УДАЛЕНИЕ ПОВРЕЖДЕННЫХ ОБМОТОК И НАМОТКА НОВЫХ
Удаление поврежденных обмоток. Для удаления обмотки статор помещают в печь, где пазовая и витковая изоляция сжигается. Обжиг изоляции в печи ведут при температуре 280. 300 °С в течение 5. 8 ч. Однако этот способ занимает много времени, так как температуру печи нельзя поднять выше 280 “С во избежание воспламенения изоляции обмотки. Тем не менее изоляция обмотки иногда воспламеняется, так как температура распределяется неравномерно по объему печи. В местах воспламенения изоляции наблюдаются местные перегревы, которые могут ухудшить структуру обмоточной меди и активной стали статора. Этот способ неприменим для статоров с алюминиевым корпусом, так как последний может расплавиться при загорании обмотки.
Более эффективно индукционное выжигание изоляции обмоток статора электродвигателя. При этом способе выжигания изоляции обмоток статор электродвигателя 6 (рис. 15.2) помещают в нагреватель, в котором он как бы является вторичным замкнутым накоротко витком
Рнс. 15.2. Индукционное выжигание изоляции обмоток статоров:
/ — откидное ярмо; 2 — сменный стержень; 3 — изоляционный цилиндр; 4 — обмотка; 5 — неподвижное Г -образное ярмо; 6 — статор; 7 — подставки корпуса двигателя; 8— выводы первичной обмотки; 9— корпус двигателя трансформатора. Протекающий по активной стали и корпусу статора ток нагревает их, выжигая при этом пазовую и витковую изоляцию.
Установка для индукционного выжигания изоляции устроена и работает следующим образом. По внутреннему диаметру статора подбирают сменный стержень 2 с таким расчетом, чтобы между внутренним диаметром статора 6 и стержнем был минимальный зазор. Для увеличения коэффициента мощности и КПД желательно, чтобы длины обмоток стержня, нагревателя и корпуса двигателя были одинаковыми. В некоторых случаях для этой цели на стержень надевают два одинаковых корпуса или несколько корпусов. Подобрав сменный стержень, его устанавливают на неподвижное ярмо 5 так, чтобы размеры магнитной цепи были минимальными (стержень двигают по неподвижному ярму, сокращая размеры магнитной цепи, и фиксируют в нужном положении). Затем на сменный стержень 2 надевают один или несколько одинаковых статоров двигателей и откидное ярмо / закрывают, образуя замкнутую магнитную цепь. На обмотку нагревателя подается напряжение. Процесс выжигания длится от 60 до 120 мин, что значительно меньше, чем при обжиге в печи, так как при индукционном способе допускаются более высокие температуры (до 500 °С). Это объясняется тем, что температура пазовой части обмотки значительно выше, чем лобовой, а к воспламенению склонна лишь лобовая часть обмотки, находящаяся в воздушной среде. Этот способ безопасно применять и для электродвигателей с алюминиевым корпусом, так как самовоспламенения изоляции не наблюдается. После обжига изоляции из пазов статора извлекают старую обмотку, статор промывают в моечной машине и продувают пазы сухим сжатым воздухом при помощи шланга со специальной насадкой.
Намотка новых обмоток. В пазы статора укладывают предварительно заготовленную главную — пазовую изоляцию (гильзование пазов). Затем туда укладывают предварительно подготовленную обмотку, одновременно вставляют междуфазную изоляцию и пазовые клинья. После этого соединяют обмотку статора, сваривают схему при помощи графитного электрода и трансформатора с вторичным напряжением 6. 18 В мощностью I кВ • А и окончательно изолируют схему.
Перед пропиткой изоляцию обмотки испытывают повышенным напряжением относительно корпуса и между фазами, проверяют на витко- вые замыкания, убеждаются в правильности схемы соединения. Обмотку сушат, затем пропитывают и вновь сушат в электропечи с автоматическим регулированием температуры. Температура и продолжительность сушки зависят от марки применяемых лаков и класса изоляции электродвигателя. Обычно для пропитки статор погружают в бак с лаком и держат там до прекращения выделения из лака пузырьков воздуха.
Обмотки асинхронных электродвигателей изготовляют из обмоточного провода ПЭТВ, ПЭТ-155. Для пазовой и межслоевой изоляции класса нагревостойкости А применяют пленкоэлектрокартон толщиной 0,27 мм, имеющий высокие диэлектрические качества. В электродвигателях класса нагревостойкости В используют еще более качественную изоляцию — пленкоасбокартон толщиной 0,3 мм, а класса F — стеклолакоткань и гибкий стекломиканит. Для электродвигателей с изоляцией класса Е используют буковый пазовый клин, а для классов В и F — стеклотекстолит.
Бандажируют обмотки в электродвигателях электроизоляционными чулками АСЭЧ. Для выводных концов используют высококачественные установочные провода: ПТЛ-200, РКГМ и др. Для изоляции выводов катушек, внугримашинных соединений и мест паек используют электроизоляционные материалы ТЭЧ и ТКС. Для пропитки обмоток применяют высококачественные лаки МЛ-92, ПЭ-933 и электроизоляционные эмали для защитного покрытия ГФ-92ХС, ГФ-92ГС, ЭП-91.
Обмотки статоров асинхронных электродвигателей изготовляют из мягких катушек и укладывают в полузакрытые пазы в один или два слоя способом «всыпания». Все катушки наматывают, как правило, на универсальных шаблонах. Однако укладку катушек в пазы, формирование лобовых частей и их бандажирование выполняют вручную. Чтобы не повредить изоляцию катушек при укладке их в пазы, применяют «мягкий» инструмент (деревянные молотки, фибровые или текстолитовые доски и клинья).
В асинхронных двигателях с фазовым ротором применяют катушечные обмотки роторов (всыпные и впротяжку) и стержневые. В машинах малой мощности на практике применяют всыпные обмотки, которые по технологии изготовления не отличаются от статорных. Обмотанные и пропитанные лаком статоры, роторы и якоря сушат в печах.
Примерный объем сушильной печи можно определить по удельному объему печи, приходящемуся на 1 кВт мощности подвергаемых сушке электродвигателей, ДК= 0,02. 0,04 м 3 /кВт. Мощность печи определяют по удельной мощности, приходящейся на 1 м 3 объема печи, АР = 3. 8 кВт/м 3 .
Для ускорения сушки в печи желательно обеспечить циркуляцию воздуха путем применения специального вентилятора.
Тема: «Разборка обмоток из круглого провода»
Начинается разборка с обрезки лобовой части. Проводят обрезку на токарных или специальных станках, что повышает производительность труда. В станках используются фрезы или ножевые резцы.
Чтобы извлечь обмотку из пазов необходимо ослабить сцепление обмотки с сердечником путем ослабления пазовой изоляции. Это осуществляют выжигом или размягчением изоляции.
Выжиг — производят для ЭМ с чугунным или стальным корпусом.
Выжиг — не применяется для ЭМ с алюминиевым корпусом, т.к. могут измениться размеры корпуса и ослабнуть посадка сердечника.
1 — В печи статор устанавливают горизонтально, чтобы не произошло смещение сердечника относительно корпуса из-за ослабления прессовки.
2 — Выжиг производится в печи при t = 350ْ о С В течении 4 — 6 часов. Температуру выше не поднимают, т.к. это может привести к нарушению межлистовой изоляции сердечника. При выжиге пазовая изоляция обугливается и теряет механическую прочность.
3 — После извлечения из печи статор охлаждают до 50 — 60 о С и отправляют на удаление
Недостаток этого метода – наличие вредных газов.
Поэтому печи оборудуются вытяжной вентиляцией.
Химическоеразмягчением пазовой изоляции.
1. Изоляцию омещают в ванну на 6-8 час. с раствором 10% едкого натрия (каустич.соды) нагретого до 80 — 90 о С.
2. Удаляют без особых усилий обмотку.
3. Сердечник промывают в проточной воде и сушат.
Недостаток – метод трудоёмок, требует большого расхода воды, раствор, получившийся при
промывке нужно нейтрализовать перед сливом в канализацию.
Высокочастотный нагрев – наиболее прогрессивный метод.
Тепло выделяющееся в сердечнике передаётся в пазовую изоляцию и далее к проводникам обмотки. При нагреве температура лака между пазовой изоляцией и сердечником оказывается выше чем между пазовой изоляцией и проводниками. Поэтому при последующем извлечении обмотки, она выходит из пазов с пазовой изоляцией. Оставляя пазы чистыми.
