Записи с меткой «отвод»
Высоковольтные выключатели служат ради включения и отключения под нагрузкой электрических цепей в нормальных режимах работы и для автоматического отключения при коротких замыканиях в аварийных режимах.
В цепях с напряжением 10 кВ и более воздушный место между расходящимися контактами настолько сильно ионизируется, что через него вольно проходит ток, т. е. горит электрическая дуга. Температура дуги составляет несколько тысяч градусов, и если ее быстро не погасить, то в считанные секунды контакты расплавляются, повреждаются рядом расположенные приборы и аппараты. Интенсивность дуги зависит также от силы тока в цепи в момент его размыкания (чем больше ток, тем мощнее дуга и тем труднее ее погасить). Именно такие условия возникают в случаях, когда высоковольтный выключатель отключает ряд, в которой возникло короткое замыкание. Отключение и включение токов короткого замыкания является наиболее тяжелым режимом работы выключателей. Поэтому силовые выключатели в установках напряжением выше 1000 В обеспечиваются специальными дугогасительными системами, способными погасить мощную электрическую дугу за доли секунды. По быстродействию высоковольтные выключатели разделяют на сверхбыстродействующие (с временем отключения накануне 0,06 с), быстродействующие (0,06 - 0,8 с), умеренного действия (0,08 - 0,12 с) и небыстродействующие (0,12 -0,25 с).
В зависимости от среды, в которой расходятся контакты и гасится дуга, выключатели бывают: масляные, со специальными жидкостями, воздушные (пневматические), электромагнитные (воздушные), автогазовые (с газом, генерируемым твердым веществом под действием температуры дуги), элегазовые, вакуумные.
В элегазовых выключателях в качестве изоляционной среды используют электрический газ — элегаз (шестифтористую серу SF6), обладающий высокой диэлектрической прочностью (в 2,5 раза больше прочности воздуха), с хорошей дугогасительной способностью (в 4 раза выше, чем воздушных) и теплопроводностью. Нашей промышленно-" стью выпускаются элегазовые герметические устройства на напряже-
ние 110 кВ и выше. Зарубежные фирмы выпускают коммутационные аппараты с элегазом для напряжение 3 кВ и более. Хорошая дугогасительная способность элегаза позволяет конструировать коммутационные аппараты с высокой отключающей способностью, а герметичность и высокая надежность значительно облегчает их эксплуатацию.
Вакуумные выключатели (ВВ) (давление не более 1,3-102Па), будто и элегазовые, надежны, удобны в эксплуатации; менее пожаро- и взрывоопасны по сравнению с масляными выключателями. Гашение дуги в вакууме происходит очень быстро в результате большой скорости диффузии паров металла, которые образуются во сезон горения дуги, и их быстрой рекомбинации на контактах.
Вакуумные выключатели имеют большой срок службы (механическая износостойкость достигает 5 • 106 операций). Число коммутаций с номинальным током подле 600 А равно (500 - 1000-Ю3). Практически без ремонта ВВ могут работать до 25 лет. ВВ и элегазовые выключатели до 10 кВ применяются на подстанциях минского метрополитена, концерна "Белэнерго" и других предприятиях. все используемые в настоящее время ВВ требуют эпизодического обслуживания (регулировки, смазки, контроля хода, поджатия) и могут создавать опасные перенапряжения при коммутации некоторых видов нагрузки. Привод L обычных ВВ принципиально не отличается через приводов масляных и
К электромагнитных выключателей. Он содержит значительное количество передаточных звеньев между электромагнитом (или пружинами включения и отключения пружино-моторного привода) и подвижными контактами вакуумной дутогасительной камеры (ВДК).
В вакуумных выключателях фирмы "Тавридаэлектрик" (Москва) используется привод с магнитной защелкой и ВДК собственного производства, в основу конструкции которого заложен принцип соосности электромагнита привода и ВДК в каждом полюсе выключателя. Оригинальная строение ВВ позволила существенно упростить ки-L нематическую схему, отказаться от нагруженных узлов трения. В ре-
зультате механический ресурс составил 50 тыс. операций включения-выключения без обслуживания в течение только срока службы (в этих ВВ детали изоляции, подверженные ударным нагрузкам при включении-выключении, выполнены из современных ударопрочных пластиков с высокими механическими характеристиками).
Новая серия ВВ с магнитной защелкой обладает по сравнению с традиционными следующими преимуществами:
• абсентеизм необходимости обслуживания в течение всего срока эксплуатации;
• простота и надежность привода;
• большой механический доход;
• малые габариты и масса;
• адаптация к различным видам КРУ и КСО.
На ТП напряжением до 10 кВ чаще всего применяют выключатели нагрузки (ВНР и ВНРЗ), масляные (ВМП, ВПМ) и электромагнитные (ВЭМ) выключатели.
Рис. 5.9. Выключатель нагрузки ВНР-10/400-10з: 1 — оправа; 2 — опорный изолятор; 3 — контакты с держателями; 4 — ножи; 5 — гасительная камера; 6 — основной верхний контакт; 7, 12 — изоляционная и блокировочная тяги; 8 — рычаг; 9 — ловкий соединитель; 10 — нож заземления; 11, 15 — валы заземляющего устройства и выключателя; 13 — пружины; 14 — резиновые шайбы
Выключатели нагрузки ВНР (рис. 5.9) предназначены только для включения и отключения токов нагрузки. Для отключения цепей при коротких замыканиях для выключателях нагрузки устанавливают высоковольтные предохранители ВНРЗ. Выключатели нагрузки монтируются на стальной раме с опорными изоляторами. На верхних изоляторах (для каждой фазы) установлены неподвижные контакты — рабочие и дугогасительные. Дугогасительный контакт располагается
в пластмассовой камере (рис. 5.10), внутри которой находится вкладыш из органического стекла. Вкладыш состоит из двух частей и в собранном виде образует узкую щель чтобы входа подвижного дугогасительного контакта. На нижних изоляторах закреплены ножи — подвижные рабочие контакты, состоящие из двух соединенных между собой медных полос. Подвижные дугогасительные контакты расположены между двумя направляющими полосами, прикрепленными к ножу. На раме в подшипниках установлен волна, к которому приварены три рычага с фарфоровыми тягами. Подвижная система выключателя нагрузки отключается с помощью двух пружин. Чтобы установить предохранители, к раме крепится дополнительный каркас с опорными изоляторами, которые имеют контактные губки и пружины. На этом каркасе может оставаться смонтировано устройство, подающее команду на отключение выключателя при перегорании предохранителя.
