропереключателя поверхность проводника имела пористую, неровную структуру, характерную для поверхностей, подвергшихся электроэрозии. На проводнике были обнаружены впадины, по краям которых можно было видеть разрозненные кратеры, внутри которых находились микрооплавления. На дне впадин можно было различить множественные микрооплавления, наложенные и спаявшиеся друг с другом. Эти морфологические признаки позволяли сделать вывод о том, что в одной из скруток на микропереключателе имел место пожароопасный аварийный режим — БПС.

Полученные результаты, в совокупности с прочими данными по пожару, позволили сделать вывод о причастности данного аварийного режима к возникновению пожара.

4. Пожар на кухне с «электрогазовой» плитой. В последние годы широкое применение нашли так называемые «электрогазовые» плиты — бытовые газовые плиты с дополнительным электрооборудованием (электроподжигом газа, подсветкой духовки, грилем и т.д.). В большинстве своем это плиты импортного производства. Однако с их появлением на кухнях стали часто возникать пожары. Так, в Санкт-Петербурге в период с 1999 года по 2001 год при использовании таких плит возникло более двух десятков пожаров. Их анализ показал, что, как правило, такие пожары возникают вследствие разгерметизации гибких шлангов, с помощью которых плиты подключаются к внутриквартирным газопроводам. И разгерметизация, и зажигание утекающего газа происходят в зоне большого переходного сопротивления, появляющегося на каком-либо участке соединения плиты с газопроводом.

При установке и эксплуатации таких плит возможна ситуация, когда между плитой и газопроводом возникает разность электрических потенциалов и по образовавшейся цепи «плита-гибкий шланг-газопровод» начинает течь ток. Причиной этой нештатной ситуации может быть как утечка тока с блока электроподжига или другого электрифицированного узла, так и подача защитных потенциалов на городские подземные трубопроводы. БПС может возникать в любом месте образовавшегося электрического контура — в соединительной муфте, в месте касания корпуса плиты или трубопровода металлической оплеткой гибкого шланга и др. Разогрев в зоне БПС приводит к нарушению герметичности подводки газа и его утечке, а микродуги в сочетании с горячей поверхностью «плохого контакта» служат источником зажигания утекающего газа.

Образующиеся при этом характерные для БПС следы рассмотрены ниже в качестве примера.

В данном случае очаг пожара находился на кухне за плитой «Аристон», подсоединенной к стационарной газовой трубе гибким шлангом (газовой подводкой) с металлической оплеткой (рис. 24, а). У шланга была оплавлена муфта, крепившаяся к плите (рис. 24, б). Противоположный конец муфты, крепившийся к газовой трубе, был цел и не имел признаков термических поражений (рис. 24, в). На самом шланге были термические повреждения на участке длиной 2 см — внутренняя резиновая трубка на этом участке прогорела; частично разрушилась и утратила гальваническое покрытие металлическая оплетка.

Рис. 24. Гибкий газовый шланг, соединявший плиту «Аристон» с газовой трубой:

а — общий вид шланга; б — вид поврежденной муфты; в — вид неповрежденной муфты

Для морфологического анализа муфта была отделена от шланга. Ее внутреннюю поверхность очистили, а затем обезжирили и обезводили петролейным эфиром и этиловым спиртом. После этого муфту поместили на предметный столик растрового электронного микроскопа. Кроме муфты, морфологическому анализу подвергли часть оплетки, на которой имелись прожоги.

При исследовании муфты на ее резьбовой части были обнаружены участки, подвергшиеся электроэрозии. На рис. 25, а видны фрагменты с двумя витками резьбы. Для сравнения на рис. 25, б при том же увеличении дано фото участка муфты без резьбы, на котором электроэрозии быть не могло. На резьбовой части муфты видны повреждения, возникшие в результате электроэрозии — разрушены кромки верхних граней резьбы. Более полное представление о характере повреждений дают снимки, сделанные при увеличении 1260 ´ (рис. 26). На рис. 26, а — верхняя грань резьбового витка с многочисленными кратерами и микрооплавлениями, на рис. 26, б — участок муфты без следов БПС.

Рис. 25. Поверхности поврежденной муфты (РЭМ, 440 ´ ):

а — следы БПС на резьбовой части муфты; б — поверхность муфты, не подвергавшаяся электроэрозии — микрооплавления отсутствуют, различима структура с острыми гранями и кромками

Рис. 26. Поверхности поврежденной муфты (РЭМ, 1260 ´ ):

а — следы БПС на резьбовой части муфты; б — поверхность муфты, не подвергавшаяся электроэрозии — микрооплавления отсутствуют, хорошо различима структура с острыми гранями и кромками

На резьбовом участке муфты видно несколько кратеров, внутри которых расположены микрооплавления, образовавшие данные кратеры. На «чистой» поверхности муфты видны подплавления (волнообразная структура поверхности), образовавшиеся, вероятно, в результате теплового воздействия. Логично предположить, что противления должны были образоваться и на резьбовой части муфты. Отсутствие этих следов говорит о том, что микродуги, проходившие на этом участке муфты, полностью изменили внешний вид поверхности.

При морфологическом анализе оплетки в местах прожога на некоторых ее нитях также были обнаружены следы электроэрозии. На рис. 27, а показаны три нити оплетки, на которых наблюдаются следы БПС. На снимке видна «шероховатая» поверхность, подвергшаяся воздействию искрения, на фоне «чистых» участков. Нить оплетки со следами БПС (участки «шероховатости») крупным планом видна на рис. 27, б. На фото можно различить впадины, кратеры внутри впадин, а также микрооплавления на поверхности нити. На рис. 27, в при том же увеличении для сравнения показана поверхность нити без следов БПС. На «чистой» нити хорошо сохранились полосы протяжки.

Таким образом, в зонах основных разрушений представленного на исследование газового шланга, были обнаружены характерные для БПС следы.

Рис. 27. Нити оплетки вместе прожога шланга — подвергшиеся и не подвергшиеся электроэрозии (РЭМ):

а — общий план нитей оплетки (220 ´ ); б — нить оплетки со следами протекания электроэрозии (900 ´ ); в — нить оплетки без признаков протекания электроэрозии (900 ´ )

Исследование самой плиты показало, что блок электроподжига был установлен на ней с нарушением изоляции (последняя пробита саморезом, крепящим блок задней стенке плиты). Это должно было привести к образованию электрического потенциала на корпусе плиты и утечке тока с плиты на заземленную трубу газопровода по «мостику» — металлической оплетке гибкого шланга. Но «мостик», судя по обнаруженным последствиям, не был идеален. «Плохой контакт» имел место в соединении гибкого шланга с плитой (там, видимо, для герметичности была установлена изолирующая прокладка и намотана герметизирующая лента ). Ток мог бы утекать и через место прикосновения оплетки шланга к корпусу плиты. Но и там, судя по результатам морфологического исследования, контакт был плохой.

Длительное искрение и разогрев привели к разгерметизации газовой плиты, зажиганию газа искровым разрядом и возникновению пожара.

5. Пожар произошел в автомобиле Audi A 8. В результате пожара в незначительной степени была повреждена внутренняя обшивка салона — в районе задней стойки имелся прогар.

Из места прогара был изъят контактный узел, представляющий собой болтовое соединение с контактами (рис. 28, а). Болтовое соединение включало в себя следующие составные части (рис. 28, б).

Рис. 28. Болтовое соединение: болт, гайка, два контакта: а — болтовое соединение в сборе; б — болтовое соединение после его разбора на составные части

Болт длиной 18,5 мм, диаметром 5,5 мм. При визуальном осмотре на поверхности винтовой нарезки болта был обнаружен дефект (рис. 29), который, судя по морфологическим признакам (отсутствие микрооплавлений, а также иных следов, характерных для протекания аварийных режимов), возник в результате механического воздействия. При этом данный дефект возник до пожара, о чем свидетельствовало наличие нагара на его поверхности.

Рис. 29. Болт (а) и крупный план его участка (б) со следами механического воздействия на поверхности винтовой нарезки

Гайка шестигранная с контактным основанием округлой формы, выполненная из стали. Внешний диаметр контактного основания гайки 13,9 мм, внутренний диаметр гайки 4,7 мм, высота гайки 6 мм. При визуальном осмотре на кромке округлой части гайки был обнаружен дефект поверхности размером приблизительно 1 ´ 1 мм (рис. 30, а). Для установления природы данного дефекта было проведено морфологическое исследование.

Рис. 30. Гайка (а) и микроструктура ее участка (б) со следами электроэрозии на контактной поверхности (ОМ, 50 ´ )

Исследование образцов проводили на металлографическом микроскопе «МЕТАМ ЛВ-31» с использованием компьютерной программы для анализа изображения Thixomet Standard 3.0, функции «расширенного фокуса» при увеличеличениях 50 ´ и 200 ´ . На рис. 30, б при 50-кратном увеличении видно, что в структуре исследуемого дефекта имеются микроуглубления правильной овальной формы с наплывами по краям. Изучить структуру дефекта при больших увеличениях не представлялось возможным вследствие слишком глубокого расположения дефекта на поверхности гайки — фокусное расстояние объективов с большим увеличением не позволяло сфокусироваться на объекте. Однако 50-кратного увеличения оказалось достаточно, и на поверхности гайки были выявлены следы протекания аварийного режима БПС.

Два плоских латунных контакта.

Первый контакт имеет внутренний диаметр 6,3 мм, внешний диаметр 12 мм. Поверхность контакта была частично закопчена. На незакопченной его части имелись дефекты поверхности (рис. 31, а, б). Установить природу данных дефектов на основании визуального осмотра не представилось возможным, необходимо было проведение морфологического исследования с помощью микроскопа и компьютерного анализатора изображения. При 200-кратном увеличении на поверхности контакта в месте расположения дефектов было выявлено наличие множественных микрооплавлений правильной шарообразной формы различного диаметра (рис. 31, в). Эти микрооплавления свидетельствовали о протекании дуговых разрядов между контактирующими участками, т.е. имел место режим БПС, который носил искровой характер.

Следов аварийного режима работы на втором контакте обнаружено не было.

Результаты инструментального исследования в совокупности с прочими данными по пожару, позволили сделать вывод о причастности данного аварийного режима к возникновению пожара.