Высокочастотная установка ВЧИ – 63/0,44 работает в режиме частот420 — 451 кГц и Р = 63 кВт, как в ручном так и в автоматическом режиме.
1. Установку настраивают на партию однотипных статоров.
2. Выбранный индуктор (10) устанавливают в зажим (3) и подключают к нему контур водяного охлаждения.
3. На стол устанавливают статор (4) и вводят в него индуктор (10) так, чтобы он не касался сердечника.
4. Пультом (2) включают «нагрев». Сердечник нагревается до требуемой температуры за несколько секунд.
5. Нагретый статор перемещается по рольгангу (9) на место где удаляется обмотка.
Очищенные сердечники направляются на мойку. Если в ремонте отсутствуют обмоточные данные, то после извлечения обмотки, несколько катушек прикрепляют к статору и по ним уточняют обмоточные данные (диаметр провода, число элементарных проводников в одном эффективном, длину лобовой части и тр.).
Лекция 3
Тема: « Разборка обмоток из прямоугольного провода»
Из прямоугольного провода выполняются:
— фазные обмотки ротора АД;
— статорные обмотки крупных СМ и АМ;
— якорные обмотки и обмотки возбуждения МПТ;
— обмотки возбуждения СМ.
Лекция 4
Тема: «Дефектация деталей и узлов ЭМ»
При дефектации проводится визуальный осмотр и проведение необходимых измерений и испытаний.
Дефектация статора.
1. Визуально проверяют: — наличие трещин, сколов и деформаций корпуса,
— состояние резьбовых отверстий,
— крепление сердечника в корпусе,
— наличие распушения крайних листов и выгорания отдельных листов сердечника,
2. Щупом толщиной 0,2мм проверяют плотность сборки сердечника. Щуп должен входить между листами не более чем на 2 — 3мм.
3. Штангенциркулем замеряют длину сердечника по дну паза и верхней части зубцов. По этим замерам судят о распушении листов. Для сердечника l = 100мм допускается 2 мм
l = 101 — 150мм допускается до 3мм.
3. Производятся замеры в 2х взаимно перпендикулярных плоскостях поверхности сердечника и зомков корпуса служащих для посадки подшипниковых щитов.
Статор бракуется при:
— наличии откола 2х лап,
— наличии сквозных трещин в корпусе,
— выгорании 1 или нескольких зубцов на длинне более 50мм или1/3длины сердечника,
— увеличении воздушного зазора более чем на 15%,
— при значительных повреждениях сердечника.
Дефектация ротора.
1. Якорь устанавливают на призмы и производят внешний осмотр.
2. Измеряют диаметр сердечника (для дальнейшего расчёта воздушного зазора) и посадочные места шеек вала под подшипники вентилятор.
3. Измеряют биение шеек вала и сердечника.
4. Проверяют состояние шпоночных пазов и выходного конца вала.
5. Осматривают коллектор и контактные кольца, измеряют их биение относительно вала.
6. Измеряют сопротивление изоляции коллекторав и контактных колец,
7. Дефектация сердечника ротора проводится так же как и статора.
Ротор бракуется если:
— имеется излом вала или значительный износ сердечника.
— в к.з.роторе если имеется обрыв литого стержня.
Дефектация щёточного узла.
1. Визуально проверяют состояние пружин, щёткодержателей выводных проводов (кабелей). Расстояние между щёткой и щёткодержателем не должно превышать 0,3 – 0,5мм,
2. Проверяется давление пружин на щётку. Оно должно быть одинаково для всех щёток.
3. Измеряют сопротивление изоляции между щёткодержателем и корпусом.
Лекция 5
Тема: «Ремонт сердечников (магнитопроводов).
Характерные повреждения сердечников статоров (роторов):
1. Ослабление посадки сердечника в корпусе (на валу),
2. Сдвиг сердечника в осевом направлении,
3. Распушение крайних листов,
4. Ослабление прессовки,
5. Нарушение изоляции между листами,
6. Выгорание или оплавление отдельных участков.
7. Износ внутренней (наружной) поверхности.
Ремонт при ослаблении посадки сердечника.
При ослаблении посадки сердечника статора – его устанавливают на место по заводскому исполнению и закрепляют новыми стопорами или кольцевыми шпонками, просверлив для стопоров отверстия в новом месте.
При ослаблении посадки ротора – его выпрессовывают с вала, вал ремонтируют или заменяют на новый и вновь устанавливают сердечник.
Лекция 6
Лекция 7
Тема: «Ремонт валов»
Основные повреждения:
— риски и задиры на посадочных поверхностях,
— изменение формы и размера вала,
— уменьшение диаметров посадочных поверхностей,
— овальность и конусность посадочных поверхностей,
— забиты центральные отверстия.
Зашлифовка производится если риски и задиры общей площадью не превышают:
— 4% от общей посадочной поверхности под подшипник,
— 10% от общей посадочной поверхности под муфту.
Ремонт с использованием электродуговой наплавки.
1. Уступы высотой 4мм и более протачивают на конус под углом 15…20 0 .
2. Вал устанавливают на вращающиеся ролики.
3. Наплавку производят электродами Э42 и ОММ-5, накладывая швы по очередности, обозначенной цифрами на рисунке. Полосы наплавленного металла должны входить за пределы восстанавливаемой поверхности на 0,5…0,7 и 1,0…1,5 диаметра вала, чередуясь через один.
4. Каждый шов предыдущего слоя обстукивают молотком и зачищают проволочной щёткой.
5. После наплавки производят механическую обработку.
При наличии шпоночного паза наплавку начинают с него.
Если нужно восстан6овить центральные отверстия в торце вала:
1. Наплавку ведут от центра к периферии.
2. Делают мех. обработку, выдерживая длину вала.
3. Засверливают центральные отверстия.
Если повреждён шпоночный паз
1. То его тоже восстанавливают наплавкой с последующей механической обработкой.
2. Если повреждены шпоночные пазы на валу и на сердечнике, то фрезеруют шпоночные пазы большего диаметра и ставят новую шпонку.
3. Если поврежден один шпоночный паз, то его фрезеруют под больший размер и ставят ступенчатую шпонку, или фрезеруют новый паз со смешением относительно старого на четверть окружности.
Ремонт с использованием вибродуговой наплавки (для деталей диаметром 8…200 мм)
Осуществляется электродом , вибрирующим с частотой 20…100 Гц. Толщина наплавляемого слоя 3…5 мм.
1. Поверхности очищается, а шпоночные пазы заделывают медными или графитовыми вставками, которые выступают над поверхностью вала на1 мм.
2. На станке деталь вращают со скоростью 0,7…4,0 об/сек, а сварка вдоль этой детали со скоростью ύпр, напряжение источника тока 14…24 В, диаметр электродной проволоки 1,6…2,5мм, ток 100…250А .
Режим наплавки должен удовлетворять следующим соотношениям:
ύпр/ ύп = 1,0…1,2 где ύп – скорость наплавки до 1,5 м/сек;
В = (1,2…1,7) d э , где В — шаг наплавки, d э – диаметр проволоки сварной.
Лекция8
Лекция 9
Ремонт контактных колец.
При их выработке их протачивают.
Неисправности: — пробой колец на втулку или между собой,
— выгорание контактной шпильки,
— большой износ колец.
Порядок ремонта: — кольца спрессовывают со шпильки,
— с втулки срезают изоляцию и зачищают,
— наносят новую изоляцию,
— опресовывают втулку и запекают изоляцию в пресс-форме,
— протачивают втулку до нужного размера,
— насаживают с натягом на неё отремонтированные контактные кольца
Посадка колец проводится в горячем состоянии (t o колец =300…400 0 С).
Лекция 10
Лекция 11
Лекция 12
Лекция 13
Лекция 14
Тема: « Подготовка к капитальному ремонту трансформатора»
Предварительно проводят ряд организационно-технических мероприятий:
— включают составление документации,
— подготовку помещения, грузоподъемных механизмов, оборудования и материалов,
— проведение необходимых испытаний,
— составляют ведомость объема работ, содержащую перечень и объем ремонтных работ.
Эти мероприятия обеспечивают четкое выполнение ремонтных работ в кратчайшие сроки.