При этом размыкаются главные контакты, после дугогасительные, а возникающая дуга затягивается в щель между вкладышами. Под действием высокой температуры дуги органическое стекло интенсивно выделяет газы, которые с внушительный скоростью вырываются из камеры и в сотые доли секунды гасят дугу.
Заземляющее устройство выключателя нагрузки представляет собой вал с приваренными к нему контактными пластинками (ножами) и может располагаться сверху или снизу рамы выключателя и сообразно заземлять стойки неподвижных или подвижных контактов выключателя.
Простейшая механическая блокировка между двумя валами выключателя и заземляющих ноже^ исключает возможность включения
Рис. 5.10. Дугогасительное устройство: 1 — пластмассовый корпус; 2 — вкладыши; 3, 5 — подвижный и вялый дугогасительные контакты; 4 — отверстия для соединительных винтов; 6 — основной неподвижный контакт выключателя; 7 — гибкая связь; 8 — пружинящая доска
заземляющих ножей при включенном выключателе и включения выключателя при включенных ножах заземления. Управление заземляющим устройством выполняется с помощью привода ПР-2 сиречь другого ручного привода.
Масляные выключатели — устройства, у которых дутогаси-тельной средой является трансформаторное масло. Когда между контактами, находящимися в масле, возникает дуга, под действием высокой температуры масло переходит в газообразное добро (до 70% водорода, который не поддается ионизации). Давление газа быстро повышается предварительно нескольких десятков атмосфер, что способствует быстрому гашению дуги.
В зависимости от объема масла выключатели бывают: баковые (многообъемные) и горшковые (малообъемные). В РУ на 10 кВ в основном применяют малообъемные выключатели, каждый полюс которых находится в отдельном цилиндре: ВМП-10 (масляный подвесной), ВМПП-10 (с пружинным приводом), ВК-10 (колонковый), ВМПЭ-10 (с электромагнитным приводом) и др.
Рис. 5.11. Выключатель ВМП-10: 1 — полюс; 2 — изолятор; 3 — обшивка; 4 — изоляционная тяга; 5 — главный вал; 6 — масляный буфер; 7 — болт заземления
Выключатель ВМП-10 (рис. 5.11 ), применяемый на напряжение 10 кВ и номинальные токи 630 и 1000 А, используется взамен выключателя ВМГ-10. Выключатель имеет три полюса, смонтированные на общей заземленной металлической раме, внутри которой расположены главный вал, отключающие пружины, масляный и пружинный буфе-
ры. Полюсы крепят к раме шестью фарфоровыми опорными изоляторами (по два для полюсе) с эластичным соединением арматуры, что повышает механическую устойчивость выключателя. Главный вал соединяется с механизмом каждого полюса изолированными тягами. Полюс выключателя (рис. 5.12) представляет собой цилиндр из прочного изоляционного материала — стеклоэпоксида, на концах которого заармированы металлические фланцы. для верхнем фланце крепится корпус выпрямляющего механизма, передающего движение от вала выключателя к токоведущему стержню. Этот корпус (из алюминиевого сплава) закрывается сверху крышкой из изоляционного материала. Внутри размещают, кроме выпрямляющего механизма, рожковый токосъем и маслоотделитель, какой предотвращает выброс масла при отключении тока короткого замыкания.
Рис. 5.12. Разрез полюса выключателя ВМП-10:
1,7 — выводы; 2, 9 — крышки; 3 — неподвижный розеточный контакт; 4, 6 — фланцы; 5, 25 — цилиндры; 8 — роликовый токосъем; 10 — колпак; 11, 24 — пробки; 12 — маслоотделитель; 13 — корпус механизма; 14 — ось; 15 — направляющая колодка; 16 — рычаг; 17 — упоры; 18, 19 — стержни; 20 — стопорный винт; 2J — шайба; 22 — дугогасительная камера; 23 — маслоуказатель
Нижний фланец закрывается силуминовой крышкой, для которой расположен розеточный неподвижный контакт. Использование силумина уменьшает магнитные потери в выключателе. На каждой крышке устанавливается цилиндр с дугогасительной камерой.
Уровень масла в выключателе определяется с помощью маслоука-зателя.
Рис. 5.13. Выключатель ВЭМ-10:
1, 9 — изоляционные кожух и тяга; 2 — счетчик; 3 — дугогасительная комната; 4 — магнитопровод; 5, 12 — подвижный и неподвижный контакты; б — контактор; 7 — электромагнитный привод; 8 — рама (тележка); 10, 13 — токоотвод и токоподвод; 11 — изолятор; 14 — катушка магнитного дутья
Электромагнитные выключатели (ВЭМ-10) (рис. 5.13) не требуют для своей работы масла, что делает их взрыво- и пожаробезопасными, а высокая токоустойчивость контактов и дугогасительных камер обеспечивает большое мера включений в электроустановках с частыми коммутационными операциями. Дугогасительная система состоит из электромагнита и дугогасительной камеры. На П-образный магнитопровод электромагнита надета катушка электромагнитного дутья. Дугогасительная камера представляет собой пакет тонких керамических пластин с Л-образными вырезами и располагается среди полюсными наконечниками электромагнита, над контактами выключателя.
Пластины в пакете уложены в шахматном порядке и обладают высокой дугоустойчивостью и теплопроводностью, допуская температуру 2000 °С. По концам пакета в специальных керамических лотках закреплены медные электроды (рога), по которым движется дута в процессе отключения выключателя. Она затягивается вверх по узким щелям между холодными керамическими пластинами, отдает теплоту, растягивается сообразно длине и гаснет. Дуга движется вверх в дугогаситель-ную камеру под действием электродинамических сил и тепловых потоков. Катушка магнитного дутья имеет небольшое сопротивление и включается последовательно в электрическую гора, через нее проходит полный ток отключаемой цепи. В результате между полюсными наконечниками электромагнита создается интенсивное магнитное поле, которое заставляет дугу ходить по медным рогам, так как на круг проводник с током (в том числе и на электрическую дугу), находящийся в магнитном поле, действует электродинамическая мощь, направление которой, как известно, определяется по правилу левой руки. Гашению дуги способствует также резкое снижение тока в электромагнитном выключателе из-за увеличения сопротивления дуги. век горения дуги при отключении токов короткого замыкания не превышает 0,02 с.