Представляет практический интерес выявление причины, которая привела к возникновению пожароопасного процесса между контактными элементами болтового соединения. Незадолго до пожара автомобиль попал в ДТП, в результате которого было повреждено одно из задних крыльев. Для замены (или восстановления) поврежденного элемента в автосервисе было снято заднее стекло вместе с системой его обогрева.

Рис. 31. Контакт со следами интенсивного искрения:

а — общий вид контакта; б — крупный план участка контакта с дефектами поверхности; в — микроструктура участка контакта с дефектами поверхности, на которой присутствуют микрооплавления (ОМ, 200 ´ )

Представленное на исследование болтовое соединение было частью этой системы. Как видно из рис. 28, в этом контактном соединении отсутствовала контршайба, не позволяющая самопроизвольно раскручиваться гайке и болту. Наиболее вероятно именно этот факт послужил причиной возникновения аварийной ситуации.

1. Статистика пожаров // Пожарная безопасность. — 2007. — № 2. — С. 95-99.

2. Мыльников М.Т. Общая электротехника и пожарная профилактика в электроустановках: Учебник для пожарно-технических училищ. — М.: Стройиздат, 1985. — 311 с.

3. Смелков Г.И., Александров А.А., Пехотиков В.А. Методы определения причастности к пожарам аварийных режимов в электротехнических устройствах. — М.: Стройиздат, 1980.-58 с.

4. Влияние нагрева электрическим током и внешнего нагрева на структуру алюминиевого провода / Е.Р. Россинская, Б.В. Степанов, B . C . Сандлер и др. // Металловедение и термическая обработка металлов. — 1990. — № 8. — С. 61-63.

5. Экспертное исследование металлических изделий (по делам о пожарах): Учебное пособие / Граненков Н.М., Зернов С.И., Колмаков А.И. и др. — М.: ЭКЦ МВД РФ, 1994. — 104 с.

6. Чешко И.Д. Экспертиза пожаров (объекты, методы, методики исследования). — СПб.: СПб ИПБ МВД России, 1997.- 560 с.

7. Чешко И.Д. Технические основы расследования пожаров: Методическое пособие. — М.: ВНИИПО, 2002.

8. Смелков Г.И. Пожарная опасность электропроводок при аварийных режимах. — М.: Энергоатомиздат, 1984. — 184 с.

9. Мегорский Б.В. Методика установления причин пожаров. — М.: Стройиздат, 1966. — 347 с.

10. Исследование медных и алюминиевых проводников в зонах короткого замыкания и термического воздействия: Методические рекомендации / Л.С. Митричев, А.И. Колмаков, Б.В. Степанов, и др. — М.: ВНИИ МВД СССР, 1986.- 40 с.

11. Веревкин В.Н., Смелков Г.И. Безопасность электрических контактных соединений // Промышленная энергетика. — 1988. — № 4.

12. Лебедев К.Б., Чешко И.Д. Следы больших переходных сопротивлений в электротехнических устройствах и их экспертное исследование // Пожаровзрывобезопасность. -2003.-№6.-С. 32-38.

13. Осмотр места пожара: Методическое пособие / И.Д. Чешко, Н.В. Юн, ВТ. Плотников и др. — М.: ВНИИПО, 2004. — 503 с.

14. Маковкин А.В., Кабанов В.Н. Изучение состояния электрооборудования при осмотре места пожара: Учебное пособие. — М.: ВНИИПО, 1988. — 48 с.

15. Металлографический и морфологический атлас микроструктур объектов, изымаемых с мест пожаров / А.Ю. Мокряк, З.И. Варьянович, И.Д. Чешко, А.Н. Соколова. — М: ВНИИПО, 2008. — 184 с.

1. Следы процессов, протекающих в «плохом контакте», и методы их выявления

1.1. Общие сведения о пожароопасном процессе. Большое переходное сопротивление (БПС)

1.2. Разновидности БПС. Микроскопические методы выявления следов протекания БПС

1.3. Рентгеноструктурный анализ

2. Работа на месте пожара

3. Начальная стадия экспертного исследования. Визуальный осмотр

4. Инструментальные исследования

4.1. Приборы и оборудование

4.2. Методика проведения исследования

4.2.1. Морфологический анализ методом оптической микроскопии с помощью компьютерного анализатора изображения

4.2.2. Морфологический анализ методом РЭМ

4.2.3. Исследование методом РСА

4.2.4. Этапы экспертного исследования

5. Использование полученных результатов в экспертизе пожаров

6. Примеры практического применения методики

Способы контроля состояния контактных соединений в процессе эксплуатации электрических сетей

Организация обслуживания электросетей

Обслуживание действующих электроустановок должно осуществляться специально подготовленным высококвалифицированным электротехническим персоналом.

Действующими электроустановками считаются такие установки или их участки, которые находятся под напряжением полностью или частично или на которые в любой момент может быть подано напряжение включением коммутационной аппаратуры.

Квалифицированный обслуживающий персонал – это лица, прошедшие проверку знаний в объеме, обязательном для данной работы, и имеющие квалификационную группу по технике безопасности, предусмотренную правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок.

Ответственность электропотребляющей и электроснабжающей организаций за состояние и обслуживание электроустановок определяется актом разграничения балансовой принадлежности электросетей и эксплуатационной ответственностью сторон, который прилагается к договору о пользовании электроэнергией.

Энергопотребляющей организацией может быть правление садово-огородного товарищества, коттеджного или индивидуального жилищного строительства. Если электрические сети и трансформаторная подстанция находятся на балансе энергопотребляющей организации, то эксплуатация оборудования и сетей осуществляется соответствующим ответственным персоналом, нанимаемым правлением (советом) садового товарищества; если на балансе энергоснабжающей организации – то ее персоналом.

Поэтому правление товарищества должно иметь в штате лицо, ответственное за общее состояние электрохозяйства, а также осуществляющее контроль за состоянием электропроводок на индивидуальных участках и в садовых или коттеджных домах. Это лицо, именуемое в дальнейшем «Лицо, ответственное за электрохозяйство», обязано обеспечить выполнение Правил технической эксплуатации электроустановок потребителей и Правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей. Назначение лица, ответственного за электрохозяйство в товариществе, проводится правлением товарищества совместно с соответствующими органами энергонадзора. Данное лицо должно иметь IV или V квалификационную группу в зависимости от того, какие электроустановки находятся на балансе садовоогородного товарищества: V группу для электроустановок напряжением выше 1000 В, IV группу для электроустановок напряжением до 1000 В.

При отсутствии электротехнического персонала соответствующей квалификации или неудовлетворяющего требованиям Правил технической эксплуатации электроустановок потребителей, правление товарищества обязано обеспечить эксплуатацию электроустановок в строгом соответствии с указанными Правилами путем передачи электроустановок по договору специализированной эксплуатационной организации. В противном случае эксплуатация электроустановок запрещается.

Лицо, ответственное за электрохозяйство, обязано обеспечить:

• периодические осмотры, проведение мелкого ремонта, вызываемого производственной необходимостью, в порядке текущей эксплуатации;

• правильное ведение эксплуатационной документации;

• своевременность и правильность расчетов за электроэнергию;

• наличие и своевременную проверку средств защиты;

• выполнение предписаний Энергонадзора в установленные сроки;

• своевременное представление установленной отчетности.

Лицо, ответственное за электрохозяйство, несет персональную ответственность за нарушения в эксплуатации электроустановок, а также за неправильную ликвидацию любых нарушений на обслуживаемом оборудовании.

Ответственность за несчастные случаи, происшедшие от поражения электрическим током, несут лица, ответственные за электрохозяйство и правление (совет) товарищества (персонально – председатель правления).

1. При приемке в эксплуатацию вновь сооружаемой воздушной линии электропередачи до 1000 В электромонтажной организацией должна быть передана садово-огородному товариществу следующая документация:

• проект линии с расчетами и изменениями, внесенными в процессе строительства и согласованными с проектной организацией;

• исполнительная схема сети с указаниями на ней сечений проводов и их марок, защитных заземлений, средств грозозащиты, типов опор и др.;

• акты осмотра выполненных переходов и пересечений, составленные вместе с представителями заинтересованных организаций;

• акты на скрытые работы по устройству заземлений и заглублений опор;

• описание конструкции заземлений и протоколы измерений сопротивления заземлителей;

• паспорт линии, составленный по установленной форме;

• инвентарная опись вспомогательных сооружений линии сдаваемого аварийного запаса материалов и оборудования;

• протокол контрольной проверки стрел провеса и габаритов воздушной линии в пролетах и пересечениях.

Каждый электрик должен знать:  Формулы и уравнения неопределенных интегралов

2. Перед приемкой в эксплуатацию вновь сооруженной или вышедшей из капитального ремонта воздушной линии проверяются:

• техническое состояние линии и соответствие ее проекту;

• равномерность распределения нагрузки по фазам;

• заземляющее и грозозащитные устройства;

• стрелы провеса и вертикальные расстояния от низшей точки провода до земли.

3. Включение ВЛ под рабочее напряжение производится после запуска линии в эксплуатацию в соответствии с «Правилами пользования электрической энергией».

4. Кабельная линия электропередачи может быть принята в эксплуатацию при наличии следующей технической документации:

• проекта линии со всеми согласованиями, перечнем отклонений от проекта, согласованных с проектной организацией;

• исполнительного чертежа трассы в соответствующем масштабе;

• кабельного журнала и паспортов на соединительные муфты;

• актов на скрытые работы, актов и исполнительных чертежей на пересечения и сближения кабелей с подземными коммуникациями, актов на монтаж кабельных муфт;

• протоколов заводских испытаний кабелей, осмотров и проверки изоляции кабелей;

• протоколов испытаний кабельных линий после прокладки;

• паспорта кабельных линий.

5. При приемке в эксплуатацию вновь сооруженной кабельной линии производится испытание в соответствии с требованиями ПУЭ. Лицо, ответственное за электрохозяйство, должно вести технический надзор в процессе прокладки и монтажа кабельной линии, сооружаемой монтажной организацией.

Для охраны воздушных и кабельных линий электропередачи, за исключением ответвлений и ответвлений и вводов в здания воздушных линий, устанавливают охранную зону в виде участка земли по 2 метра от крайних проводов или кабелей в каждую сторону от линии.