Помещение должно быть:
— защищено от пыли и атмосферных осадков,
— оборудовано подъемными механизмами, электрощитом с подводкой электроэнергии, вентиляцией,
— отвечать противопожарным и санитарным требованиям,
— подготовлено место для размещения бака тр-ра, его активной части, стеллажи для демонтированных
частей и деталей,
— оснащено слесарным верстаком, маслоочистительной аппаратурой, материалами.
Подъемные механизмык началу ремонта должны быть смонтированы и проверены.
Их грузоподъемность, а также грузоподъемность стропов и тросов выбирают соответственно массе трансформатора, указанной на его щитке и в техническом паспорте.
Подъемные механизмы подвешивают на такую высоту, при которой расстояние Г ≥ А +Д+Б+В.
Размеры А и Б определяют по каталогу или чертежу тр-ра,
размер Д принимают равным 100. 150 мм;
размер В соответствует выбранной расчетом длине стропа.
Лекция 15
Лекция1
Лекция 19
Лекция 21
Объем и нормы испытаний.
Программа испытаний после капитального ремонта с разборкой активной части тр-ра полностью соответствует программе приемо-сдаточных испытаний в зав-их условиях.
В программу приемо-сдаточных испытаний входят:
• проверка коэффициента трансформации и группы соединения обмоток;
• испытание пробы масла или жидкого негорючего диэлектрика из бака трансформатора (для определения пробивного напряжения и тангенса угла диэлектрических потерь);
• испытание изоляции U пром. частоты, приложенным от внешнего источника;
• испытание изоляции U повышенной частоты, индуцированным в самом трансфор-ре;
• проверка потерь и тока холостого хода;
• проверка потерь и напряжения короткого замыкания;
• испытания прочности бака;
• испытания на трансформаторе устройства переключения ответвлений.
Измерения R из обмоток являются обязательными после любого вида ремонта.
Определение коэффициента абсорбции, измерение tg5 изоляции и емкостных характеристик проводят после ремонта с заменой обмоток или при подозрении на загрязненность и увлажнение изоляции.
Проверка коэффициента трансформации на всех ступенях переключения напряжения и группы соединения обмоток, а также испытание главной изоляции (вместе с вводами) являются обязательными после ремонта трансформатора с заменой обмоток.
Испытание продольной изоляции обмоток является желательным после ремонта с заменой обмоток.
После ремонта с заменой обмоток измеряют:
— потери и ток холостого хода при номинальном напряжении,
— напряжение и потери короткого замыкания при I ном.
Допускается превышение расчетных (или заводских) значений :
— I хх не более чем на 30 %; потерь — на 15 % ; отклонения параметров к.з. не более 10%. После ремонта без замены обмоток потери х.х. допускается измерять при пониженном напряжении.
Измерение эл-го R обмоток постоянному току производится, если результаты испытания при изготовлении обмоток превышают нормируемые (различие сопротивлений на одноименных ответвлениях разных фаз не более 2 %).
Проверка работы переключающего устройства является обязательной после любого ремонта этого устройства или ремонта, связанного с разборкой привода переключающего устройства, и проводится согласно инструкции завода-изготовителя.
Испытания пробы масла из бака
— для измерения электрической прочности,
— сокращенного химического анализа.
Испытания бака трансформатора на плотность избыточным давлением являются обязательными после любого капитального ремонта.
Проверка состояния индикаторного силикагеля воздухоосушителя производится после текущего ремонта.
Испытание тр-ра включением толчком на U н(3. 5-кратное включение) — после любого капитального ремонта.
Испытание трансформаторного масла.
Масло подвергают испытанию:
1. На эл-ую прочность (на пробой)- производят в аппарат (рис.12.20).
— В чистую сухую стеклянную посуду отбирают пробу масла
— масло заливают в стандартный разрядник маслопробойного аппарата,
представляющий собой специальный фарфоровый сосуд1,с двумя
плоскими электродами 2 и латунными токоведущими стержнями 3.
— к стержням подводится высокое напряжение от встроенного в аппарат
повышающего регулировочного тр-ра.
— перед пробоем ему дают отстояться в разряднике в течение 20 мин
(что бы удалить из масла воздушные включения).
— маслопробойный аппарат включают в сеть
I . При помощи кабеля 8 с
вилкой и рукоятки 9Плавным движением рукоятки 4повышают U на
электродах до пробоя. Наблюдая за стрелкой киловольтметра 5,
показывающего U, при котором происходит пробой.
— делают шесть пробоев с интервалами 10 мин. Первый пробой не учитывают
Среднее арифметическое принимают за пробивное напряжение
масла(пробивное U должно соответствовать нормам), которые зависят от
U н тр-ра и вида масла. Пробу отбирают очень тщательно, так чтобы в масло
не попали механические примеси и влага.
| Рис. 12.20. Аппарат для определения пробивного напряжения масла: а — стандартный разрядник; б — внешний вид (1 — фарфоровый сосуд; 2 — плоский электрод; 3 — токоведущий стержень; 4 — рукоятка регулировочного трансформатора; 5 — киловольтметр; 6 — отверстие с крышкой для разрядника; 7— сигнальная лампа; 8 — кабель для включения в сеть; 9 — рукоятка автомата включения; 10 — клемма заземления) |
.
2. на диэлектрические потери — определение tgδ который должен быть
— не более 1 % при температуре 20 0 С
— не более 7 % при 70 0 С ;
— для свежего сухого масла при 20 0 С — 0,2. 0,4 % (в зависимости от сорта масла),
— при 70 °С — 1,5. 2,5%.
3. химический анализ — проверка соответствия химических характеристик тр-го масла стандартным. Повышение кислотного числа, окисление или снижение температуры вспышки паров масла свидетельствует о его разложении в результате местного перегрева внутри трансформатора.
Химический анализ бывает полный и сокращенный. Обычно при ремонтах делают сокращенный химический анализ масла, в объем которого входят:
— определение кислотного числа,
— температуры вспышки паров,
— реакции водной вытяжки,
— содержания взвешенного угля и механических примесей;
— проверка прозрачности масла.
Стандартом не допускается присутствие в масле:
| Рис. 12.21. Схема испытания изоляции обмотки ВН приложенным напряжением: 1 — регулировочный трансформатор; 2 — вольтметр; 3 — амперметр; 4 — испытательный трансформатор |
— водорастворимых кислот и щелочей.
Кислотное число — количество миллиграммов едкого калия необходимо для нейтрализации кислот, содержащихся в 1 г масла при его подкислении.
Для свежего сухого масла кислотное число — не более 0,05,
для эксплуатационного — не более 0,25.
Температура вспышки паров масла должна быть не ниже 135 0 С.
Допускается ее снижение не более чем на 5°С от первоначальной.
При полном химическом анализе масла производят, кроме того, проверку вязкости, стабильности, плотности, температуры застывания и др. Масло трансформаторов с азотной или пленочной защитой проверяют на влагосодержание (не более 0,001 %), и газосодержание(0,1 %).
Испытание электрической прочности изоляции состоит из комплекса следующих испытаний:
определение пробивного напряжения масла или другого жидкого диэлектрика, которым заполнен трансформатор;
измерение сопротивления изоляции обмоток;
испытание внутренней изоляции напряжением промышленной частоты, приложенным от внешнего источника (в течение одной минуты);
испытание повышенным напряжением, индуктированным в самом трансформаторе.
Испытательные напряжения превышают номинальные и зависят от условий эксплуатации. Трансформаторы, предназначенные для эксплуатации в электроустановках, подвергающихся воздействию грозовых перенапряжений при обычных мерах грозозащиты, испытываются по нормам для нормальной изоляции, а трансформаторы, предназначенные для эксплуатации в электроустановках, не подверженных воздействию грозовых перенапряжений, или при специальных мерах грозозащиты — по нормам для облегченной изоляции. Изоляция трансформатора до проведения испытаний подвергается обработке в соответствии с установленным технологическим процессом.
При испытании изоляции напряжением промышленной частоты, приложенным от внешнего источника, проверяется электрическая прочность главной изоляции (каждой обмотки по отношению к другим обмоткам, включая отводы и выводы, а также по отношению к баку и другим заземленным частям трансформатора).
Испытывают поочередно изоляцию каждой обмотки. Испытания проводят по схеме рис. 12.21. При этом испытательное напряжение прикладывается между испытываемой обмоткой, замкнутой накоротко, и заземленным баком. Все остальные вводы других обмоток соединяют между собой и заземляют вместе с баком и магнитной системой. Напряжение к первичной обмотке повышающего трансформатора подводят от генератора переменного тока с регулируемым возбуждением или от регулировочного автотрансформатора. Испытательное напряжение поднимают плавно и выдерживают в течение 1 мин. Возрастание тока и снижение напряжения, фиксируемые приборами, обычно указывают на наличие дефекта в изоляции испытываемого трансформатора. Повреждение в испытываемом трансформаторе проявляется в виде потрескивания и разрядов.