При отключении малого тока электродинамическая сила, действующая на дугу, небольшая. В этом случае передвижению дуги в щели дугогасительной камеры способствуют цилиндры воздушного дутья, закрепленные для подвижных контактах выключателя. При отключении выключателя поршни передвигаются в цилиндрах и выталкивают воздух между размыкающимися дугогасительными контактами (система принудительного дутья).
Контактная учение выключателя состоит из главных и дугогасительных контактов. Наконечники дугогасительных контактов выполнены из металла (кирита), обеспечивающего большой срок их службы. При включении выключателя сначала замыкаются дугогасительные контакты, а кроме шунтирующие их главные контакты. При отключении контакты размыкаются в обратном порядке. Таким образом защищаются от обгорания главные контакты.
Отремонтированные трансформаторы проходят контрольные (окончательные) испытания, которые должны подтвердить высокое качество выполненного ремонта, отсутствие дефектов, согласие их характеристик паспортным значениям, а также требованиям ГОСТов:
• испытание трансформаторного масла;
• определение коэффициента трансформации и группы соединения обмоток;
• измерение сопротивления обмоток постоянному току;
• измерение токов, потерь холостого хода и короткого замыкания;
• измерение сопротивления изоляции обмоток;
• испытание электрической прочности главной изоляции повышенным напряжением промышленной частоты;
• разложение электрической прочности витковой изоляции индукционным напряжением.
Испытание трансформаторного масла осуществляют на электрическую прочность (пробой и диэлектрические потери). Для этого берут пробу масла (из бака трансформатора и чистую сухую стеклянную посуду не менее 0,5 л) и заливают ее в маслонробоннын аппарат. после 20 мин (за это время из масла выходят пузырьки воздуха) плавно повышают напряжение, наблюдая за стрелкой вольтметра, предварительно пробоя. Выполняют 6 пробоев с интервалом 10 мин. Первый пробой не учитывается. Среднее арифметическое пробивного напряжения остальных пяти пробоев принимают за пробивное напряжение трансформаторного масла, которое должно оставаться не менее 25 кВ для трансформаторов с напряжением до 15 кВ включительно и не менее 30 кВ — с напряжением 15 - 30 кВ.
При ремонте выполняют и химический анализ масла, в результате которого определяют кислотное количество, температуру вспышки паров, реакцию водной вытяжки, массу взвешенного угля и механических примесей. Одновременно проверяют прозрачность масла.
Рис. 3.12. Схема измерения коэффициента трансформации с помощью двух вольтметров с переключателями
Коэффициент трансформации проверяют сообразно схеме, приведенной на рис. 3.12, чтобы убедиться в правильности числа витков, сборки схемы соединения обмоток и подключения отводов к переключателю. Одновременно подают напряжение (не менее 2 % номинального) для все фазы трехфазного трансформатора и все ступени напряжения, отклонение но фазам не должно побеждать 2 %.
При проверке группы соединения определяют правильность соединения обмоток и их соответствие группе.
Измерение сопротивления обмоток постоянному току позволяет выявить дефекты, допущенные при ремонте: обрыв параллельных проводников обмоток; низкое качество соединений пайкой; незавидный контакт в месте присоединения отвода к переключателю и др. Перечисленные дефекты увеличивают сопротивление обмоток за счет повышения переходного сопротивления на дефектных участках. Измеренные сопротивления по всем фазам и ступеням не должны отличаться более чем на 2 %.
Измерение тока и потерь холостого хода проводят для выявления таких дефектов в магнитной системе трансформатора, которые увеличивают ток холостого хода и дополнительные потери, снижающие КПД трансформатора, а в отдельных случаях приводят к недопустимому нагреву. для обмотку НН подают симметричное напряжение частотой 50 Гц при разомкнутой обмотке ВН и плавно увеличивают его от нуля до номинального значения. около этом измеряют ваттметром мощность, потребляемую трансформатором, и амперметрами — линейные токи.
Допущенные при ремонте трансформатора неправильная транспозиция проводов, обрыв или надлом одного из параллельных проводов, плохой контакт и применение проводов заниженного сечения увеличивают омическое сопротивление обмоток и вызывают дополнительные потери энергии в них присутствие нагрузке. Перечисленные дефекты выявляются путем проведения опыта короткого замыкания и сопоставления фактических и расчетных потерь в обмотках. При опыте короткого замыкания вводы обмоток НН трансформатора замыкают между собой, а к вводам обмоток ВН подают такое напряжение, присутствие котором в обмотках устанавливаются номинальные токи. Измерение потерь энергии при опыте короткого замыкания сопоставляют с расчетными. Если они выше расчетных, значит в трансформаторе имеются неисправности.
Измерение сопротивления изоляции обмоток осуществляется мегаомметром между обмоткой ВН и баком быть заземленной обмотке НН, обмоткой НН и баком при заземленной обмотке ВН, обмотками ВН и НН, соединенными между собой, и баком. Сопротивление изоляции обмоток трансформатора до 35 кВ считается удовлетворительным, разве оно не менее 300 МОм для трансформаторов мощностью до 6300 кВ-А включительно и 600 МОм для трансформаторов 10 000 кВ-А и выше.
Испытание электрической прочности главной изоляции (промеж обмотками различных напряжений и каждой из них относительно заземленных частей трансформатора) повышенным на-
пряжением промышленной частоты заключается в том, что от специального трансформатора с регулируемым напряжением подают повышенное старание (25 кВ для трансформаторов 6кВ, 35 кВ — 10 кВ, 85 кВ — 35 кВ) частотой 50 Гц на исследуемые обмотки трансформатора. Если в течение 1 мин с момента подачи испытательного напряжения амперметр не показывает увеличения тока, а вольтметр — уменьшения напряжения и внутри трансформатора отрицание потрескиваний, напряжение снижают до нуля и считают, что трансформатор выдержал испытание.
разыскание электрической прочности витковой изоляции индуктированным напряжением проводят таким образом: к обмотке НН при разомкнутой обмотке ВН и заземленном баке трансформатора подают от генератора испытательное напряжение: 115 % номинального — при магнитопроводе шпилечной конструкции, 130% — быть бесшпилечной конструкции. Трансформатор считается выдержавшим испытание, если в течение 1 мин не наблюдаются скачки тока, разряды и другие явления, свидетельствующие о повреждении изоляции.