В пределах охранной зоны без письменного соглашения владельца линии запрещается:

а) для воздушных линий:

• осуществлять строительные и монтажные работы, проводить посадку и вырубку деревьев, складировать материалы;

• проводить погрузочно-разгрузочные работы;

• устраивать проезды для машин и механизмов, имеющих общую высоту с грузом или без груза от поверхности дороги более 4,5 м;

б) для кабельных линий:

• запрещается производить земляные работы на глубине более 0,3 м, планировку грунта при помощи бульдозеров, экскаваторов и других землеройных машин;

• нельзя сбрасывать тяжести более 5 тонн;

• разливать растворы кислот, щелочей и солей, устраивать свалки на трассе.

Трассу воздушной и кабельной линии необходимо периодически очищать от поросли и деревьев и содержать в безопасном в пожарном отношении состоянии.

Правление товарищества и лицо, ответственное за электрохозяйство, обязано проводить разъяснительную работу по охране ВЛ и КЛ, принимать меры к приостановлению работ в охранной зоне, выполняемых кем-либо с нарушениями, и привлекать к ответственности в установленном порядке этих нарушителей.

Ответственное лицо за электрохозяйство садовоогородного товарищества обязано обеспечить проведение технического обслуживания, текущих и капитальных ремонтов. Техническое обслуживание включает в себя осмотры ВЛ и КЛ, профилактические проверки и измерения, устранение мелких повреждений.

Осмотр ВЛ и КЛ проводят не реже одного раза в 6 месяцев. Внеочередные осмотры проводят после сильных бурь, ураганов, морозов, гололедных явлений, ливней и паводков, пожаров в зоне трассы и других стихийных бедствий.

При осмотре линии лицо, ответственное за электрохозяйство, должно обращать внимание на:

• наличие ожогов, трещин, и боя изоляторов, обрывы и оплавления жил проводов, целостность вязок;

• состояние опор и крен их вдоль или поперек линий;

• целостность бандажей на деревянных опорах;

• состояние стоек железобетонных опор и приставок;

• наличие и целостность заземляющих устройств;

• состояние соединений, наличие набросов и касание проводами ветвей деревьев;

• состояние вводных ответвлений;

• состояние концевых кабельных муфт и спусков.

Капитальный ремонт проводят в сроки, установленные в зависимости от конструкции, механического состояния элементов линии и условий эксплуатации, но не реже одного раза в 6 лет.

В целях своевременной ликвидации аварийных повреждений в наружных электросетях товарищество должно иметь аварийный запас материалов и деталей согласно установленным нормам.

Запрещается набрасывать на провода, приставлять и привязывать к опорам и проводам посторонние предметы, влезать на опоры, загромождать подходы к ним и сбрасывать на провода снег с крыш домов и сооружений.

Организация и частные лица, проводящие строительные или монтажные работы в зоне линий электропередачи, обязаны не позднее чем за 3 дня до начала выполнения работ согласовать их проведение с правлением товарищества и принять меры к обеспечению сохранности этих сетей. Выполнение работ вблизи воздушных линий с использованием различных механизмов допускается только при условии, что расстояние от механизма или поднимаемого им груза до ближайшего провода, находящегося под напряжением, будет не менее 1,5 м. Расстояние от кабеля на территории товарищества до места земляных работ определяет в каждом конкретном случае правление товарищества.

При невозможности соблюдения условий, обеспечивающих безопасность работ, с участка электрической сети должно быть снято напряжение.

Должностные лица и граждане, виновные в невыполнении Правил охраны электрических сетей, а также в нарушении нормальной работы наружных электросетей, привлекаются к ответственности в установленном порядке.

Границы ответственности за состояние и обслуживание электроустановок между электропроводкой потребителя и наружными электросетями садовоогородного товарищества или района индивидуальной жилищной застройки устанавливаются на первых изоляторах воздушного ответвления, установленных на здании или трубостойке; при кабельном вводе – на наконечниках питающего кабеля на вводе в здание.

Потребитель несет ответственность:

• за техническое состояние, технику безопасности и эксплуатацию находящихся в его ведении электроустановок;

• за целостность счетчика (пломб на крышках), за достоверность показаний счетчика;

• за рациональное расходование электроэнергии, а также за своевременное выполнение предписаний инспектора энергонадзора и лица, ответственного за электрохозяйство.

В целях обеспечения надежной и безопасной эксплуатации электроустановки потребитель обязан:

• усвоить необходимые технические знания по технике безопасности и эксплуатации электроустановок;

• проводить проверку состояния, профилактические испытания и ремонт принадлежащих ему электроустановок в объемах и в сроки согласно действующим нормам;

• своевременно оплачивать потребленную электроэнергию согласно показаниям счетчика;

• обеспечить доступ к электроустановке представителям органов энергонадзора и лицу, ответственному за электрохозяйство товарищества, для контроля за условиями эксплуатации электрооборудования и для контроля за расходованием энергии;

• выполнять в установленные сроки предписания и указания инспектора энергонадзора и лица, ответственного за электрохозяйство, об устранении недостатков в устройстве, эксплуатации установок;

• немедленно сообщать лицу, ответственному за электрохозяйство, или персоналу снабжающей организации о всех неисправностях в работе или повреждениях электросчетчика, о поражении электрическим током людей или животных, о всех неисправностях в наружных электрических сетях;

• не производить на трассах линий земляных и строительных работ без предварительного разрешения правления товарищества.

При обнаружении неточностей показаний электросчетчика потребитель должен заявить об этом в правление и в течение 10 дней установить новый счетчик.

Правление товарищества имеет право, предварительно предупредив потребителя, прекратить подачу ему электроэнергии в следующих случаях:

• неудовлетворительное состояние электроустановок потребителя, угрожающее аварией, пожаром и создающее угрозу для жизни людей и за невыполнение требований правления или лица, ответственного за электрохозяйство, по устранению недостатков в электроустановке;

• самовольное присоединение токоприемников к наружным электрическим сетям;

• нарушение схемы подключения счетчика;

• недопущение инспектора энергонадзора, лица, ответственного за электрохозяйство, к электроустановке потребителя или к электросчетчику.

При обнаружении у потребителя изменения схемы включения электросчетчика, срыва пломбы, его повреждения, искусственного торможения диска и других нарушений правление товарищества обязано провести перерасчет за пользование электроэнергией потребителем за время, прошедшее со дня последней проверки.

Если потребитель в целях хищения электроэнергии оборудовал скрытую электропроводку, обнаружить которую ответственному лицу за электрохозяйство при предыдущих посещениях не представлялось возможным, то потребителю делают перерасчет за пользование электроэнергией со дня открытия расчетного счета.

Нарушения, допущенные потребителем при пользовании электроэнергией, оформляют двухсторонним актом лица, ответственного за электрохозяйство, и потребителя в двух экземплярах, один из которых вручается потребителю.

Акт считается действительным и при отказе потребителя от подписи. На основании акта правление товарищества определяет количество недоучтенной электроэнергии и делает перерасчет.

Перерасчет проводится по следующей методике:

• по осветительным токоприемникам – исходя из числа часов горения системы искусственного освещения в зависимости от географической широты расположения садово-огородного товарищества и времени года;

• при наличии у потребителей штепсельных розеток – из расчета пользования электроустановками мощностью 600 Вт в течение 24 часов в сутки на каждую штепсельную розетку;

• при наличии стационарно подключенных систем электрообогрева или другого бытового назначения мощностью более 600 Вт – по фактической мощности подключенного электрооборудования из расчета использования его в течение 24 часов в сутки.

При неоплате неучтенной электроэнергии в 10-дневный срок потребителю прекращают подачу электроэнергии, и правление товарищества передает иск в суд о взыскании с потребителя предъявленной суммы в принудительном порядке.

Характерные неисправности электрооборудования и способы их устранения

Внешними признаками неисправности электропроводки является перегорание предохранителей или автоматических защитных устройств и появление специфичного запаха горелой изоляции, иногда искрение или перегрев проводки.

Повреждения электропроводки и ее элементов могут происходить из-за небрежного или неосторожного с ней обращения, в результате некачественного выполнения монтажных работ, при физическом износе проводов и кабелей.

При техническом обслуживании внутренних электропроводок проверяют состояние проводов и кабелей и их изоляции, натяжение и закрепление проводов на роликах и изоляторах. Обвисшие и незакрепленные провода и кабели подтягивают и надежно закрепляют. При обнаружении поврежденных роликов, изоляторов, изоляционных трубок, фарфоровых воронок и втулок их немедленно заменяют другими. Поврежденные участки проводки заменяют новыми. Если повреждена изоляция проводов, допускается поврежденный участок проводки изолировать липкой изоляционной лентой или трубкой из изолирующего материала.

При ремонте помещения не допускается замазывание проводки известью, побелкой или закрашивание краской, так как попадание на провода воды и растворителей краски ухудшают их изоляцию, что может привести к короткому замыканию. Вода проникает в трещины, впитывается в гигроскопические материалы, смешивается с грязью, растворяет кислоты и щелочи, образуя электролиты. Последние разрушают не только изоляционные материалы, но и металлы.

Не допускается завешивать провода коврами, портьерами, гардинами и другими легковоспламеняющимися материалами. Нельзя подвешивать провода на гвозди, оттягивать их проволокой или веревкой.

Электропроводку и ее элементы периодически осматривают и проверяют. Количество периодических осмотров электропроводки зависит от ее конструктивного исполнения и характеристики помещения. Выявленные при осмотре неисправности, дефекты, повреждения устраняют немедленно.

К электроустановочным устройствам относятся: штепсельные розетки, выключатели, вилки, патроны, предохранители и т. п.

Неисправности электроустановочных устройств.

Характерной неисправностью выключателей является механическое заедание рычажка или клавиши. При осмотре выключателя могут быть обнаружены отломанные контактные пружины, подгоревшие контактные пластины, обломанные пластмассовые детали, трещины в основаниях и крышках. Как правило, такие выключатели ремонту не подлежат и заменяются новыми.

В штепсельных розетках со временем ослабевают пружины, сжимающие контактные гнезда, в результате чего штепсельное соединение нагревается, контакты покрываются нагаром и оплавляются. Для надежной работы штепсельного соединения необходимо сжать или заменить пружины и обеспечить контакт, при котором штифты штепсельных вилок плотно держатся в гнездах розетки. При отсутствии запасных сжимных пружин, наличии трещин и сколов в основании и крышке штепсельные розетки подлежат замене.