Трансформатор считают выдержавшим испытания, если в процессе испытания не наблюдалось полного разряда (по звуку), разряда на защитном шаровом промежутке, выделения газа и дыма или изменения показаний приборов. Если при испытании отмечены разряды в баке, сопровождающиеся изменением режима в испытательной установке или появлением дыма, активная часть подлежит осмотру, а при необходимости разборке для выяснения и устранения причины разрядов или пробоя.
Продольная изоляция обмотки (изоляция между витками, катушками, слоями, фазами) испытывается повышенным напряжением, индуктированным в самом трансформаторе. Испытания проводят путем приложения к одной из обмоток двойного номинального напряжения этой обмотки при повышенной частоте (но не более 400 Гц). Повышение частоты необходимо во избежание чрезмерного увеличения индукции и намагничивающего тока. Испытания проводят по схеме опыта холостого хода напряжением частоты не менее 2/нт при продолжительности испытания 1 мин. (При более высоких частотах длительность уменьшается, но она не должна быть менее 15 с.)
Основным дефектом, который выявляется при таком испытании, является замыкание между витками или слоями обмотки, а также между отводами. Если имеются признаки дефекта, то важно до разборки трансформатора путем измерений токов и напряжений по фазам установить дефектную фазу. Затем эта фаза подвергается тщательному осмотру. Дефектное место обмотки можно определить индукционным методом или измерением электрического сопротивления Индукционный метод для нахождения короткозамкнутого витка основан на наличии электромагнитного поля вокруг короткозамкнутого витка, созданного в нем индуктированным током короткого замыкания. Поле вокруг остальных витков отсутствует. Наличие и положение короткозамкнутого витка обнаруживают особой катушкой, называемой искателем, к которой подключен чувствительный прибор. Измерительный аппарат состоит из искателя и указателя. Искатель представляет собой многовитковую катушку, насаженную на магнитопровод, состоящий из нескольких пластин электротехнической стали, и присоединенного к ней указательного прибора (рис. 12.22).
Напряжение в проверяемой обмотке индуктируется «питателем», который выполняется аналогично представленному на рис. 12.22, а искателю или представляет собой длинный стержень с намотанными по всей длине витками. Обмотка питателя подключается к сети (36, 127 или 220 В). Если проверяемая обмотка насажена на стержень магнитной системы, возбуждение осуществляется обычным путем (при подаче небольшого напряжения, безопасного для персонала). Перемещая искатель сначала вдоль обмотки, а затем в радиальном направлении, устанавливают место замыкания по наибольшему отклонению прибора.
Оценка состояния изоляции. Для оценки состояния изоляции трансформатора в процессе монтажа перед пуском, после ремонта и в процессе эксплуатации проводятся следующие испытания:
измерение сопротивления изоляции обмоток через 60 с после приложения постоянного напряжения (R60»),
определение отношения значений сопротивлений изоляции, измеренных через 60 и 15 с после приложения кним постоянного напряжения (определение коэффициента абсорции Кабс = 60"/15");
измерение угла диэлектрических потерь tgδ изоляции обмоток при приложении к ним переменного напряжения;
измерение изоляционных характеристик масла: пробивного напряжения угла диэлектрических потерь и влагосодержания масла;
определение влагосодержания установленных внутри бака трансформатора образцов твердой изоляции;
определение отношения емкостей изоляции обмоток, измеренных при приложении напряжений частоты 2 и 50 Гц (С2/С50);
измерение прироста абсорбционной емкости (АС/С).
Оценка состояния изоляции производится на основании комплекса испытаний. Допустимые значения изоляционных характеристик для трансформаторов классов напряжения до 35 кВ и номинальной мощностью до 10 МВ·А приведены в табл. 3.1. Значения сопротивления изоляции Rиз и отношения 60"/15" позволяют выявить грубые дефекты в изоляции перед включением трансформатора под напряжение, возникшие, например, в результате местных загрязнений, увлажнения или повреждения изоляции. В сочетании с другими показателями эти характеристики позволяют оценить степень увлажнения изоляции.
Измерение сопротивления изоляции обмоток производится при температуре не ниже +10 °С мегомметром класса 1000 В в трансформаторах класса напряжения до 35 кВ и мощностью до 16 МВ-А, и класса 2500 В с пределами измерения 0. 10 000 МОм — во всех остальных. При этом за температуру изоляции в масляных трансформаторах принимают температуру масла в верхних слоях, в сухих — температуру окружающего воздуха.
Измерения сопротивления изоляции для двухобмоточного трансформатора проводятся по следующей схеме: первое измерение между обмоткой ВН и баком при заземленной обмотке НН (сокращенная запись схемы измерения ВН-бак, НН); второе: НН-бак, ВН; третье — ВН + НН-бак (рис. 12.23).
| Рис. 12.22. Общий вид (а) и принципиальная схема (б) устройства для обнаружения короткозамкнутого витка: 1 — указательный прибор; 2 — защитный кожух; 3 — катушка; 4 — сердечник |
| Рис. 12.23. Схема измерения сопротивления изоляции обмоток: / — мегаомметр; 2 — вводы ВН; 3 — вводы НН; 4 — бак трансформатора |
| Рис. 12.23. Схема измерения сопротивления изоляции обмоток: / — мегаомметр; 2 — вводы ВН; 3 — вводы НН; 4 — бак трансформатора |
| Рис. 12.22. Общий вид (а) и принципиальная схема (б) устройства для обнаружения короткозамкнутого витка: 1 — указательный прибор; 2 — защитный кожух; 3 — катушка; 4 — сердечник |
| Рис. 12.21. Схема испытания изоляции обмотки ВН приложенным напряжением: 1 — регулировочный трансформатор; 2 — вольтметр; 3 — амперметр; 4 — испытательный трансформатор |
| Рис. 12.20. Аппарат для определения пробивного напряжения масла: а — стандартный разрядник; б — внешний вид (1 — фарфоровый сосуд; 2 — плоский электрод; 3 — токоведущий стержень; 4 — рукоятка регулировочного трансформатора; 5 — киловольтметр; 6 — отверстие с крышкой для разрядника; 7— сигнальная лампа; 8 — кабель для включения в сеть; 9 — рукоятка автомата включения; 10 — клемма заземления) |
Лекция 2
Тема: «Разборка обмоток из круглого провода»
Начинается разборка с обрезки лобовой части. Проводят обрезку на токарных или специальных станках, что повышает производительность труда. В станках используются фрезы или ножевые резцы.
Чтобы извлечь обмотку из пазов необходимо ослабить сцепление обмотки с сердечником путем ослабления пазовой изоляции. Это осуществляют выжигом или размягчением изоляции.
Выжиг — производят для ЭМ с чугунным или стальным корпусом.
Выжиг — не применяется для ЭМ с алюминиевым корпусом, т.к. могут измениться размеры корпуса и ослабнуть посадка сердечника.
1 — В печи статор устанавливают горизонтально, чтобы не произошло смещение сердечника относительно корпуса из-за ослабления прессовки.
2 — Выжиг производится в печи при t = 350ْ о С В течении 4 — 6 часов. Температуру выше не поднимают, т.к. это может привести к нарушению межлистовой изоляции сердечника. При выжиге пазовая изоляция обугливается и теряет механическую прочность.
3 — После извлечения из печи статор охлаждают до 50 — 60 о С и отправляют на удаление
Недостаток этого метода – наличие вредных газов.
Поэтому печи оборудуются вытяжной вентиляцией.
Химическоеразмягчением пазовой изоляции.
1. Изоляцию омещают в ванну на 6-8 час. с раствором 10% едкого натрия (каустич.соды) нагретого до 80 — 90 о С.
2. Удаляют без особых усилий обмотку.
3. Сердечник промывают в проточной воде и сушат.
Недостаток – метод трудоёмок, требует большого расхода воды, раствор, получившийся при
промывке нужно нейтрализовать перед сливом в канализацию.
Высокочастотный нагрев – наиболее прогрессивный метод.