При среднем ремонте сухих трансформаторов подпрессовывают обмотки и ярма магнитной системы, подтягивают все крепления, заменяют или ремонтируют изоляторы, вентиляторы и их электропроводку, кожух, зажимы и панель для переключения регулируемых ответвлений, чистят и продувают сухим сжатым воздухом однако части и вентиляционные каналы, измеряют сопротивление изоляции обмоток, ярмо-вых балок, деталей прессовки обмоток и стяжки магнитной системы, красят кожух, шинные отводы и другие части, имеющие повреждения антикоррозийного покрытия, замеряют сопротивление обмотки постоянному току и коэффициент трансформации. При измерении сопротивления изоляции используют мегаомметр для 1000 В Сопротивление изоляции обмоток при 20 - 30 °С для трансформаторов с номинальным напряжением до 1 кВ должен быть не менее 100 МОм, более 1 до 6кВ — не менее 300 МОм, более 6кВ — не менее 500 МОм.
При капитальном ремонте перематывают или заменяют обмотки, ремонтируют каркас и его магнитную систему, детали главной изоляции, переизолируют отводы, сушат, красят и запекают лаковое покрытие обмоток, а также выполняют весь работы, относящиеся к среднему ремонту, включая электрические испытания.
Активную часть сухих трансформаторов сушат в шкафу или воздуходувкой.
Сборку трансформатора начинают со сборки его главный части — каркаса (остова) магнитопровода. К месту работы доставляют полный комплект изолированных пластин, изоляционных деталей, приспособлений и инструмента и располагают в таком порядке, чтобы при выполнении операций не надо было делать лишних движений.
Магнитопроводы в зависимости от габаритных размеров собирают на металлических столах, приспособлениях или кантователях.
Пластины собранного магнитопровода неплотно прилегают одна к иной, поэтому его сначала прессуют, устанавливая груз или стягивая пластины временными шпильками, а после проверяют по всему периметру толщину магнитопровода. Надевают на стяжные шпильки бумажно-бакелитовые трубки, электрокартонные и стальные шайбы, навинчивают гайки и слегка стягивают. Затем устраняют неровности и прессуют магнитопровод накануне требуемого размера (равномерно закручивая гайки на шпильках). После этого к нижним ярмовым балкам крепят опорные планки. Полностью собранный магнитопровод стропят, поднимают, ставят вертикально на шпалы и устанавливают вертикальные прессующие шпильки.
впоследствии выполнения всех операций сборки магнитопровод осматривают, окончательно подтягивают шпильки, измеряют мегаомметром сопротивление изоляции ярмовых балок и шпилек по отношению к активной стали.
Полностью собранный магнитопровод доставляют в обмоточное часть, где сначала расшихтовывают верхнее ярмо, устанавливают ярмовую изоляцию и изоляционные цилиндры, а затем насаживают обмотки на стержни и шихтуют верхнее бремя.
При ремонте трансформаторов небольшой мощности в электроремонтном цехе магнитопровод собирают полностью (но без шихтовки верхнего ярма). для стержни такого магнитопровода насаживают обмотки НН и ВН. Изолируют их и только затем шихтуют верхнее ярмо и полностью собирают магнитопровод.
Заключительными операциями первого этапа сборки трансформатора являются сборка и комбинация схемы обмоток.
Обмотки современных трансформаторов, применяемых в электроустановках промышленных предприятий, как правило, соединены "звездой" (в редких случаях — "треугольником"). Концы обмоток соединяют пайкой специальными паяльниками. После пайки участки соединений очищают от выступающих частиц припоя, изолируют ла-котканью шириной 20 - 25 мм и покрывают лаком ГФ-95.
чтобы обеспечения высокой электрической прочности изоляции активную часть трансформатора подвергают сушке, в результате которой удаляется влага из его твердой изоляции. Существуют различные способы сушки трансформаторов (например, в специальном шкафу, инфракрасными лучами, методом индукционных потерь, токами короткого замыкания и др.).
После окончания сушки выполняют так называемую "отделку" активной части: подпрессовывают обмотку вертикальными шпильками верхнего и нижнего ярм магнитопровода. кроме проверяют сопротивление изоляции обмоток, стяжных шпилек и ярмовых балок и переходят к операциям второго этапа сборки трансформатора.
При сборке трансформаторов без расширителя, вводы которых расположены на стенках бака, сначала опускают активную абзац в бак, устанавливают вводы, присоединяют к ним и переключателю отводы обмоток, а затем размещают крышку на баке.
Крышки трансформаторов мощностью до 560 кВ-А устанавливают на подъемных шпильках магнитопровода и снабжают необходимыми деталями, а более мощных — комплектуют одиноко и закрепляют на подъемных шпильках выемной части или баке. При этом особое внимание обращают для правильность установки уплотняющих прокладок, прочность затяжки гаек, правильность присоединения отводов к вводам и переключателю, уплотнения, исключающих протекание масла.
Активную часть с закрепленной на ней крышкой стропят за подъемные кольца тросами, поднимают краном и медленно опускают в бак, соблюдая меры предосторожности; монтируют крышку, равномерно затягивая болты сообразно всему периметру; на крышке устанавливают кронштейны, на которых крепят расширитель с маслоуказателем; располагают предохранительную трубу; устанавливают реле и пробивной предохранитель.
После сборки трансформатора перед заполнением его маслом снова Г раз проверяют мегаомметром на 1000 В электрическую прочность изо-
ляции обмоток. Затем трансформатор заполняют до требуемого уровня сухим трансформаторным маслом соответствующей электрической прочности, проверяют герметичность арматуры и установленных для крышке деталей, а также отсутствие течи масла из соединений и сварных швов.
Затем трансформатор подвергают электрическим испытаниям, объем и нормы которых установлены ГОСТом.