При выдергивании штепсельной вилки из скрытой розетки она может выпасть вместе с проводами из коробки. Вставлять ее обратно можно, только предварительно обесточив электросеть. При закреплении штепсельной розетки в коробке необходимо следить за тем, чтобы провода не попали под распорные лапки. Винты крепления лапок завинчивают поочередно и равномерно.

Использование тройников. Иногда в одну розетку через тройник-разветвитель подключают одновременно несколько мощных электроприборов. Этого делать не рекомендуется, так как большая нагрузка на подводящие к розетке провода приводит к перегреву последних и быстрому высыханию изоляции.

Светильники с лампами накаливания

Наиболее распространенной неисправностью осветительной сети является перегорание электрической лампочки. Для проверки лампы накаливания необходимо воспользоваться заведомо исправной лампой. Если такая замена не дает положительного результата, причину следует искать в патроне. Необходимо проверить, имеется ли касание цоколя с центральным контактом. При необходимости его нужно немного отогнуть. При плохом контакте «цоколь-патрон» возможны приваривание цоколя лампы к патрону, перегрев лампы патрона, светильника и подводящих проводов. При наличии механических поломок контактных стоек, обгорании пластмассовых корпусов, наличии трещин и сколов патрон необходимо заменить на заведомо исправный.

Лампы накаливания часто не выворачиваются из патрона из-за того, что заржавел цоколь или приварился центральный контакт. Применение большого усилия приводит, как правило, к отрыву цоколя. В этом случае необходимо обесточить электросеть, вывернув предохранительные пробки или отключив автоматические выключатели. Затем, осторожно вращая колбу лампы, отрывают проволочки, на которых она висит. Плоскогубцами выворачивают оставшийся в патроне цоколь лампы. В тех случаях, когда не удается вывинтить цоколь, разбирают патрон.

При перезарядке патрона необходимо тщательно проводить оконцовку проводов. После зачистки от изоляции многожильный провод скручивают, чтобы не было торчащих в стороны проволочек. Затем круглогубцами формуют колечко, желательно колечко облудить. Место зачистки изоляции и провод до колечка обматывают изоляционной лентой. Правильная перезарядка необходима и при присоединении проводов и шнуров к бытовым электроприборам. В случае неаккуратной оконцовки проводов возможно короткое замыкание между торчащими жилами или достаточно одному проводку из колечка коснуться наружных частей арматуры, чтобы при прикосновении к ним человек попал под напряжение.

Светильники с люминесцентными лампами

Люминесцентные светильники представляют собой сложное устройство со многими конструктивными элементами и большим количеством контактов. Поэтому неполадки при эксплуатации ламп бывают очень разнообразными. Возможные неполадки в работе люминесцентных ламп и способы их устранения приведены в табл. 38.

Люминесцентные лампы вынимают из патронов с большой осторожностью, чтобы не повредить цоколь и не разбить стекло лампы, так как в лампе находятся пары ртути, которые являются очень токсичными.

Таблица 39. Возможные неисправности в светильниках с люминесцентными лампами, причины и способы их устранения

При эксплуатации люминесцентных ламп необходимо знать, что характер газового разряда в значительной степени определяется величиной давления газа или паров, в которых происходит разряд. При понижении температуры давление паров в лампе падает и процесс зажигания и горения лампы ухудшается, а при температуре ниже 5 °C лампа вообще не зажигается.

Оптимальной температурой эксплуатации люминесцентных ламп является температура 20–25 С.

Техническое обслуживание светильников, как правило, проводят одновременно с техническим обслуживанием электропроводок.

В состав работ по техническому обслуживанию светильников входят следующие операции:

• проверка крепления, состояния крюков и кронштейнов;

• проверка соответствия мощности установленных ламп;

• проверка состояния изоляции проводов в местах ввода их в светильники и в местах оконцевания их;

• удаление пыли и грязи с арматуры светильников;

• снятие стекол и электроламп и их промывка;

• замена стекол, имеющих трещины и сколы;

• снятие корпуса патрона, зачистка контактов, подтягивание ослабевших зажимов;

• осмотр состояния осветительной арматуры и замена неисправных деталей;

• окраска металлических частей арматуры.

Все виды работ проводят при отключенном напряжении.

Соединительные шнуры и штепсельные вилки

Неисправности шнура. Наиболее часто во время эксплуатации изнашивается и повреждается присоединительный шнур электроприемника. Основными неисправностями соединительных шнуров являются излом или обрыв жил проводников, а также нарушение изоляции, в результате чего возможно короткое замыкание. Поэтому перед каждым включением проверяют состояние изоляции и оплетки шнура, особенно в местах входа его в вилку, штепсельный разъем или в прибор. Шнур или гибкий провод не должен перекручиваться, на нем не должны образовываться узлы, закрутки и т. д. В таких местах изоляция шнура быстро изнашивается, и оголяются токоведущие жилы. Оголенные места шнура тщательно изолируются. Если оголенных мест много, то шнур полностью заменяют.

Обрыв токоведущих жил по длине устраняют путем перезарядки шнура. Для этого шнур в месте обрыва или излома жилы разрезают разбежкой 10–20 мм, жилы зачищают и соединяют. Каждую жилу изолируют в отдельности, а затем накладывают общую изоляцию. При повреждении шнура в месте ввода в электроприбор конец шнура с контактными кольцами укорачивают на 60–80 мм, зачищают концы шнура от изоляции на длину 20–25 мм и делают контактные кольца, которые затем желательно облудить. Концы шнура с контактными кольцами покрывают на длине 10 мм изоляционной лентой так, чтобы из изоляции выступало кольцо, после чего шнур подсоединяют к прибору.

Характерными неисправностями штепсельной вилки являются:

• обрыв (излом) шнура при входе в корпус вилки;

• ненадежный контакт оконцованного провода с контактным штырем;

• окисление и коррозия контактного штыря.

При осмотрах квартирных щитков необходимо обращать внимание на состояние контактов в местах присоединения проводов. Ненадежное соединение приводит к нагреву и обгоранию контакта, разрушению изоляции и образованию искрения. Такие контакты очищают от копоти и туго затягивают.

Автоматические выключатели, ПАРы и плавкие вставки предохранителей должны соответствовать нагрузкам и сечениям проводов и кабелей. Не подлежат ремонту и заменяются новыми аппараты защиты с поврежденными корпусами.

Квартирные щитки со шкафами должны иметь исправные замки, надежное уплотнение дверей. Не разрешается хранить в этих шкафах посторонние предметы.

Электросчетчики не должны иметь повреждение корпуса, смотровых стекол, клеммных крышек и др. На счетчике устанавливают две пломбы: одну – на винтах, крепящих кожух счетчика, другую – на клеммной крышке при установке или замене счетчика.

Исправность счетчика можно определить по вращению его диска. При отключении диск счетчика должен останавливаться, совершив не более одного оборота. Если же диск после отключения всех токоприемников продолжает вращаться, то счетчик следует снять и перепроверить в соответствующих организациях. Если же счетчик окажется исправным, но при отключенной нагрузке диск продолжает вращаться, то это значит, что изоляция электропроводника повреждена и имеет место значительная утечка тока. В этом случае необходимо прекратить пользование электроэнергией, установить место повреждение проводки и исключить утечку электроэнергии.

Эксплуатация электропроводки с повышенными токами утечки опасна с пожарной точки зрения (возможно возгорание строения), и с точки зрения электробезопасности, так как под напряжением могут оказаться сырые стены здания.

Определить правильность показания счетчика можно и в домашних условиях. Для этого отключают все светильники, нагревательные приборы и другие потребители. На 10–15 минут включают один потребитель с заведомо известной мощностью, например электролампу, и определяют фактический расход электроэнергии, который должен совпадать с показаниями счетчика с учетом погрешности последнего.

Внешними признаками перегрузки счетчика являются специфический запах подгоревшей изоляции, ненормальное гудение счетчика, пожелтение стекла смотрового окошка.

Жужжание счетчика, если оно не сопровождается самоходом, не является признаком его неисправности.

Срабатывание средств защиты происходит из-за коротких замыканий в электропроводке и токоприемниках или от перегрузки.

Чтобы быстро и точно определить место замыкания, пользуются методом последовательного включения нагрузок. Для этого отключают все электроприемники. Заменяют сгоревшую пробку, включают ПАР или автоматический выключатель. Если защита опять срабатывает сразу, то наиболее вероятным местом короткого замыкания является электропроводка или штепсельная розетка. Если срабатывание защиты сразу не произойдет, то поочередно включают осветительные приборы, затем другие токоприемники до возникновения короткого замыкания. В светильниках повреждение чаще всего бывает в патронах. В том случае, когда защита срабатывает через некоторое время после включения нагрузки, необходимо отключить часть электроприемников (уменьшить нагрузку), так как в этом случае нагрузка сети превышает ток срабатывания защиты.

Нельзя ставить вместо заводской пробки проволочные перемычки (жучки), так как они не сгорают даже при больших токах, в результате чего может загореться изоляция и произойти пожар.

Перед включением в сеть любого бытового электроприбора убеждаются, что напряжение, на которое рассчитан прибор, соответствует напряжению электросети. Нельзя включать в сеть приборы, не соответствующие напряжению сети. Перед включением в сеть нового прибора следует обратить внимание на потребляемый ими ток или мощность и подсчитать, выдержат ли предохранители и электропроводка включение этих приборов.

Профилактические испытания электропроводок

При испытаниях проверяют целостность жил и правильность фазировки – подключение фазы на выключатель и на центральный контакт патрона.

Не реже одного раза в три года проверяют изоляцию электропроводки мегомметром напряжением 500 или 1000 В. Сопротивление изоляции измеряют между каждым проводом и землей. Наименьшее сопротивление изоляции – 0,5 МОм. Если сопротивление меньше 0,5 МОм, то необходимо определить причину и исправить поврежденную часть электропроводки.