Тепло выделяющееся в сердечнике передаётся в пазовую изоляцию и далее к проводникам обмотки. При нагреве температура лака между пазовой изоляцией и сердечником оказывается выше чем между пазовой изоляцией и проводниками. Поэтому при последующем извлечении обмотки, она выходит из пазов с пазовой изоляцией. Оставляя пазы чистыми.
Высокочастотная установка ВЧИ – 63/0,44 работает в режиме частот420 — 451 кГц и Р = 63 кВт, как в ручном так и в автоматическом режиме.
1. Установку настраивают на партию однотипных статоров.
2. Выбранный индуктор (10) устанавливают в зажим (3) и подключают к нему контур водяного охлаждения.
3. На стол устанавливают статор (4) и вводят в него индуктор (10) так, чтобы он не касался сердечника.
4. Пультом (2) включают «нагрев». Сердечник нагревается до требуемой температуры за несколько секунд.
5. Нагретый статор перемещается по рольгангу (9) на место где удаляется обмотка.
Очищенные сердечники направляются на мойку. Если в ремонте отсутствуют обмоточные данные, то после извлечения обмотки, несколько катушек прикрепляют к статору и по ним уточняют обмоточные данные (диаметр провода, число элементарных проводников в одном эффективном, длину лобовой части и тр.).
Прожиг и дожиг изоляции кабеля
В последние годы беспрожиговые методы поиска повреждений энергетических кабелей получили в России довольно широкое распространение. Возможности использования таких методов в российском электросетевом хозяйстве остаются ограниченными. Это связано с тем, что большая часть кабельных линий остается неоттрассированной, а на таких кабелях одними беспрожиговыми методами и акустическим поиском не обойдешься. Поэтому самой популярной схемой поиска повреждений на энергетических кабелях в России остается и в ближайшие годы останется схема:
Залог эффективности работы по такой схеме – качественные прожигающие установки от предприятия «АНГСТРЕМ». Для отыскания повреждений с помощью импульсной рефлектометрии и индукционного поиска необходим прожиг, обеспечивающий преобразование высокоомных однофазных повреждений кабеля в низкоомные двух или трехфазные с появлением надежного металлического мостика в месте повреждения. Если при прожиге удается достичь замыкания жилы на жилу, то проблем с отысканием точного места повреждения больше не возникает. С другой стороны, «вкачивание» в кабель большой мощности в процессе прожига не должно приводить к тому, чтобы кабель выходил из строя в других местах.
Прожиг кабеля высоковольтного является подготовительной процедурой, обеспечивающей возможность использования совокупности методов ОМП. Некоторые методы ОМП применимы только при переходном сопротивлении в месте повреждения изоляции не более сотен или даже единиц Ом (в отдельных случаях – десятых долей Ома). Снизить переходное сопротивление – задача прожига.
Технология процесса прожига:
Первый этап — предварительный высоковольтный прожиг кабеля, осуществляется с помощью высокого напряжения и низких токов до момента образования пробоя в кабеле. Стандартная прожигающая установка выдает максимальное напряжение порядка 20–25 кВ. Процесс высоковольтного прожига происходит следующим образом: на поврежденный кабель подается минимальное напряжение и затем происходит его плавный подъем до 20–25 кВ или до того значения, на котором удается добиться пробоя, после чего начинается процесс прожига.
Максимальное напряжение при прожиге кабеля не должно превышать 0,5–0,7 U исп., однако на практике такого напряжения не всегда хватает, чтобы осуществить предварительный прожиг. Если прожигающая установка, выдающая максимальное напряжение 20–25 кВ, не в состоянии обеспечить пробой кабеля, дополнительно в комплексе с ней используют установку с максимальным напряжением 60–70 кВ, но с меньшей мощностью. Оборудование данного типа называют установками для испытаний и прожига высоковольтных кабелей, они могут подключаться к прожигающей установке либо использоваться обособленно.
Второй этап — прожиг кабеля, начинается с момента пробоя и возникновения короткого замыкания и осуществляется с помощью понижения напряжения и увеличения силы тока до момента преобразования однофазного замыкания в двух или трехфазное (сваривания жилы с жилой). Вначале источник высокого напряжения разрушает изоляцию кабеля минимальным током, затем, по мере того как осуществляется прожиг, значения напряжения постепенно снижаются, а значения тока увеличиваются.
В случае дополнительного использования установки для испытания и прожига с максимальным напряжением 60–70 кВ, она производит процесс прожига напряжением от 60–70 кВ до 20–25 кВ, после чего в работу автоматически включается основная прожигающая установка, обладающая большей мощностью.
Третий этап — дожиг кабеля, является завершающим этапом прожига и производится на низких напряжениях и высоких токах порядка 20–60 А в зависимости от модели прожигающей установки. Данный этап осуществляется с помощью низковольтного источника, который автоматически подключается при падении напряжения до определенных значений.
В случае возникновения замыкания одной жилы на оболочку для разрушения проводящего мостика между жилой и оболочкой используют специальные достаточно мощные прожигающие установки, способные выдавать большие значения токов (300 А). Нужно отметить, что использование установок данного типа может приводить к снижению ресурса кабеля и его повреждению в иных, «слабых» местах.
Типы установок для прожига кабелей поставляемые компанией «АНГСТРЕМ»
| Наименование оборудования | Установки испытания и прожига (60-70 кВ) | Установки прожига (напряжение 20 — 25 кВ, тока от 20 А) | Установки дожига для разрушения мостика между жилой и оболочкой (ток 300 А) |
|---|---|---|---|
| АИП-70 | ✓ | ||
| ВПУ-60 (заменяет АИД-60П «Вулкан») | ✓ | ||
| АПУ-1-3М | ✓ | ||
| АПУ-2М | ✓ | ||
| МПУ-3 «Феникс» | ✓ | ||
| УД-300 | ✓ | ||
| УД-300М | ✓ | ||
| АИП-70 + АПУ-1-3М | ✓ | ✓ | |
| АИП-70 + АПУ-2М | ✓ | ✓ | |
| ИПК-1, ВПУ-60 + МПУ-3 «Феникс» | ✓ | ✓ |
Предприятие «АНГСТРЕМ» поставляет три типа прожигающих установок:
- Установки для испытания и прожига высоковольтных кабелей с максимальным напряжением 60–70 кВ, используемые как вспомогательное оборудование на начальных этапах прожига.
- Установки прожига с максимальным напряжением 20–25 кВ, с несколькими высоковольтными и одним низковольтным источником.
- Установки дожига, предназначенные для разрушения металлического мостика между жилой и оболочкой большими токами (300 А) в случае однофазного замыкания на жилу.
При выборе той или иной модели необходимо учитывать, как производственные задачи, так и характеристики уже имеющегося в наличии оборудования и его совместимость с приобретаемым.
Пример совместимости оборудования «АНГСТРЕМ» для прожига
Основные технические характеристики прожигающих установок компании «АНГСТРЕМ»
| Наименование оборудования | Максимальное выходное напряжение, кВ | Максимальный выходной ток, А | Количество ступеней | Характеристики ступеней, кВ |
|---|---|---|---|---|
| АПУ 1-3М | 24 | 40 | 4 | 25; 5; 1; 0,3 |
| АПУ-2М | 30 | 80 | 8 | 30; 17; 8; 5; 1,7; 1; 0,3; 0,18 |
| МПУ-3 «Феникс» | 20 | 20 | 4 | 20; 5; 0,6; 0,3 |
| УД-300 | 0,25 | 300 | 1 | 0,25 |
| ИПК — 1 (ВПУ — 60 + МПУ — 3 Феникс) | 60 | 20 | 5 | 60; 20; 5; 0,6; 0,3 |
Важные параметры прожигающих установок
Прожигающая установка состоит из нескольких высоковольтных источников и одного низковольтного. Максимальные значения тока и напряжения каждого источника называют ступенями, их количество может варьироваться от четырех до шести. В процессе прожига кабеля по мере снижения напряжения пробоя осуществляется переход на следующую ступень прожигания. Как только по параметрам установки представляется возможность включить на параллельную работу (или отдельно) более мощную ступень, она включается в работу. Под более мощной ступенью понимается установка с меньшим внутренним сопротивлением и большим током.