В трансформаторах с неисправными обмотками часто повреждается (частично либо полностью) бумажно-бакелитовая изоляция отводов (обуглены отдельные места или вся изоляция отводов). Удаление поврежденной изоляции отводов осуществляется в такой последовательности: отсоединяют отвод от переключателя и обмотки; снимают с него поврежденную изоляцию; надевают новую бумажно-бакелитовую изоляционную трубку; соединяют отвод с обмоткой и вводом тож контактом переключателя. Эти работы выполняет обычно обмотчик-изолировщик. Однако при тяжелых авариях трансформатора может быть повреждена не только изоляция, однако и токопроводящий проводник отвода (оплавляется проводник отвода, нарушается пайка в месте соединения отвода с демпфером). В таких случаях повреждение устраняет электрослесарь, изготавливая новый отвод либо восстанавливая соединение отвода с демпфером.
При нарушении соединения отвода с демпфером напильником очищают концы отвода и демпфера от остатков припоя, а затем соединяют пайкой. сливание демпфера с шиной отвода может быть выполнено и сваркой.
3.8. Ремонт бака, крышки, расширителя, термосифонного фильтра и арматуры
Баки и крышки трансформаторов повреждаются редко. При ремонте трансформаторов проверяют сословие сварных швов бака, протекает ли масло из арматуры, целость резьбы крепежных деталей, наличие и состояние уплотняющих прокладок, крепление фланца предохранительной трубы на крышке, целость мембраны предохранительной трубы. Замеченные неисправности устраняют. Поврежденные участки сварного шва вырубают зубилом и, очистив от грязи и масла, сваривают вновь; протекание масла в местах соединения циркуляционных труб с баком устраняют чеканкой, а из пробкового крана — притиркой пробки абразивными порошками; крепежные детали (болты, гайки, винты) с сорванной резьбой заменяют новыми; уплотняющие резиновые прокладки заменяют прокладками из маслостойкой резины; поврежденную стеклянную диафрагму, установленную для предохранительной трубке, и прокладку, потерявшую упругость, заменяют новыми. Внутреннюю полость предохранительной трубы очищают от грязи, протирают тряпками и промывают чистым трансформаторным маслом. Поврежденную или потерявшую эластичность резиновую прокладку между фланцем предохранительной трубы и крышкой бака заменяют прокладкой, изготовленной из листа маслостойкой резины толщиной не менее 8 мм.
Расширитель, термосифонный фильтр, воздухоосушитель и масло-запорную арматуру разбирают, очищают через шлама и грязи, промывают в трансформаторном масле, а затем собирают. Покрытые ржавчиной поверхности очищают стальными щетками и окрашивают. В фильтрах и воздухоосушителях заменяют силикагель (свежим или восстановленным). Газовое реле, термометрический сигнализатор, пробивной предохранитель и другие контрольные и защитные приборы ремонтируют в соответствующих лабораториях (электротехнической, контрольно-измерительных приборов и др.).
Отремонтированные и изготовленные сборочные единицы и детали после проверок и испытаний поступают в отделение сборки.
Переключающее устройство предназначено для изменения числа витков первичной (или вторичной) обмотки трансформатора и, знать, коэффициента трансформации для регулирования вторичного напряжения трансформатора. На рис. 3.4 приведена принципиальная электрическая схема трехступенчатого переключателя (положение переключателя соответствует номинальному напряжению во вторичной обмотке трансформатора).
когда рукоятку переключателя повернуть на 120° по часовой стрелке, в первичной обмотке число витков уменьшится, а вторичное старание увеличится на 5%. При повороте переключателя в обратную сторону вторичное напряжение уменьшится также на 5 %.
около ремонте переключающих устройств особое внимание уделяют состоянию их контактной системы. Причиной выхода из строя трансформаторов в десяти случаях из ста бывает неисправность переключающих устройств, в частности повреждение их контактов. Неисправности в контактной системе переключающего устройства: недостаточная плотность прилегания подвижных контактов к неподвижным; ослабление соединений регулировочных отводов к контактам переключающего устройства; нарушение прочности соединений отводов с обмоткой и
др. Эти неисправности вызывают повышенные местные нагревы, часто приводящие к выходу трансформатора из строя.
В трансформаторах применяются переключающие устройства ПБВ (переключение без возбуждения) и РПН (регулирование около нагрузкой).
Рис. 3.5. Переключатель ТПСУ: Рис. 3.6. Контактная система пере-
1 — неподвижный контакт; 2 — по- ключателя ПБВ типа ТПСУ
движный сегментный контакт; 3, 4 — бумажно-бакелитовые трубка и цилиндр; 5 — болт; 6 — крышка бака трансформатора; 7 — металлический фланец; 8 — стопорный болт; 9 — колпак привода
Большинство силовых трансформаторов выполняется с устройством ПБВ различных конструкций, всетаки основным их элементом является система подвижных и неподвижных контактов. Например, в трансформаторах напряжением 6 или 10 кВ применяют переключатель ПБВ типа ТПСУ (рис. 3.5). Рабочее положение переключателя фиксируется стопорным болтом, что необходимо открутить, перед тем как повернуть переключатель. На фланце переключателя цифрами помечены положения, а для колпаке имеется стрелка, показывающая положение контактной системы. На рис. 3.6 приведена контактная система переключателя ПБВ типа ТПСУ. На бумажно-бакелитовом цилиндре 1 закреплены неподвижные контакты 3 с болтами 2 чтобы подключения отводов. Подвижные контакты 5 сегментного типа установлены на валу 4 и прижаты пружинами к неподвижным контактам. Нижний валик 6, вал 4 и контакты (сегменты) 5 приводятся в действие (поворачиваются) с помощью рукоятки колпака.
Переключающие устройства РПН выполняются с токоограничива-ющим реактором, токоограничивающими сопротивлениями и без них. для рис. 3.7 приведено переключающее устройство РПН с реактором. РПН состоит из избирателя отводов Ai - А„ обмотки 1, контакторов для отключения тока в цепях переключающего устройства, реактора или сопротивлений, с помощью которых ограничивается ток в переключаемой части обмотки во срок перевода тока нагрузки с одного отвода на другой без разрыва цепи тока нагрузки трансформатора. Кроме этого, переключающие устройства могут иметь легкий привод, электрический с кнопками управления или автоматический, а также элементы автоматики и сигнализации.