Назарычев А.Н. Методы и модели оптимизации ремонта электрооборудования объектов энергетики с учетом технического состояния — файл n1.rtf

Назарычев А.Н. Методы и модели оптимизации ремонта электрооборудования объектов энергетики с учетом технического состояния
скачать (1761.9 kb.)
Доступные файлы (2):

n1.rtf 10540kb. 19.02.2002 00:07 скачать
n2.pdf 45kb. 02.08.2002 19:23 скачать
    Смотрите также:
  • Ящура А.И. Система технического обслуживания и ремонта энергетического оборудования. Справочник (Документ)
  • Сипливая М.Б. Вопросы и ответы по дисциплине Методы оптимизации (Документ)
  • Костенко Е.М. Монтаж, техническое обслуживание и ремонт промышленного и бытового электрооборудования (Документ)
  • Организация эксплуатации и ремонта электрооборудования электрических станций и сетей (Документ)
  • Курсовой проект Организация работ по проведению технической экспертизы конструкций и объектов недвижимости НГАСУ (Сибстрин) (Курсовая)
  • Назарычев А.Н., Андреев Д.А., Таджибаев А.И. Справочник инженера по наладке, совершенствованию технологии и эксплуатации электрических станций и сетей (Документ)
  • Рекомендации по обследованию и оценке технического состояния крупнопанельных и каменных зданий (Документ)
  • Повный А.В. Ремонт электрооборудования в доме. Школа ремонта (Документ)
  • Рыбалко В.В. Математические модели контроля надежности объектов энергетики (Документ)
  • Николаев Г.П. (утв.) Методика оценки остаточной стоимости транспортных средств с учетом технического состояния (Р-03112194-0376-98) (Документ)
  • Рекомендации по обследованию и мониторингу технического состояния эксплуатируемых зданий, расположенных вблизи нового строительства или реконструкции (Документ)
  • Электростанции. Ремонт электрооборудования (Документ)

n1.rtf

Глава 2. СРЕДСТВА КОНТРОЛЯ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ
2.1. Классификация средств диагностирования
Целью диагностирования является обеспечение рациональной эксплуатации электрооборудования при заданных показателях надежности и сокращение затрат на техническое обслуживание и ремонт. Эта цель достигается путем управления техническим состоянием электрооборудования в процессе эксплуатации, что позволяет проводить техническое обслуживание и ремонт в соответствии с данными диагностирования.

Основная задача технического диагностирования состоит в получении достоверной информации о техническом состоянии электрооборудования в процессе эксплуатации. Эта задача решается на основе измерения, контроля, анализа и обработки количественных и качественных значений параметров электрооборудования, а также путем управления оборудованием в соответствии с алгоритмом диагностирования.

Анализ причин возникновения и проявления дефектов электрооборудования показывает, что техническое состояние (ТС) каждого из них характеризуется только ему присущими индивидуальными и общими признаками. Для каждого типа оборудования характерны свои типовые дефекты, многократно встречающиеся в эксплуатации. Объединив все дефекты и признаки их появления в отдельные группы получим структуру диагностирования электрооборудования, состоящую из трех уровней и подсистем: проверки функционирования, выявление дефектов, оценки и прогнозирование работоспособности. При этом каждый последующий уровень использует результаты предыдущих.

Как уже отмечалось, техническая диагностика электрооборудования включает в себя два основные направления – оперативную и ремонтную диагностику.

В основные задачи оперативной диагностики входит:

  • раннее выявление дефектов на работающем или выведенном из работы для обследования (но не разобранном) оборудовании;
  • прогнозирование развития дефектов, оценка их опасности, оценка общего состояния оборудования;
  • подготоука рекомендаций по дальнейшей эксплуатации и техническому обслуживанию оборудования (например, немедленный вывод в ремонт, сдвиг сроков плановых ремонтов, работа без ограничений и т.д.).
  • Ремонтная диагностика осуществляется на выведенном из работы в ремонт оборудовании. В ее основные задачи входит:
  • локализация дефектов оборудования;
  • определение объема ремонтно-восстановительных работ вплоть до рекомендации о целесообразности замены оборудования.

Большое разнообразие видов оборудования и задач технического диагностирования привело к тому, что в настоящее время применяются средства диагностирования самых различных принципов построения и назначения. Все эти средства различаются по следующим признакам [10, 11, 12, 13]: способам технической реализации; конструктивному исполнению; расположению относительно объекта диагностирования; степени автоматизации; универсальностью; принципам воздействия на объект диагностирования; формой обработки и представления информации о состоянии объекта; режимам работы и рядом других.

На рис. 2.1. показана классификация технических средств диагностирования по ряду основных признаков.

К аппаратурным средствам диагностирования относят различные устройства: приборы, пульты, стенды, специальные промышленные компьютеры. Аппаратурные средства, составляющие с объектом диагностирования конструктивно единое целое, являются встроенными аппаратурными средствами диагностирования. Примерами подобных средств могут быть электроизмерительные приборы (тока, напряжения, мощности, частоты и т. п.), устройства индикации технического состояния элементов (реле, светоизлучающие диоды, неоновые лампы и т. п.), устройства контроля изоляции и другие.

Если в схемах эксплуатации электрооборудования встроенные средства диагностирования не предусмотрены, либо их оказывается недостаточно для диагностирования с требуемой глубиной, то применяют внешние аппаратурные средства диагностирования, выполненные отдельно от конструкции оборудования и подключаемые к нему лишь в процессе диагностирования. Простейшими примерами внешних аппаратурных средств могут быть комбинированные приборы для измерения в цепях постоянного и переменного тока, тестеры логического состояния, электронно-лучевые и цифровые осциллографы, переносные измерительные комплекты и т. п.

Рис. 2.1. Классификация технических средств диагностирования.

Если аппаратурные средства диагностирования предназначены только для однотипного оборудования, то они являются специализированными, а если — для оборудования различного конструктивного выполнения и функционального назначения, то универсальными.

Внешние специализированные средства диагностирования это устройства, используемые например для проверки работоспособности отдельных элементов или узлов электрооборудования на стадиях технического контроля после выполнения ремонтных работ.

В число встроенных специализированных средств диагностирования могут входить специально разработанные вычислительные устройства с жестко запрограммированными алгоритмами диагностирования конкретной системы электрооборудования.

Универсальные средства диагностирования технически более сложны и, как правило, построены на базе серийных промышленных компьютеров.

Программные средства диагностирования представляют собой компьютерные программы, которые управляют работой оборудования в соответствии с алгоритмом диагностирования. Они применимы, например, для программируемых контроллеров, микропроцессорных систем управления релейной защитой и других. Программы обеспечивают техническое диагностирование оборудования как в процессе использования его по прямому назначению (рабочие программы), так и при кратковременном прерывании функционирования объекта (специальные, испытательные программы). Программные средства в сочетании с аппаратурными образуют программно-аппаратурные средства диагностирования, позволяющие решать задачи самодиагностирования оборудования, например на основе современных SCADA – систем.

По степени автоматизации средства диагностирования могут быть ручными, автоматизированными и автоматическими. Применение ручных средств требует участия человека-оператора и в подключении средств к объекту диагностирования, и в принятии решений о его техническом состоянии. Такой подход снижает производительность и объективность диагностирования. Как правило, ручные средства выполняются специализированными.

Автоматизированные средства требуют частичного участия оператора для их подключения к оборудованию и выбора режимов диагностирования. Основная же процедура диагностирования, включая выдачу информации о техническом состоянии оборудования, осуществляется автоматически.

Автоматические средства (микропроцессорные комплекты, микро- и мини-ЭВМ) решают задачи диагностирования без вмешательства человека.

Автоматизированные и автоматические средства могут быть как специализированными, так и универсальными. Они обладают высоким быстродействием и достоверностью диагностирования.

В зависимости от форм обработки и представления информации технические средства диагностирования могут быть разделены на аналоговые, цифровые и цифро-аналоговые.

По степени воздействия на объект диагностирования технические средства могут быть активными и пассивными. Активные воздействуют на объект, посылая в него сигнал, вызывающий реакцию объекта, которая затем и анализируется. Возмущающие сигналы могут быть импульсными, ступенчатыми, гармоническими и др. Пассивные средства выполняют лишь измерения, обработку и оценку сигналов, характеризующих состояние объекта.

Из всего многообразия средств диагностирования в энергетике наибольшее применение в настоящее время находят аппаратурные средства для определения работоспособности и неисправности отдельных сборочных единиц электрооборудования. Программные и программно-аппаратурные средства диагностирования получают широкое внедрение по мере распространения микропроцессорных систем и вычислительной техники.
2.2. Технические требования к средствам диагностирования
Важность решения проблемы обеспечения надежности электрооборудования на основе применения методов и средств диагностики, предъявляет к последним высокие требования. При проектировании и эксплуатации средств диагностирования эти требования характеризуются следующими показателями [13]:

  • номинальными и допустимыми значениями входных и выходных сигналов;
  • статической и динамической точностью их измерения;
  • глубиной диагностирования (числом диагностируемых сигналов);
  • достоверностью диагностирования;
  • технической и метрологической надежностью;
  • способом связи с объектом диагностирования;
  • формой представления результатов.

Перечисленные показатели взаимосвязаны и должны быть согласованы между собой. Рассмотрим основные из них.

При диагностировании электрооборудования контролируются аналоговые и дискретные сигналы в широком диапазоне изменения их номинальных значений. Так, например, выходные сигналы информационно-измерительных устройств находятся на уровне 0…±5 В по напряжению и 0…±10 мА по току, а силовой части электрооборудования на уровне 0…±1150 кВ и 0…±10 4 кА. Исходя из требований унификации, целесообразно принять входные и выходные сигналы средств диагностирования в соответствии с рядом значений шкал приборов, принятых в государственной системе приборов [14]. Унификация облегчает объединение приборов в комплексы и подсоединение датчиков к компьютерной технике. Выходные сигналы средств диагностирования, технически реализованных, на элементах компьютерной техники должны совпадать по уровню с входными сигналами компьютеров. Это даст возможность непосредственно реализовать информационные технологии управления электрооборудованием энергообъектов, в зависимости от результатов его диагностирования.

Технические средства диагностирования могут иметь погрешность измерения, удовлетворяющую ряду ±5; ±2,5; ±1% [14]. На величину погрешности влияют: вид сигнала (аналоговый или дискретный), способ и форма передачи информации, а также статические и динамические характеристики контролируемых параметров электрооборудования.

Высокий уровень электромагнитных и технологических помех на объектах энергетики, связанный со спецификой работы оборудования и естественными колебаниями электрических и технологических параметров предъявляет высокие требования к помехозащищенности и помехоустойчивости средств диагностирования.