Возможность непрерывного прожига
Прожигающие установки старого образца использовали ручное переключение ступеней оператором, что нередко приводило к прерыванию горения дуги, увеличивало время прожига и создавало возможность для «заплывания» пробоев. Современные устройства прожига снабжены автоматическими системами переключения ступеней прожига, исключающие разрыв дуги в месте прожига, что существенно сокращает затраты времени на подготовительные работы для отыскания мест повреждения. Часто такой прожиг называют «бесступенчатым», что не должно вводить специалистов в заблуждение: данное понятие вовсе не означает отсутствие нескольких силовых блоков (ступеней) — просто переключение между ними производится автоматически, без участия оператора. Для генерации высокого напряжения в конструкции прожигающих установок используются либо масляные трансформаторы, либо «сухие» трансформаторы. Вопрос автоматического переключения ступеней без разрыва дуги решен в обоих типах устройств, однако существует мнение, что только сухие трансформаторы могут обеспечить непрерывный прожиг в любых условиях. Связано данное явление с разным энергопотреблением двух видов трансформаторов в режиме короткого замыкания. Масляные трансформаторы имеют существенно большее энергопотребление в режиме короткого замыкания, поэтому держать их включенными одновременно в процессе всего прожига неэффективно, следовательно, при понижении напряжения происходит отключение источника с масляным трансформатором, генерирующего более высокое напряжение. Очень часто переход на более мощную ступень прожигания приводит сначала к «заплыванию», т.е. к подъему пробивного напряжения, при этом следует вернуться к предыдущей ступени более высокого напряжения, а затем после снижения напряжения пробоя переходить на следующую ступень.
Вес и габариты оборудования в зависимости от типа трансформатора
| Наименование оборудования | Тип трансформаторов | Вес оборудования, кг |
|---|---|---|
| АПУ-1-3М | Масляный | 270 |
| АПУ-2М | Масляный | 195 |
| МПУ-3 «Феникс» | Сухой | 55 |
Синхронизация работы с устройствами высоковольтного прожига
Установки прожига изоляции кабеля предприятия «АНГСТРЕМ» имеют возможность подключения устройств высоковольтного прожига, которые могут начать прожиг с 60–70 кВ. Это существенно расширяет возможности при выполнении работ по поиску повреждений высоковольтных кабельных линий. Прожигающие установки используются не только стационарно, но и в составе передвижных электротехнических лабораторий, где всегда реализуется возможность высоковольтного прожига.
Контроль оператором тока прожига
Неконтролируемый рост тока прожига при падении напряжения приводит к повреждению и выводу из строя соседних кабелей, что особенно актуально при прожиге в кабельных каналах. Вустановках прожига предприятия «АНГСТРЕМ» реализована возможность автоматической или ручной установки максимально допустимого тока, это является плюсом, обеспечивающим безупречное качество работы специалистов на месте производимых работ.
Энергопотребление, возможность полноценно работать от автономного источника питания ограниченной мощности
Большая часть кабельных электротехнических лабораторий, оснащенная прожигающими установками, монтируется на базе автомобиля типа ГАЗели, разместить на борту которого электростанцию мощностью более 6 кВА не представляется возможным. Способность прожигающих установок «АНГСТРЕМ» работать от электростанции 6 кВа с сохранением достаточной мощности является функциональным преимуществом по сравнению с более энергоемкими устройствами.
Мощность прожигающей установки
Мощность прожигающей установки является одной из важных характеристик, влияющей на время прожига изоляции кабеля и его эффективность. Также более мощные установки хорошо зарекомендовали себя в условиях, когда кабели сильно замокли и требуют «сушки».
Длительность работы без перегрева
На сложных и неудобных повреждениях прожиг может продолжаться несколько часов. Если при этом прибор перегревается, то процесс приходится прерывать, что может привести к повторному заплыванию места повреждения. Чем длительнее непрерывное время работы установки, тем лучше.
Специалисты производственной компании «АНГСТРЕМ» всегда помогут Вам с выбором качественного оборудования!
Нормы испытаний кабелей из сшитого полиэтилена (СПЭ)
Высоковольтные кабельные линии (КЛ) подвергаются воздействию веса и сдвига почвы, температурных перепадов и других внешних факторов. Проверить состояние изоляционного слоя и своевременно заменить поврежденные участки позволяет испытание кабельных линий повышенным напряжением. Регулярное проведение таких проверок является необходимым условием для безотказного функционирования КЛ, помогает не допустить аварий, материального ущерба и прочих неприятных последствий.
Испытание высоковольтного кабеля 10 кВ требуется:
- после прокладки или замены кабеля – перед засыпкой траншеи и включением электролинии;
- в отношении используемых КЛ – после продолжительного отключения и выполнения планового или внепланового ремонта;
- в отношении оболочки кабеля, который проложен в грунте и работает без электрических пробоев, – с периодичностью в 5 лет;
- для главных КЛ – с промежутком в 3 года;
- для запасных – с 5-летней периодичностью;
- для главных и запасных КЛ, питающих объекты особой важности, – ежегодно.
При реализации земляных работ, оползнях, осаждении или размыве грунта требуются внеочередные испытания КЛ. Дополнительные проверки выполняются по окончании работ.
Инженерный имеет все необходимые лицензии для проведения испытаний высоковольтных кабелей, слаженный коллектив профессионалов и сертификаты, которые дают право осуществлять все необходимые испытания и замеры. Оставив выбор на электролаборатории «ПрофЭнергия» вы выбираете надежную и качествунную работу своего оборудования!
Если Вы хотите заказать высоковольтные испытания, а также по другим вопросам, звоните по телефону: +7 (495) 181-50-34.
Условия проведения испытаний
Высоковольтные испытания силовых кабелей должны выполнять компетентные специалисты, которые достигли 18-летнего возраста и прошли соответствующее обучение. Вначале КЛ осматриваются с целью выявления дефектов изоляционного слоя. С поверхности убираются значительные загрязнения. Воронки протираются.
Допустимая температура воздуха для реализации испытательных работ – от 0 °С. Первостепенно мегомметром замеряется сопротивление изоляционного покрытия кабеля. Необходимое сопротивление повышенного напряжения – не ниже 1 МОм. Такие измерения позволяют обнаружить значительные дефекты, нарушение целостности и ошибки, допущенные при осуществлении ремонтных мероприятий.
Сопротивление изоляции измеряется так:
1. При помощи прибора увеличенного напряжения проверяется, обесточен ли кабель.
2. На кабельные жилы устанавливается заземление с зажимами.
3. С противоположной стороны кабельные выводы оставляют свободными. Здесь размещают предупреждения или оставляют контролирующее лицо, чтобы избежать попадания под напряжение случайных прохожих.
4. Сопротивление изоляции измеряется мегомметром, по 60 секунд на провод.
5. Полученные результаты замеров фиксируются в блокноте.
| № пп | наименования | марка | порог основной погрешности |
| 1 | Мегаомметр | ЭСО 202/2-Г | ±15% |
| 2 | Высоковольтный аппарат | АИД-70 | ±4% |
| 3 | Указатель напряжения с фазирующей трубкой | УВН-80-2М | — |
Испытание кабеля повышенным напряжением
Испытание кабеля 10 кВ повышенным напряжением дает возможность обнаружить проблемы, не выявленные мегомметром, и довести его до пробоя в неисправных местах. Увеличенное напряжение подается посредством высоковольтного провода специального оборудования на 1 жилу, а на остальные накладывается переносное заземление. Напряжение плавно увеличивается до максимума в 60 кВт.
Затем отсчитывается необходимое время проверки (5–10 минут), и тщательно отслеживается утечка тока и напряжения. На завершающей минуте отсчитывается утечка тока по показаниям микроамперметра. Напряжение плавно уменьшается до нулевого значения. Высоковольтный вывод оборудования заземляется. Аналогично проверяются все жилы. Итоги проверок вносятся в блокнот. Допустимая разница утечки токов по фазам – не выше 50%.
Кабель признается прошедшим испытание при отсутствии:
- толчков тока, пробоев;
- снижения сопротивления изоляционного слоя;
- роста утечки тока;
- поверхностных разрядов.
При возрастании утечки тока КЛ допускается к эксплуатации при условии, что ее будут чаще контролировать и испытывать. При выявлении пробоя проводимые работы приостанавливаются, и начинается поиск неисправных участков.
| СКЛ, кВ | напряжение, кВ | ДТУ, мА | ДКА |
| 6 | 36 | 0,2 | 8 |
| 10 | 45 | 0,3 | |
| 50 | 0,5 | ||
| 60 |
Т. Допустимые токи утечки и коэффициенты асимметрии для СКЛ.