Рис. 3.7. Переключающее устройство РПН с токоограничивающим реактором:
а — электрическая схема (одной фазы); б — расположение в трансформаторе устройства РПН типа РНТ-13-623/35
Электрическая план каждой фазы устройства РПН (рис. 3.7, а) состоит из двух симметричных цепей (избиратель В с системой подвижных и неподвижных контактов, контакторы Кi и К2 и реактор Р). На схеме показано рабочее положение на одном из отводов обмотки РО. При необходимости перехода для другую ступень напряжения включением привода переключаются на соответствующие отводы контакты одной параллельной цепи, а затем другой в такой последовательности: размыкается контакт К\ (тож К?) контактора, избиратель одной цепи переходит на нужный отвод обмотки РО, после чего контакт контактора замыкается (переход на подобный отвод первой параллельной цепи окончен). Далее в той же последовательности осуществляется переход другой параллельной цепи на тот же отвод, на кто перешел избиратель первой цепи. На этом цикл перехода с одного отвода на другой без разрыва цепи рабочего тока заканчивается. Реактор в этой схеме ограничивает ток в цепи "моста", когда одна параллельная гора перешла на следующий отвод, а другая еще находится на предыдущем отводе. работник ток реактора при этом не ограничивается, так как индуктивное сопротивление реактора практически равно нулю, потому который в каждой половине его обмотки рабочие токи, а соответственно и магнитное поле имеют противоположное направление.
Однофазные избиратели 3 (рис. 3.7, б) и реактор 4 крепятся на яр-мовых балках. Контактная учение избирателей работает без разрыва цепи тока, их контакты не подгорают, поэтому избиратели располагают на активной части трансформатора. Действие контакторов 2 сопровождается разрывом тока в параллельных цепях и возникновением дуги, поэтому контакторы располагают в отдельном отсеке, заполненном трансформаторным маслом. Это позволяет жить осмотр и ремонт контакторов с заменой масла без вскрытия бака трансформатора.
Ремонт переключающего устройства ПБВ начинают с внимательного осмотра всех деталей. Особое внимание обращают на сословие рабочих поверхностей подвижных и неподвижных контактов, так как при длительной работе контактов в масле они покрываются тонкой пленкой желтоватого цвета, которая увеличивает переходное сопротивление в контактах, вызывая неестественный их нагрев и повреждение. Поэтому контакты старательно очищают, протирая технической салфеткой, смоченной в ацетоне или чистом бензине. Подгоревшие и оплавленные контакты заменяют новыми.
При ремонте переключающего устройства ПБВ подтягивают весь крепежные детали, заменяют поврежденные пружины, изолирующие детали и прокладки, проверяют отсутствие заеданий в контактах и совпадение рабочих поверхностей подвижных контактов с неподвижными, устраняют также другие дефекты, обновляют надписи и обозначения на переключателе.
Полностью отремонтированный переключатель проверяют десятью циклами переключения по всем ступеням (цикл — это ходьба механизма от первого положения до последнего и обратно).
Ремонт переключающего устройства РПН гораздо сложнее, чем переключателя ПБВ. Кроме очистки, промывки, протирки внутренних и внешних деталей, выполняют дополнительные работы, определяемые конструкцией отдельных частей переключателя и наличием большого числа контактов. Проверяют состояние поверхностей контактов избирателя ступеней, контакторов и электрической части приводного механизма (контактов контроллера, реле, конечных выключателей). Контакты всех элементов переключающего устройства, покры-
тые копотью и слегка оплавленные, зачищают и обпиливают, удаляя подгары и наплывы металла, контакты с металлокерамическим покрытием промывают, а сильно поврежденные — заменяют новыми.
В системе привода могут находиться сверхдопустимые люфты, которые устраняют подтяжкой креплений и заменой деталей, имеющих разработанные отверстия и большой износ, а также регулировкой контактора и избирателя.
Рис. 3.8. Круговая диаграмма переключающего устройства на 5 ступеней с регулировкой напряжения трансформатора ±2,5% номинального напряжения на одной ступени
Ремонт отдельных частей переключающего устройства РПН обусловлен необходимостью их разборки и сборки. В случае сборки и регулировки приводов руководствуются рисками, которые наносятся для соединяемые детали при изготовлении трансформатора на заводе. Ошибка в подключении отводов может стать причиной выхода из строя переключающего устройства, а итак, и трансформатора. Например, неправильное подключение реактора к контактору, нарушающее последовательность работы контактной системы. Во избежание ошибок в схеме подключения отводов после сборки, регулировки и визуальной проверки схемы соединений строят круговую диаграмму (рис. 3.8), которая показывает последовательность действия контактной системы переключателя, а также углы опережения и запаздывания при работе контактов контакторов и избирателя.
Построив круговую диаграмму последовательности действия контактов избирателя и контакторов при прямом и обратном ходах, сообразно величине люфта судят о качестве сборки избирателя (если люфт меньше
16°, сборка считается удовлетворительной). Затем выполняют десять циклов переключений и если дефекты отсутствуют, считают, что переключающее строй отремонтировано удовлетворительно и может быть установлено на трансформатор.
Сначала трансформатор очищают от грязи, а затем внимательно осматривают его снаружи с целью выявления внешних неисправностей: трещин в армировочных швах, сколов фарфора вводов, нарушений сварных швов и протекания масла из фланцевых соединений, механических повреждений циркуляционных труб, расширителя и других деталей. Обнаруженные неисправности записывают в дефектировоч-ные карты.
Перед разборкой из трансформатора сливают (частично иначе полностью) масло. Частично (до уровня верхнего ярма магнитопровода) масло сливают, если ремонтные работы выполняются без подъема активной части трансформатора (например, присутствие замене вводов, ремонте контактов переключателя) или с ее подъемом, но на время, не превышающее допустимое период пребывания обмоток трансформатора без масла. Полностью масло сливают, если необходима сушка активной части трансформатора или в случаях, требующих замены поврежденных обмоток или замены масла присутствие его непригодности для дальнейшего использования из-за загрязнения и увлажнения.
Последовательность разборки трансформатора зависит от его конструкции. Рассмотрим основные операции разборки и ремонта трансформаторов большого диапазона мощностей и различного конструктивного исполнения.
Разборку начинают с демонтажа газового реле, предохранительной трубы, термометра, расширителя и других устройств и деталей, расположенных на крышке трансформатора. присутствие демонтаже газового реле под него подкладывают деревянную планку шириной 200 мм или резиновую пластину толщиной около 10 мм. Затем отвертывают болты крепления (придерживая реле рукой) и, перемещая корпус реле параллельно фланцам, снимают его. Отверстия реле закрывают листами фанеры тож картона и закрепляют освободившимися болтами. Реле аккуратно кладут на стеллаж или передают в электролабораторию для испытаний и ремонта.