Когда используют аппаратурные средства диагностирования и соблюдают иерархический принцип выделения дефекта, начиная с диагностирования отдельных функциональных элементов и, заканчивая оборудованием в целом, то для каждого из них считают достаточным контролировать не более чем 2 5 …2 6 диагностических параметров. Дальнейший рост числа входных сигналов неоправданно усложняет техническую реализацию средств диагностирования и может сказаться на увеличении длительности диагностирования [13]. Для программных средств диагностирования количество контролируемых сигналов определяется емкостью носителя информации и практически может быть неограниченным.

Достоверность средств диагностирования – свойство обеспечить соответствие результата диагностирования истинному состоянию объекта – зависит от глубины диагностирования (набора или числа контролируемых параметров), периода проверки и его длительности, помехоустойчивости и т. п. Достоверность диагностирования снижается при увеличении длительности периода проверки из-за возможных дефектов оборудования за время между проверками. В зависимости от требуемой точности оценки диагностических параметров оборудования (оценки исправности, работоспособности или правильности функционирования) период проверки отдельных элементов электрооборудования может колебаться в широких пределах: от 10 -4 до 10 5 с.

Факторы, влияющие на период проверки, определяют целесообразную их длительность. Быстродействие диагностирования растет по мере снижения числа контролируемых параметров, выбора из их состава наиболее информационных, применения встроенных средств диагностирования, а также использования программирующих вычислительных устройств.

Надежность средств диагностирования, не должна быть меньше уровня надежности элементов и деталей электрооборудования, а также не должна снижать их надежность в процессе диагностирования. В частности, неисправность средств диагностирования не должна сказываться на работоспособности электрооборудования. Достижение высокой надежности средств диагностирования может быть обеспечено за счет использования в них высоконадежных комплектующих элементов и деталей, выбором системных и технических решений построения схем, устойчивых к различным дестабилизирующим факторам, применением резервных устройств, методом самоконтроля и т. п.

К техническим средствам диагностирования могут предъявляться высокие требования по метрологической надежности, особенно при оценке работоспособности и прогнозировании технического состояния оборудования. По отношению к средствам выделения неисправностей объекта, когда они выражены в логической форме, метрологические требования могут быть существенно снижены, поскольку пороговые значения сигналов 1 и 0, как правило, различаются заметно [13].

Для внешних средств диагностирования необходимо гальванического разделения электрических цепей оборудования и средств диагностирования. Последнее диктуется не только условиями надежности работы низковольтной измерительной цепи средств диагностирования, но и условиями безопасности диагностирования устройств с высоким потенциалом. При этом сопротивление изоляции между гальванически развязанными цепями должно находиться в пределах 30…40 МОм [14].

Результаты диагностирования должны быть представлены в удобной для их анализа форме. Обычно это индикация в виде световой и звуковой сигнализации, или документированной записи на бумажных и магнитных носителях.
2.3. Методы диагностирования электрооборудования
Особенности, методические и информационные основы методов диагностирования электрооборудования достаточно разнообразны и подробно описаны в специальной литературе [6, 9, 15 — 21 и др.]. Поэтому ниже дается лишь общий обзор наиболее распространенных методов контроля, разрабатываемых в России. Некоторые применяемые и наиболее перспективные разрабатываемые методы диагностирования электрооборудования приведены в табл. 2.1.

Метод инфракрасной термографии. Изменение температуры элементов и узлов электрооборудования в процессе эксплуатации является важным информативным признаком их технического состояния. Дистанционный контроль температуры нагрева токоведущих частей, контактных соединений, корпусов электрооборудования, подвесной и опорно-стержневой изоляции реализуется средствами тепловизионного контроля [17].

Таблица 2.1. Методы диагностирования электрооборудования

Электрооборудование Методы диагностирования
Турбогенераторы Диагностика теплового состояния обмотки ротора.

Диагностика неисправностей обмотки статора.

Диагностика системы охлаждения стержней обмотки статора.

Контроль вибрации и диагностика механического состояния.

Диагностика щеточно – контактного аппарата.

Контроль электромагнитного излучения.

Диагностика уплотнений и подшипников.

Диагностика системы возбуждения.

Силовые трансформаторы Хромотографический анализ газов растворенных в масле.

Контроль износа контактов РПН.

Тепловизионный контроль трансформатора.

Регистрация частичных разрядов в изоляции.

Выключатели высокого напряжения Контроль коммутационного и механического ресурса.

Оценка состояния контактной системы.

Контроль характеристик привода.

Контроль состояния фарфоровых изоляторов.

Контроль утечек дугогасительной среды (воздух, элегаз)

Высоковольтные электродвигатели Диагностика обрыва стержней короткозамкнутого ротора.

Контроль витковых замыканий.

Вибрационный контроль обмотки статора

Контроль подшипникового узла.

Контроль и защита от неуспешных пусков.

Контроль эксцентриситета воздушного зазора между ротором и статором.

Контроль неполнофазных режимов.

Контроль направления вращения.

Непрерывный селективный контроль активного сопротивления изоляции.

Оценка расхода ресурса на основе контроля пусковых и длительных режимов работы.

КРУ и токопроводы Дуговая защита.

Тепловизионный контроль состояния электрических контактов и изоляторов.

Воздушные и кабельные линии Дистанционная тепловизионная диагностика контактов и подвесной изоляции.

Контроль частичных разрядов.

Диагностика опор ЛЭП.

Контроль состояния изоляции кабелей.

Метод диагностики основан на ригистрации инфракрасного излучения. Разрешающая способность тепловизионного контроля 0,2С. В энергосистемах наиболее широко распространены отечественные тепловизоры ТВ–03 и тепловизоры шведской фирмы AGEMA, например, AGEMA–782.

Оценка технического состояния контактных соединений производится сравнением температуры однотипных контактов, находящихся в одинаковых условиях по нагрузке и охлаждению, а также температурой контактного соединения и сплошных участков токопроводов. Оценка технического состояния изоляторов основана на оценке разницы температур дефектного и непробитого изолятора. Эта разница определяется напряжением на изоляторе и величиной диэлектрических потерь фарфора изолятора:

,

где: — угловая частота напряжения сети; С – емкость изолятора; Uиз – напряжение на изоляторе; tg — тангенс угла диэлектрических потерь в изоляторе; эфф – коэффициент излучения материала изолятора; Fиз – площадь поверхности излучения изолятора; Тиз — температура изолятора; То – температура окружающей среды.

Температура пробитого изолятора равна температуре окружающей среды, т.к. напряжение на нем равно нулю. Температура непробитого изолятора, определяется по средним параметрам емкости, размеров и напряжения, превышает температуру окружающей среды на 0,40,5С.

Тепловизионный метод контроля получил наибольшее применение в открытых и закрытых распределительных устройствах напряжением 35 кВ и выше, а также на линиях электропередач. На рис. 2.2 – 2.5 приведены примеры реализации метода тепловизионной диагностики для различного электрооборудования одного из энергообъектов. На рис. 2.2 и 2.5 показаны результаты тепловизионной диагностики изоляторов соответственно в опорной колонке разъединителя 220 кВ и высоковольтного ввода трансформатора 110 кВ. На рис. 2.3 и 2.4 показаны результаты тепловизионной диагностики контактных соединений у разъединителя 220 кВ и масляного выключателя 6 кВ.

Рис. 2.2. Результаты тепловизионной диагностики изоляторов в опорной колонке разъединителя 220 кВ.

Рис. 2.3. Результаты тепловизионной диагностики контактного соединения на опорной колонке разъединителя 220 кВ.

Рис. 2.4. Результаты тепловизионной диагностики контактных соединений выводов выключателя 6 кВ.

Рис. 2.5. Результаты тепловизионной диагностики высоковольтного ввода трансформатора 110 кВ.

На основе анализа приведенных результатов тепловизионной диагностики можно сделать вывод о величине отклонения температуры, возможной причине дефекта, опасности его дальнейшего развития и дать рекомендации по устранению.

Метод хромотографического контроля маслонаполненного оборудования. Это наиболее распространенный и проработанный в энергетике метод диагностики [18]. Он применим для раннего обнаружения развивающихся дефектов внутри маслонаполненных силовых трансформаторов, автотрансформаторов, шунтирующих реакторов, крупных электрических машин с водомасляной системой охлаждения, измерительных трансформаторов, высоковольтных вводов и высоковольтных кабелей. Идея метода основана на предположении, что повреждение в маслонаполненном электрооборудовании сопровождает­ся выделением различных газов, отсутствующих в масле при нор­мальной работе. Эти газы растворены в масле. Выделив их из масла и проведя хроматографический анализ, можно обнаружить дефекты на ранней стадии возникновения. В настоящее время изучен состав газов, содержащихся в масле недефектного нормально работающего электрооборудования, выявлены газы, характерные для различных повреждений и граничные их концентрации. При этом определяют концентрации водорода H2, метана СН4, этилена C2H4, этана C2H6, ацетилена C2H2, окиси и двуокиси углерода СО, СО2 и других газов.

Отбор масла из работающего трансформатора производится специ­альными маслоотборниками поршневого типа. При этом исключается соприкосновение масла с окружающей воздушной средой и предотвращаются потери растворенных в масле газов в процессе отбора. Масло помещается в замкнутый объем и газ над поверхностью масла подвергается анализу. Для анализа состава, динамики изменения и концентрации газов в пробах масла применяют хроматографы.Кроме того, известны встроенные средства анализа газов, растворенных в масле, и выделившихся газов, а также устройства непрерывного контроля, основанные на определении CO2 и H2, растворенного в масле. Характер и примерное место повреждения определяют по количественному составу газов. Необходимость выявления дефекта на ранних стадиях его развития требует обработки данных хроматографического анализа. Оценка со­стояния маслонаполненного оборудования осуществляется, как прави­ло, на базе четырех критериев: 1 — предельных концентраций; 2 — скорости нарастания концентраций газов; 3 — отношений концентраций газов; 4 — критерий равновесия.