Проверка целостности жил
Целостность жил проверяется омметром. С жилой и проводником формируется замкнутая цепь, и последовательно замеряется сопротивление компонентов кабеля. Перед применением омметра осуществляется его осмотр на предмет отсутствия повреждений. Затем выполняется его пробное тестирование при разведенных и соединенных щупах.
При проверке механическим прибором для исключения погрешности его размещают на горизонтальной плоскости. Из-за изменчивости сопротивления изоляционного слоя в зависимости от внешних факторов проверка ведется минимум 1 минуту. Значения фиксируются с 15 секунды.
Проверка целостности жил включает в себя следующие шаги:
- Отвод людей из испытываемой части электроустановки.
- Заземление выводов объекта испытаний.
- Контроль отсутствия напряжения.
- Удаление и очистка изоляционного покрытия кабеля.
- Установка измерительных щупалец мегомметра.
- Снятие заземления.
- Поочередная проверка изоляции всех жил.
- Занесение результатов проверки в протокол.
- Отключение автоматов и отсоединение нулевых проводов от клеммы.
Все проверочные работы выполняются в резиновых перчатках, со строгим соблюдением требований безопасности. В случае выявления дефекта проверяемая часть разбирается, чтобы отыскать и ликвидировать неисправность. По завершении работ остаточный заряд мегомметра снимается коротким замыканием, с разряжением щупов друг с другом.
Испытание кабеля с изоляцией из сшитого полиэтилена
Кабель со СПЭ-изоляцией испытывается напряжением переменного тока. Посредством меняющейся полярности заряда удается компенсировать и разрядить накопившиеся заряды. При проверке напряжением особо низкой частоты удается получить предельную скорость развития пробоя и обнаружить проблемы. Для недопущения повреждения КЛ подаваемое напряжение должно иметь вид строго симметричной синусоиды.
Испытания КЛ, высоковольтные испытания кабеля из сшитого полиэтилена и вставок со СПЭ-изоляцией обязательны перед вводом линий в эксплуатацию и по окончании ремонтных мероприятий. Испытание кабеля из сшитого полиэтилена 10 кВ и другого напряжения осуществляется по инструкции УП-Б-1. Ее требования представлены в таблице:
| Напряжение КЛ | Проверочное напряжение на 0,1 Гц 3хUo, кВ, где Uo – фазное напряжение КЛ | Продолжительность его действия | Продолжительность его приложения после проведения ремонта КЛ |
| 6 кВ | 12 кВ | 30 минут | 20 минут |
| 10 кВ | 18 кВ | ||
| 20 кВ | 35 кВ | ||
| 35 кВ | 60 кВ |
ЭЛЕКТРОлаборатория
Приветствую Вас друзья.
Давненько не встречались. Надеюсь теперь наши встречи снова станут регулярными.
Сегодня хочу поговорить о испытаниях кабеля с пластиковой изоляцией. По крайней мере так его позиционируют производители, ссылаясь на ГОСТ Р 55025-2012 (МЭК 60502-2-2005) в сертификате соответствия.
Указанный мной ГОСТ имеет следующее название Кабели силовые с пластмассовой изоляцией на номинальное напряжение от 6 до 35 кВ включительно. Общие технические условия.
Настоящий стандарт распространяется на силовые кабели с пластмассовой изоляцией (далее — кабели), предназначенные для передачи и распределения электрической энергии в стационарных установках на номинальное переменное напряжение от 6 до 35 кВ включительно номинальной частотой 50 Гц.
Кабели согласно этого ГОСТа кроме прочего подразделяются по материалу изоляции токопроводящих жил:
— изоляция из поливинилхлоридного пластиката (В);
— изоляция из сшитого полиэтилена (Пв).
сшитый полиэтилен: Термореактивный материал, полученный посредством химической сшивки термопластичной композиции полиэтилена, удовлетворяющий требованиям 5.2.5.1, таблица 10, показатели 2 и 5. ГОСТ Р 55025-2012.
Появление кабелей с изоляцией из сшитого полиэтилена в нашей стране (в Россие) я связываю в основном со стремлением гнаться за всем «западным», как самым лучшим, не учитывая особенностей устройства нашей энергосистемы.
По мнению ряда ученых, например, Ивановского энергетического университета, кабели с изоляцией из сшитого полиэтилена разрабатывались для применения в системах с заземленной нейтралью (именно такие системы применяются за границей) у нас же сети 6 – 35 кВ в основном –сети с изолированной нейтралью. Отсюда и куча проблем возникающих при эксплуатации кабелей с изоляцией из сшитого полиэтилена. Но, впрочем, статья не совсем об этом.
Так же с появлением подобных кабелей возникли разногласия в подходе к проведению испытаний их изоляции повышенным напряжением.
Почему-то все решили, что лучший вариант испытания повышенным напряжением сверхнизкой частоты (СНЦ)(0,1Гц), и возник рынок установок СНЧ для испытания кабельных линий с изоляцией из сшитого полиэтилена.
Довожу до сведений тех кто не знает, что подобные установки стоят от 180 т.р. нашего производства до миллиона и больше – импортного.
А теперь вернемся к ГОСТ Р 55025-2012. Согласно п.10.6 этого ГОСТа
Кабели после прокладки и монтажа арматуры рекомендуется испытывать переменным напряжением 2U0 номинальной частотой 50 Гц в течение 60 мин или переменным напряжением U0 номинальной частотой 50 Гц в течение 24 ч, или переменным напряжением 3U0 номинальной частотой 0,1 Гц в течение 60 мин. Допускается испытание кабелей с изоляцией из поливинилхлоридного пластиката постоянным напряжением 4U0 в течение 15 мин. Наружная оболочка кабелей, проложенных в земле, должна быть испытана постоянным напряжением 10 кВ в течение 1 мин. Испытательное напряжение должно быть приложено между металлическим экраном или броней и заземлителем.
Хочу отметить что кабель с изоляцией из поливинилхлоридного пластиката это не кабель с изоляцией из сшитого полиэтилена.
U0 — Номинальное переменное напряжение между каждой из токопроводящих жил и землей, экраном или броней кабеля. Для 6кВ это примерно 3,5кВ; для 10кВ это 6кВ.
Как следует из ГОСТа совершенно ни к чему иметь установку СНЧ, т.к. время испытаний одно и тоже. Правда есть информация, что на большой длине кабеля в связи большой емкостью на переменном напряжении частотой 50Гц возникают проблемы – сильно увеличивается ток утечки.
Возможно по этой причине нигде не говорится о токе утечки для кабеля с изоляцией из сшитого полиэтилена.
Я честно говоря не пробовал, так как сталкивался в своей работе с кабелями не длиннее 30 м. На них все замечательно, да и ток утечки у меня в установке измеряется только при испытаниях выпрямленным напряжением.
На каком основании при испытаниях время уменьшают до 30 и даже 15 минут я не понимаю, хотя по тому же ГОСТу согласно п.5.2.2.7 кабели на строительной длине должны выдерживать в течение 5 минут воздействие переменного напряжения 3,5U0 частотой 50 Гц.
Если же кабель с изоляцией из сшитого полиэтилена испытывать выпрямленным напряжением, что я пробовал делать, то ток утечки мал (при напряжении 18кВ ток утечки 5-10мкА).
Кстати такое испытание допускает международный стандарт МЭК 60502.2, на основании которого разработан наш ГОСТ:
20.2.2 Испытание постоянным напряжением
Как альтернатива испытанию переменным напряжением, может производиться испытание постоянным четырехкратным напряжением 4 U0 в течение 15 мин.
ПРИМЕЧАНИЕ 1 Испытание постоянным напряжением может привести к пробою изоляции системы. Другие испытательные методы находятся на рассмотрении.
ПРИМЕЧАНИЕ 2 Для установок, которые уже находились в эксплуатации, могут использоваться более низкие напряжения и/или меньшие продолжительности испытаний. О величинах нужно договариваться, принимая во внимание время эксплуатации кабеля, тип окружающей среды, историю повреждений, а также цели, преследуемые при производстве испытаний.
Как видно в этом стандарте допускается испытание кабеля с изоляцией из сшитого полиэтилена выпрямленным напряжением и допускается изменение времени испытаний по согласованию сторон и исходя из состояния кабельной линии.
Последнюю редакцию стандарта МЭК 60502.2-2014 я не нашел. Возможно там есть какие-то изменения в плане испытаний.
Но пока действует ГОСТ Р 55025-2012 остальное не имеет значения.