Расширитель демонтируют в следующем порядке: снимают с него маслопровод с краном, стекло маслоуказателя закрывают временным щитком из фанеры, привязав его к арматуре маслоуказателя веревками; стропят расширитель пеньковым или стальным стропом (в зависимости через массы) и отвертывают крепежные болты; устанавливают наклонно две доски и по ним опускают расширитель на пол; закрывают отверстия в крышке и расширителе временными фланцами из листовой резины, фанеры или картона во избежание попадания в них грязи и влаги.
Далее демонтируют крышку трансформатора, присутствие этом освободившиеся болты укомплектовывают шайбами и гайками, смачивают керосином и хранят в металлической таре до сборки.
Для подъема активной части трансформатора применяют специальные приспособления и стропы, рассчитанные на массу поднимаемого груза и прошедшие необходимые испытания. При подъеме активной части трансформатора с вводами, расположенными для стенках бака, сначала отсоединяют отводы, демонтируют вводы и только затем поднимают активную часть. около этом, когда крышка будет приподнята над баком на 200 - 250 мм, высота временно прекращают, чтобы убедиться в отсутствии перекоса поднимаемой активной части, который может привести к повреждению обмоток. Если обнаружится перекос, активную параграф опускают на дно бака и снова поднимают только потом его ликвидации. В начале подъема рекомендуется убедиться в исправности грузоподъемного механизма, для чего необходимо поднять активную часть для 50 - 200 мм над уровнем дна бака и держать ее на весу в течение 3-5 мин, затем продолжить высота. Подняв активную часть над баком не менее чем на 200 мм, бак удаляют. Стоять под активной частью сиречь в опасной близости от нее, а также производить ее осмотр категорически запрещается.
Активную часть, поднятую из бака, устанавливают на прочном помосте из досок сиречь брусков так, чтобы обеспечить ее устойчивое вертикальное положение и возможность осмотра, проверки, ремонта.
Продолжая разборку, отсоединяют отводы через вводов и переключателя, проверяют состояние их изоляции, армировочных швов ввода и контактной системы переключателя (все неисправности записывают в дефектировочную карту). Затем отвертывают рымы с вертикальных шпилек, снимают крышку и укладывают так, для не повредить выступающие под крышкой части; вводы закрывают цилиндрами из картона или обертывают мешковиной.
Основные операции по демонтажу обмоток выполняют в такой последовательности: удаляют вертикальные шпильки, отвертывают гайки стяжных болтов и снимают ярмовые балки магнитопровода, связывая и располагая пакеты пластин сообразно порядку, чтобы удобнее было их затем шихтовать. Далее разбирают соединения обмоток, удаляют отводы, извлекают деревянные и картонные детали расклиновки обмоток ВН и НН и снимают обмотки вручную или с через подъемного механизма ((обмотки трансформаторов мощностью 100 кВА и выше) сначала ВН, а затем НН.
При дефектировке обмоток для определения мест витковых замыканий используют ассортимент специальных приборов. После дефекти-ровки поврежденные обмотки доставляют в обмоточное отделение, а расширитель, переключатель, вводы и другие детали трансформатора, требующие ремонта, — в отделение ремонта электромеханической части.
3.1. Общие сведения о трансформаторах и их ремонте
Трансформатор — это статическое электромагнитное приготовление с несколькими индуктивно связанными обмотками, предназначенное для преобразования посредством электромагнитной индукции переменного тока одного напряжения в переменный ток другого напряжения. Передача электрической энергии с одной обмотки трансформатора на другую осуществляется с помощью электромагнитного поля. Различают силовые и измерительные трансформаторы.
Силовой трансформатор используется ради преобразования электрической энергии при непосредственном питании приемников энергией высокого или низкого напряжения неизменной частоты. Стандартными номинальными линейными напряжениями электрических сетей переменного тока до 1000 В являются (ГОСТ 21128-83): 6, 12, 27, 40, 60, 110, 120, 220, 380, 660 В, выше 1000 В (ГОСТ 721-77): 6, 10, 20, 35, 110, 220, 330, 500, 750, 1150 кВ. Передача электрической энергии на большие расстояния осуществляется, наподобие известно, при высоких напряжениях с целью уменьшения потерь в перелающих сетях и сечения проводов линий электропередач. В местах потребления электроэнергии ее напряжение с помощью трансформаторов понижается до требуемого значения.
Силовые трансформаторы бывают общего назначения (ради питания обычных сетей или электроприемников) и специального назначения (для питания сетей или электроприемников, отличающихся особыми условиями работы, характером нагрузки или режимом работы, положим промышленных электротермических печей по выплавке стали и других металлов, преобразовательных установок переменного тока в постоянный, электровозов на железнодорожном транспорте и др.). К специальным силовым трансформаторам относятся сварочные трансформаторы.
Силовые трансформаторы разделяют на масляные, у которых обмотки единодушно с магнитной системой погружены в бак с трансформаторным маслом для улучшения изоляции токоведущих частей и условий охлаждения трансформатора, и сухие, для которых охлаждающей средой служат воздух, газ и твердый диэлектрик.
В электрических сетях применяются также и автотрансформаторы. У них первичная и вторичная обмотки, в предпочтение от обычных силовых трансформаторов, наряду с электромагнитной связью соединены между собой и гальванически.
Рис. 3.1. Устройство силового масляного трансформатора мощностью 1000 — 6300 кВ-А напряжением 35 кВ: 1 — бак; 2 — вентиль; 3 — болт заземления; 4 — термосифонный фильтр; 5 — радиатор; в — переключатель; 7 — расширитель; 8 — маслоуказатель; 9 — воздухоосушитель; 10 — выхлопная труба; 11 — газовое реле; 12 — ввод ВН; 13 — привод переключающего устройства; 14 — ввод НН; 15 — подъемный рым; 16 — отвод НН; 17 — остов; 18 — отвод ВН; 19 — ярмовые балки остова (верхняя и нижняя); 20 — регулировочные ответвления обмоток ВН; 21 — обмотка ВН (внутри НН); 22 — каток тележки
Масляный трансформатор ТМ (рис. 3.1) состоит из магнитопрово-также с размещенными на нем обмотками высокого напряжения (ВН) и низкого напряжения (НН), бака и крышки с вводами. Выводы обмоток ВН и НН, изоляторы смонтированы на крышке, которая крепится к баку болтами и уплотняется прокладкой из маслостойкой резины. На крышке также расположены колпак привода переключателя и расширитель. Для перемещения быть монтаже и ремонте трансформатор снабжен стальными катками.