Первый критерий позволяет судить по значению превышение предельных кон­центраций о характере внутренних дефектов. Так сильные повреждения изоляции, характеризуются высокой концентрацией водорода и ацетилена и обычно сопровождаются наличием углекислого газа. Относительно большая концентрация насыщенных и ненасыщенных углеводородов СН4, C2H4, C2H6 (кроме C2H2) в сочетании с небольшим процентом Н2 указывает на тепловое разложение масла вследствие перегрева металлических частей; если присутствует заметное количество СО и СО2, то это означает, что происходит разложение целлюлозы; резкое увеличение СО2 и Н2 может говорить о сильном локальном перегреве, сопровождающемся обугливанием масла. Если количество СО2 в 10. 20 раз больше, чем СО при отсутствии других газообразных продуктов разложения, то причиной является термическое разложение целлюлозы. При высоких температурах обнаруживается небольшое количество Н2, а содержание кислорода заметно снижено. Наличие водорода и небольшого количества этилена и СО2 показательно для частичных разрядов. В случае слабого искрении обнаруживается небольшое количество C2H2. Присутствие C2H2 говорит о развивающемся дефекте внутри трансформатора, который необходимо вывести из эксплуатации и осмотреть.

При втором критерии контролируется скорости нарастания концентраций газов. Если прирост содержания газов составляет более 10% в месяц, трансформатор ставится на учащенный контроль. Достоверность оценки состояния с помощью этого критерия значительно выше по углеводородным газам и СО, чем по водороду и оксиду углерода, потери которых в пробе масла иногда соизмеримы с численным значением этого критерия.

Третий критерий основан на использовании 3-х отношений пар газов: C2H22Н4, CH4/H2 и C2H42H6. Например выполнение условия C2H2/C2H4 1 указывает на дефект термического характера, а отношение C2H42H6 характеризует температуру перегрева. Наиболее частыми причинами указанных отношений являются: возникновение дефектов в изоляции трансформаторного железа, нагрев и выгорание контактов РПН, нарушение изоляции стяжных шпилек и ярмовых балок с образованием короткозамкнугого контура, нагрев контактов соединений отводов низкого напряжения.

Четвертый критерий основан на сопоставлении результатов анализа масла из газового реле и из пробы. Используется в случаях срабатывания газо­вой защиты. На базе этого критерия делается заключения о возможности включения трансформаторов в работу и определялся дефект электрического характера, когда повторное включение трансформатора могло бы при­вести к увеличению очага повреждения.

Перспективным направлением применения указанных критериев кри­териев является разработка алгоритмов для реализации автоматизированных систем оценки состояния маслонаполненного электрооборудования. Следует отметить универсальность метода и, растущую с увеличением напряжения, эффективность его использования.

Метод контроля диэлектрических характеристик изоляции. Метод основан на измерении диэлектрических характеристик, к которым относятся токи утечки, величины емкости, тангенс угла диэлектрических потерь ( tg ) и др [22]. В основе контроля тока утечки лежит измерение тока, проходящего через твердую изоляцию при наличии напряжения. Известно два метода контроля. В первом прямом методе измеряется модуль комплексной проводимости изоляции или ее емкость. Метод требует регистрации долей процента в изменении контролируемого параметра, применения различных схем повышения чувствительности и помехоустойчивости, что является его недостатком. Во втором методе сравниваются емкости и tg однотипного электрооборудования с помощью схемы Шеринга. Метод требует наличия специальных измерительных выводов изолированной от земли конструкции. Метод может использоваться для контроля за высоковольтными измерительными трансформаторами и конденсаторами связи.

Метод контроля разрядов. Все большее распространение в качестве показателя состояния изоляции электрооборудования получает использование разрядов. Известные методы измерения характеристик разрядов можно разделить на измерение частичных (ЧР), пазовых и поверхностных разрядов и на электрические и неэлектрические методы [22]. Методы применяются на напряжении 110 кВ и выше в трансформаторах и электрических машинах.

Исследуются зависимости уровня интенсивности ЧР в изоляции электрических машин от тепловых и механических воздействий. Анализируются данные для выявления связей между характеристиками ЧР и сроками службы изоляции. Измерение ЧР позволяет контролировать состояние изоляции во время испытаний и выявлять ее предаварийное состояние. Наличие ЧР определяется по появляющимся импульсам напряжения и по изменениям электромагнитного поля во внешней цепи с помощью электромагнитного датчика. Известны устройства, контролирующие амплитуду и частоту следования импульсов в определенных диапазонах частот.

Основные трудности использования метода частичных разрядов связаны с наличием помех, обусловленных коммутациями и переходными процессами в первичных цепях установки, наличием коронных разрядов, радиопомех и т. д. Проблема измерений сигнала и его отделение от помех не всегда разрешима. Эффективность использования контроля ЧР увеличивается с ростом рабочего напряжения, так как, с одной стороны, растет напряженность электрического поля и вероятность возникновения дефектов, с другой – появляется возможность отказаться от испытаний повышенным напряжением.

Выявлять пазовые разряды, искрения и образования дуг целесообразно и в обмотках крупных электрических машин под нагрузкой. Причина возникновения разрядов: ослабление пазовых клиньев, истирание и усадка подклиновых прокладок между стержнями обмоток статора, обрыв элементарных проводников, вибрация пластин гибких выводов и др. Выявить искровой, тлеющий и дуговой разряды можно с помощью, например, индуктивных датчиков. Выявить разряды можно также с помощью проводящих электродов, наложенных на изоляцию, емкостных датчиков, подключаемых к нейтрали и линейному выводу, или антенны, устанавливаемой на роторе, высокочастотного трансформатора, устанавливаемого в цепи заземления нейтрали и измерителя радиопомех.

Дефекты стержневых изоляторов, такие как трещины и локальные проводящие загрязнения, являются источником поверхностных разрядов (ПР). Образование ПР сопровождается излучением в звуковом, оптическом и радио – диапазонах. Известен метод контроля оптического излучения ПР с помощью электронно-оптического дефектоскопа. Он основан на регистрации пространственно-временного распределения яркости свечения и определении по ее характеру дефектных изоляторов. Для этих же целей с разной эффективностью применяют радиотехнический и ультразвуковой методы, а также методконтроля ультрафиолетового излучения с помощбю электронно-оптического дефектоскопа «Филин» [23]. Данный принцип можно применить и для выявления таких дефектов как: обрыв стержней ротора асинхронного электродвигателя, образование дуги в комплектном распределительном устройстве (КРУ) и т.п.

Описанные методы не дают однозначной связи уровня и характера контролируемых параметров с характером и местом повреждения. Они универсальны по принципу и требуют индивидуального подхода к каждому объекту и специальных экспериментальных исследований.

Метод вибродиагностики. Для контроля за техническим состоянием механических узлов большое значение имеет связь параметров объекта с таким интегральным признаком как спектр частот вибрации [24]. Всякое параметрическое возбуждение сказывается на смещении спектра. Это и используется в качестве признака. Чувствительность данного метода тем выше, чем выше диапазон рассматриваемых информативных частот. Оценка состояния по смещению низкочастотных составляющих спектра менее эффективна.

Электрофизический метод контроля. Перспективным направлением диагностики электрооборудования является применение электрофизических методов контроля. Достоинство таких методов в быстродействии получения первичной информации, в удобстве ее передачи и представлении в виде сигнала отклика. Легко встраиваются датчики в объект, сравнительно проста аппаратурная реализация, хорошие возможности настройки на различные электрофизические эффекты, высока эффективность выявления дефектов. Легко поддаются автоматизации и реализации на ЭВМ.

Методической основой использования электрофизических методов является принцип наблюдаемости, а носителями информации являются электрофизические эффекты, возникающие при активизации физических процессов. По способам проявления, вывода и обработки информации эффекты такого типа можно разделить на интегральные эффекты и связанные с ними переходные процессы, эффекты нелинейности, флуктационные эффекты и шумы.

Использование электрофизических эффектов производится на основе определения способа проявления деффетк или дефектообразующего фактора в виде конкретного физического процесса и возможности наблюдения за этим процессом внешними средствами. Эта возможность обуславливается силой проявления эффекта и разрешающей способностью используемых измерительных средств.
2.4. Применение методов прогнозирования технического состояния при эксплуатации электрооборудования
В результате диагностирования электрооборудования в процессе эксплуатации осуществляется раннее обнаружение дефектов и определяется его техническое состояние в текущий момент времени. С точки зрения выбора оптимальной стратегии технического обслуживания и ремонта требуется прогноз развития дефектов и перспективная оценка технического состояния на последующий период эксплуатации. Прогнозирование технического состояния повышает эффективность диагностирования. Методы прогнозирования реализуются на основании алгоритмов и программ диагностирования электрооборудования. Описанные в литературе различные методы, применяемые при прогнозировании технического состояния машин и механизмов можно разделить на аналитические, вероятностные и распознавания образов [12].

Метод аналитического прогнозирования позволяет получать параметры оборудования, размерность которых соответствует размерности контролируемых параметров. При этом значения вычисленных параметров характеризуют протекание процесса во времени. Данный метод, как правило, применяется, когда известна аналитическая зависимостью функции изменения диагностического параметра во времени.

Особенностью метода вероятностного прогнозирования является определение вероятности сохранения работоспособности оборудования в функции времени, т.е. результат прогноза определяет вероятность выхода или невыхода контролируемого диагностического параметра за допустимые пределы. При этом определяются вероятностные характеристики: плотность распределения значений параметров, математическое ожидание и дисперсия.

Метод распознавания образов (статистической классификации) заключается в том, что прогнозирование можно начинать с момента осуществления однократного контроля диагностируемого оборудования. В результате прогноза контролируемый объект относят к тому или иному классу технического состояния, который устанавливают заранее по критерию работоспособности или долговечности и принимают за эталон (образ). Затем исходя из закономерности изменения параметров данного класса решают, как будет изменяться данный параметр в будущем.

Выбор метода прогнозирования во многом определяется требуемой точностью и достоверностью. Получить абсолютно точный прогноз технического состояния проблематично. Это обусловлено множеством факторов, влияющих на процесс прогнозирования. К основным факторам можно отнести: степень изученности исследуемого диагностического процесса, глубину и частоту диагностирования, точность измеряемых параметров, выбранный метод прогнозирования и др. Поэтому точность прогнозирования технического состояния электрооборудования возможно оценить только ориентировочно. В результате чего случайная составляющая в изменениях диагностических параметров является определяющей.