Кроме того, никто не отменял ни ПУЭ, ни ПТЭЭП, ни РД 34.45-51.300-97.
В них четко сказано, что кабель с пластмассовой изоляцией испытывается повышенным выпрямленным напряжением
Кабель на 6 кВ испытывается напряжением 36 кВ ;
Кабель на 10 кВ испытывается напряжением 60кВ.
Время испытаний 10 или 5 минут.
Я конечно допускаю, что структура кабеля с изоляцией из сшитого полиэтилена отличается от кабеля с изоляцией из поливинилхлоридного пластиката, но видимо поэтому последний ГОСТом разрешается испытывать выпрямленным напряжением.
Скажу в заключении, что недавно провел испытание кабеля ВВГ-6кВ 3х70 в соответствии с ПУЭ и о чудо, кабель выдержал 36 кВ при токе утечки 80 – 100 мкА в течении 10 минут. Кабель вновь проложенный длинной от 50 до 70 м. Испытывалось 4 линии.
Так же отмечу, что и все кабели с изоляцией из сшитого полиэтилена которые я испытывал с 2012 года выдерживали испытания выпрямленным напряжением. Испытания проводились напряжением 3,5U0 в течении 15 минут кабели были как на 6кв так и на 10кВ, ток утечки составлял не более 15мкА. После проведения испытаний токоведущая жила соединялась с экраном с обоих сторон и заземлялась на сутки после чего кабель вводился в эксплуатацию. Правда длины кабелей были от 10 до 30 м. До сих пор все они успешно эксплуатируются.
Есть наверняка и негативные примеры. Но испытания проводятся для выявления некачественного оборудования. Возможно пробои возникают на кабелях, которые имели заводские дефекты либо муфты были сделаны некачественно с применением кустарного оборудования.
Следует задуматься и об этом.
Требования ГОСТ Р 55025-2012 в плане испытаний кабеля с изоляцией из шитого полиэтилена намного проще, чем кабель выдержал при заводских испытаниях и проще требований РД 34.45-51.300-97. По сути от кабеля требуется выдержать час его номинальное напряжение.
Остается лишь выбрать для себя каким напряжением испытывать:
Либо напряжением промышленной частоты,
Либо напряжением СНЧ.
Но это уж у кого какое есть оборудование.
Задумывайтесь друзья чаще и желаю Вам успехов.
До новых встреч.
Испытание оболочки СПЭ-кабеля
Оболочка кабелей со СПЭ-изоляцией нередко бывает повреждена вследствие механических или коррозионных воздействий. Если своевременно не устранить этот дефект, потеряет свои защитные качества главная изоляция, и произойдет пробой. Оболочка СПЭ-кабеля напряжением 10–20 кВ проверяется напряжением 5 В постоянного тока на протяжении 10 минут. При выявлении пробоя осуществляется локальный поиск месторасположения дефекта.
Оболочки кабелей 10–20 кВ со СПЭ-изоляцией обязательно подвергаются испытаниям:
- перед сдачей КЛ в эксплуатацию;
- спустя 2,5 года после запуска КЛ в эксплуатационный режим и в дальнейшем с промежутком в 5 лет;
- после ремонта изоляционного слоя;
- при раскопках, осуществляемых в охранной области КЛ, – из-за риска повреждения защитных оболочек.
Для комплексного испытания кабелей, испытание силового кабеля 10 кв и их оболочек используется специальный аппаратный комплекс. Он определяет участки с повреждениями и с высокой точностью выявляет местонахождение дефектов, автоматически используя способ пошагового напряжения.
| тип силового кабеля, кВ | менее 1* | 6 | 10 | ||
| бумажная изолирующая оболочка | |||||
| П | 6 | 36 | 60 | ||
| К | 2,5 | ||||
| М | — | ||||
| пластиковая изолирующая оболочка | |||||
| П | 3,5 | 36 | 60 | ||
| К | — | ||||
| М | — | ||||
| резиновая изолирующая оболочка | |||||
| П | 6 | 12 | 20 | ||
| К | |||||
| М | 6* | 12* | 20* | ||
Структура СПЭ кабеля и его достоинства
Оболочка такого кабеля имеет отличные характеристики, что влияет на высокую стоимость. Но это оправдывается большим сроком эксплуатации.
Преимущества кабеля СПЭ заключаются в следующем:
- Выдерживает повышенное напряжение.
- Высокий уровень изоляции, что приводит к минимальным диэлектрическим потерям.
- Гибкость, это позволяет легко управлять кабелем.
- Оптимальный вес.
Изолирующий слой располагается между токопроводящих жил, его изготавливают из специального полиэтилена. То есть каждая жила, вставленная в ПВХ кабель, покрыта оплеткой экранирующей. Такая структура увеличивает уровень пожаростойкости, позволяет делать точные измерения во время проверочных работ.
Поиск повреждения СПЭ-кабеля
При поиске дефектов кабеля с оболочкой из сшитого полиэтилена действия ведутся в 3-х направлениях: выявляются дефектные участки оболочки, изоляции и непосредственно жил кабеля. Для начальной локализации проблемных участков оболочки применяется мостовой метод замеров по Мюррею и Глейзеру. Для точного поиска месторасположения дефектов используется универсальный приемник и методика импульсного напряжения. Для комплексного решения данной задачи используется прецизионный мост.
Места дефектов изоляции также определяются в 2 стадии. Вначале выполняется предварительная локализация посредством петлевого метода и прецизионного моста, а затем – точное выявление дефектных мест при помощи методики шагового напряжения.
Для выявления мест повреждений самих жил используются различные технологии:
- для 3-жильного кабеля – прожиг;
- для начальной локализации – беспрожиговые методы;
- для высокоточного выявления дефектов – акустический способ.
Своевременное проведение испытаний высоковольтных линий нужно для повышения надежности электросетей и увеличения срока их бесперебойного использования.
от 1000В до 35кВ
Преимущества использования кабеля со СПЭ изоляцией:
- возможность осуществления прокладки кабельных линий на участках с имеющимися перепадами высот (даже значительными). Обусловлено такое обстоятельство тем, что в изоляции нет масла, которое имеет способность перетекать при разноуровневом положении кабеля с участка, который расположен выше на участки, размещённые внизу;
- долговечность. Срок эксплуатации такого кабеля гораздо больше, чем того, изоляция которого изготовлена из пропитанной маслом особой бумаги;
- высокоуровневая надёжность кабеля с полиэтиленовой сшитой изоляцией обеспечивает меньшее количество различных повреждений;
- гибкая структура кабеля, значительно облегчающая выполнение прокладки на особо сложных трассах, в местах с трудным доступом. При использовании данного кабеля, благодаря его гибкости, уменьшаются сроки выполнения работ, сокращаются денежные расходы и трудозатраты компаний, выполняющих монтаж;
- отсутствие необходимости разогрева кабеля при выполнении прокладки в условиях с пониженной температурой (до показателя -20°С). Изготавливается такой кабель из качественных полимерных материалов нового поколения, свойства которых позволяют работать с ним в таких условиях.
- меньшее количество диэлектрических потерь относительно применения кабеля с бумажно-масляной изоляцией.
Но даже самые значительные преимущества, высокие технические заводские характеристики и правильность осуществления монтажа не могут гарантировать 100% надёжность кабеля. Очень важную роль играет квалифицированное обслуживание проложенных кабельных линий, своевременная диагностика кабеля из сшитого полиэтилена при его сдаче в эксплуатацию, а также в течение всего срока использования.
Сложностью для специалистов является отсутствие необходимой нормативной базы, в которой бы имелась соответствующая информация относительно различных видов работ, таких, к примеру, как периодические испытания силовых кабелей с изоляцией из сшитого полиэтилена, периодичность их проведения, диагностика кабеля из сшитого полиэтилена и другие. Над решением данной проблемы проводится большая работа, в основном действующие нормы испытаний кабелей со СПЭ-изоляцией устанавливаются производителями данной продукции, заимствуются из информативных источников и опыта деятельности коллег из других стран.
Испытание кабелей со спэ изоляцией вызывает интерес, учитывая характеристики используемых для производства кабеля материалов, а также его особую конструкцию. Не обделены вниманием такие вопросы, как диагностика и периодичность испытаний кабельных линий с СПЭ-изоляцией. Перенимая ценный опыт квалифицированных специалистов из Европы, удаётся структурировать имеющуюся информацию и данные относительно монтажа, диагностики, испытаний и обслуживания кабеля данного типа.