При прогнозировании технического состояния электрооборудования решаются следующие задачи:

  • выявляются сборочные единицы электрооборудования, техническое состояние которых значительно изменится в последующий период эксплуатации;
  • контролируются параметры и признаки изменения технического состояния электрооборудования;
  • осуществляется сравнение диагностических параметров с величинами их нормативных значений;
  • нормируются значения диагностических параметров;
  • фиксируется момент, абсолютное значение и длительность выхода диагностических параметров электрооборудования за допустимые пределы;
  • выполняется накопление, отображение и регистрация обрабатываемой информации;
  • проводится первичная обработка диагностической информации о техническом состоянии оборудования;
  • вычисляются текущие и перспективные значения обобщенных ресурсных показателей технического состояния контролируемого электрооборудования;
  • назначаются сроки проведения профилактических работ, направленных на повышение уровня работоспособности электрооборудования;
  • выдается информация персоналу о техническом состоянии и рекомендации о целесообразных изменениях процесса эксплуатации каждой единицы электрооборудования.

Описание математического аппарата некоторых наиболее простых и применяемых методов прогнозирования технического состояния и ресурса электрооборудования приведено в [9, 12, 25, 26, 27]. К ним относятся следующие методы прогнозирования: линейный; многоступенчатый линейный; по среднему статистическому изменению параметра; по реализации изменения параметра и др. Методы прогнозирования основываются на результатах контроля технического состояния и реализуются с помощью алгоритмов и программ диагностирования электрооборудования.
2.5. Структура автоматизированной системы контроля технического состояния электрооборудования
Создание и развитие систем диагностирования электрооборудования проходит несколько этапов. На первом этапе используются штатные датчики, приборы и устройства. В последствии они дополняются недостающими датчиками, специализированными, локальными и интегральными средствами. К интегральным средствам можно отнести, например, контроль температуры токоведущих частей и контактов, контроль сопротивления изоляции, контроль электрической прочности, средства, реагирующие на процессы сопровождающиеся горением дуги и разрядами, вибрационные процессы и др. К локальным средствам относятся, например, средства, выявляющие несостоявшийся пуск электродвигателя, витковое замыкание в обмотке статора и др.

На следующем этапе по мере развития информационных систем, на базе указанных средств, создается автоматизированная система контроля технического состояния (АСКТС) электрооборудования. Она в свою очередь последовательно перерастает в подсистему АСУ ТП электрической части, затем энергообъекта в целом и затем в региональную и отраслевую систему.

АСКТС представляет взаимосвязанный комплекс технических и программных средств с необходимым набором датчиков и устройств, связанных с ЭВМ. Программное обеспечение реализуется на основе современных SCADA – систем, которые обеспечивают живучесть АСКТС при работе в реальном времени. АСКТС предназначена для контроля за режимами работы электротехнического оборудования и для определения по разработанным алгоритмам значений сработанного ресурса.

Выходная информация АСКТС представляется оперативному персоналу. На основе ее анализа вырабатываются рекомендации по выбору оптимальной стратегии управления состояниями процесса эксплуатации электрооборудования различных технологических групп на энергетическом объекте. Структурная схема конфигурации комплекса технических средств АСКТС приведена на рис. 2.6. Рассмотрим наиболее важные этапы работы АСКТС.

На объекте диагностирования (ОД) установлены датчики, состав и количество которых определяется задачами АСКТС и количеством контролируемого электрооборудования. Различают датчики с унифицированными и не унифицированным слабым сигналам. Датчики на выходе которых будет постоянный ток 0-50мА или напряжение постоянного тока в диапазоне 0-5мВ, принадлежат к датчикам с унифицированными сигналом. Другие датчики требуют усиления сигнала (унификации), что приводит к увеличению погрешности.

На вход АСКТС (рис. 2.6.) поступают сигналы с датчиков 1 аналогового (сигналы непрерывного измерения) и дискретного типов, про­порциональные величине контролируемого параметра (тока, температуры и т. д.) или положению контактов. Сигналы низкого уровня, прежде чем послать на обработку необходимо усилить и привести к нормальному уровню. Для этого используется блок нормирующих преобразователей (НП) 2, где сигналы приводятся к линейной шкале с задан­ной начальной и конечной точками. Для установления ко­нечной точки применяется метод линеризациии и масштабирования.

Дискретные сигналы по способу ввода в ЭВМ разделяются на пассивные 1 и инициативные 3.

Пассивный сигнал (ПС) вводится в машину по ее инициативе путем последовательного опроса всех имеющихся сигналов, инициативный сам входит в ЭВМ при любом изменении сигнала. Для ввода инициативных сигналов (ИС) используется специальный блок 4 — ввода инициативных сигналов (БВИС). При изменении такого сигнала БВИС вызывает прерывания работы ЭВМ, которая прекращает обработку информации и обрабатывает поступивший инициативный сигнал — например, фиксирует в памяти ЭВМ факт срабатывания датчика, привязывает этот момент к астрономическому времени, сигнализирует о срабатывании дежурному персоналу и др. Обработав инициативный сигнал, ЭВМ возвращается к прерванной обработке информации. Следовательно, каждый инициативный сигнал нарушает нормальное течение вычислительного процесса. Поэтому их число не должно быть очень большим.

Рис. 2.6. Структурная схема автоматизированной системы контроля технического состояния (АСКТС) электрооборудования рассредеточенного энергообъекта

Процедура сбора информации с аналоговых датчиков (АД). Все датчики разбиты на однородные группы и подключаются к быстродействующему коммутатору (контроллеру) 5. Контроллер управляет датчиком времени — таймером 6. По команде таймера начинается очередной цикл опроса датчиков. Первый АД присоединяется к НП, нормирующему аналоговый сигнал. Преобразователь усиливает его до стандартного уровня. Далее нормали­зованные сигналы поступают на вход блока коммутатора 5, который поочередно подключает датчики к блоку аналого-цифрового преобразователя (АЦП) 7. Блок коммутатора как бы вырезает из непрерывного во времени аналогового сигнала о значении контролируемого параметра (тока, температуры и т. д.) кратковременный импульс. Таким образом, он одновременно с переключением сигналов выпол­няет амплитудно-импульсную модуляцию, что позволяет обрабатывать в общих для АСКТС блоках сигналы, поступа­ющие от совокупности датчиков различного электрооборудования. В АЦП аналоговый сигнал превращается в двоичное число. Дискретный сигнал в подобном преобразовании не нуждается. Затем аналоговый сигнал поступает на приемный регистр ЭВМ 8 и направляет на обработку. Причем, указанные цепи, для повышения надежности и безопасности работы должны иметь гальваническую развязку (ГР).

Коммутатор опрашивает следующий датчик. Пока его сигнал через устройство связи с объектом (УСО) доходит до приемного регистра 8, ЭВМ производит обработку информации первого датчика. Так опрашивается каждый датчик. После опроса последнего п-ого датчика таймер отсчитывает заданную выдержку времени Т и начинает новый цикл опроса. Значение Т зависит от особенностей технологического процесса, числа датчиков и возможностей ЭВМ. Такая система сбора информации называется циклическим опросом. Ее основное преимущество в простоте организации опроса датчиков. Кроме того, циклический опрос достаточно устойчив к кратковременным сбоям в каналах опроса и ЭВМ. Так, если на текущем цикле опроса i – го датчика (i = 1, 2, 3, … п) произошел сбой ЭВМ и сигнал получить не удалось, то для расчетов можно использовать информацию предыдущего цикла, что не приведет к тяжелым последствиям. На следующем цикле, после устранения сбоя, можно будет получить новое значение контролируемого параметра.

Рассмотрим процесс прохождения и обработки сигнала в ЭВМ. Каждый из п сигналов, характеризующий контролируемый параметр Пi с выхода приемного регистра 8 последовательно поступает в арифметический блок 9, где сравнивается с уставкой Пу, значение кото­рой поступает из блока памяти 10. Адрес ячейки блока па­мяти, в которой хранится уставка на соответствующее электрооборудование, поступает из блока управления 11. Значение уставки выбирается для каждого типа электрооборудования из усло­вия Пу = Пдл.д. Если контролируемый параметр электрооборудования Пi Пу или превышения предельного до­пустимого значения скорости нарастания контролируемого параметра, что определяется арифметическим блоком 9, логический блок 12 выдает в блок управления 11 сигнал, по которому информация об аварийном состоянии электрооборудования передается в блоки индикации и печати, а также в блок формирования управляющих воздействий 15 на от­ключение электрооборудования. Получив такой сигнал, блок 15 вырабатывает и выдает в объект диагностирования через блок защи­ты 16 управляющие воздействия на немедленное отключение аварийного электрооборудования от сети, предупреждая тем самым возможность наступления его необратимого отказа.

Все параметры, определенные на данном цикле измерения регистрируются и помещаются в информационную базу 17 (на винчестер) ЭВМ. В этом блоке формируется архив по контролируемым режимным параметрам. Имеющуюся информацию можно использовать при разборе аварийных ситуаций и для расчета сработанного ресурса электрооборудования.

Для контроля за сработкой ресурса в процессе эксплуатации ведется непрерывная регистрация определяющих ресурс параметров. При достижении заданных значений сработки ресурса назначаются профилактические ремонтные работы или расширенный объем диагностирования. Контроль за сработкой ресурса целесообразно вести для коммутационных аппаратов, трансформаторов и крупных электродвигателей.

В основе оценки сработки ресурса выключателей лежит зависимость износа контактов от количества и величины токов нагрузки и короткого замыкания. Поэтому, для контроля за сработкой ресурса выключателей в АСКТС контролируется вид и количество произведенных коммутаций для каждого значения тока.

Контроль за сработкой ресурса трансформаторов выполняется на базе модели теплового износа изоляции обмоток. Разработаны алгоритмы расчета относительного износа изоляции в зависимости от величины нагрузки и температуры наиболее нагретой точки трансформатора с учетом температуры окружающей среды.

Контроль за сработкой ресурса изоляции электродвигателей ведется благодаря фиксации числа и длительности пусков и регистрации реальных нагрузок.

Выходная информация АСКТС концентрируется в таблицах на экране дисплея 13 или может быть напечатана на принтере 14. В таблицах размещается также информация о величине сработанного ресурса и ретроспективных режимах.

Из ЭВМ по последовательному каналу обработанная информация поступает на сервер 18, где решаются задачи АСУП энергообъекта.

Добавить комментарий