Магнитопровод набирают из изолированных между собой (для уменьшения потерь от вихревых токов) листов холоднокатаной электротехнической стали толщиной 0,35 - 0,5 мм. В качестве межлистовой изоляции чаще всего применяют лаки, которые потом нанесения на металл и запекания образуют пленку с высокими изоляционными свойствами, механически прочную и маслостойкую.
Обмотки выполняют из медного или алюминиевого провода круглого либо прямоугольного сечения. В качестве изоляции проводов используют телефонную или кабельную бумагу и хлопчатобумажную пряжу.
Переключатель служит чтобы изменения числа витков первичной обмотки, а следовательно, коэффициента трансформации при регулировании в определенных пределах вторичного напряжения трансформатора. Так, трансформаторы мощностью до 1000 кВ-А имеют три ступени регулирования напряжения в пределах ±5%, трансформаторы мощностью более 1600 кВ-А — пять ступеней регулирования в тех же пределах.
В баке трансформатора находятся магнитопровод с обмотками и трансформаторное масло. Трансформаторы короткий мощности имеют гладкостенные баки, в трансформаторах мощностью более 40 кВ-А к баку приваривают циркуляционные трубы в один или несколько рядов (трубчатые баки). Существуют также ребристые баки (с вертикальными ребрами для охлаждения воздухом). Трансформаторы крупный мощности обеспечивают съемными радиаторами. В верхней части бака приварены крюки для подъема трансформатора, а внизу бак имеет болт для заземления и маслосливной кран.
Расширитель представляет собой сварной стальной цилиндр, закрепленный на кронштейнах и соединенный с баком патрубком. степень масла в расширителе контролируется указателем уровня в виде трубки или прозрачной вставки. В верхней части расширителя имеется отверстие для заливки масла, которое закрывается пробкой с резьбой. Для свободной циркуляции воздуха установлена дыхательная труба, нижний торец которой защищен крышкой с отверстием и сеткой. совместно с воздухом в расширитель (а следовательно, и в масло) могут попадать частицы пыли и грязи, а также пары влаги, которые конденсируются на его стенках. Для удаления загрязненного масла и влаги имеется отстойник с пробкой. Температуру масла в трансформаторе контролируют ртутным термометром иначе термометрическим сигнализатором.
Сухой трансформатор состоит из магнитопровода, обмоток ВН и НН, заключенных в защитный кожух.
Трехфазные трансформаторы выполняются с различными схемами и группами соединения обмоток (рис. 3.2). Группой соединения называют угловое смещение векторов линейных напряжений обмотки НН по отношению к векторам соответствующих линейных напряжений обмотки ВН. Группа соединения обозначается числом, которое, будучи умноженным для 30° (угловое смещение, принятое за единицу),
дает угол отставания в градусах; число 11 означает отставание 330°, а 0 или 12 — отставание 0° (векторы линейных напряжений обмоток ВН и НН совпадают). ежели направление вектора линейного напряжения обмотки ВН принять за направление минутной стрелки часов, а направление вектора линейного напряжения обмотки НН — ради направление часовой стрелки, то группа 0 (по старому стандарту эта общество обозначалась цифрой 12) будет соответствовать совпадению стрелок — двенадцати часам.
Для уменьшения потерь трансформаторы включают на параллельную работу, если их одноименные выводы на первичной и вторичной сторонах соединены между собой. При этом необходимо исполнять следующие условия: одинаковые группы соединения обмоток, равенство коэффициентов трансформации и напряжений короткого замыкания. Напряжение короткого замыкания трансформатора — это напряжение (в процентах номинального), которое необходимо налог на одну из обмоток, чтобы по ней проходил ток, соответствующий номинальной мощности, около замкнутой накоротко второй обмотке. Не рекомендуется параллельная работа трансформаторов, если отношение номинальных мощностей более 3:1.
В электроустановках выключая силовых применяются измерительные трансформаторы: трансформаторы тока и трансформаторы напряжения.
Трансформатор тока (ТТ) предназначен для снижения тока первичной линии до значения, при котором наиболее целесообразно осуществлять содержание (подключение) соответствующих измерительных приборов, устройств релейной защиты, автоматики, сигнализации и управления. Наличие ТТ позволяет устанавливать измерительные приборы на значительных расстояниях от контролируемых линий.
Трансформаторы, напряжения (ТН) похожи на силовые трансформаторы и предназначены для питания цепей напряжения различных измерительных приборов и реле (рис. 3.3).
быть ремонте трансформаторов необходимо особое внимание уделять изоляционным работам, так как надежность трансформаторов в
эксплуатации определяется в основном качеством изоляции.
Наиболее многократно в трансформаторах повреждаются обмотки ВН, реже НН. Повреждения в основном происходят из-за снижения электрических свойств изоляции на каком-нибудь участке обмотки, в результате чего наступает электрический пробой изоляции между витками и их замыкание, приводящее к выходу трансформатора из строя.
Повреждение внешних деталей трансформатора (расширителя, бака, арматуры, вводов, пробивного предохранителя) позволительно обнаружить при внимательном осмотре, а внутренних — в результате испытаний.
Табл. 3.1. Неисправность трансформаторов и возможные причины их возникновения
|
Элемент |
Причины неисправности |
|
|
трансформатора Обмотки Переключатель регулирования напряжения Вводы Магнитопровод Бак и арматура |
Витковое замыкание Замыкание для корпус (пробой), междуфазное короткое замыкание Обрыв Отсутствие контакта Оплавление контактной поверхности Электрической пробой на корпус "Пожар стали" Протекание масла из сварных швов, фланцев и крана |
Старение изоляции, постоянные перегрузки, динамические усилия при коротких замыканиях Старение изоляции, увлажнение масла или снижение его уровня, внутренние и внешние перенапряжения, неправильность обмоток вследствие прохождения больших токов короткого замыкания Отгорание выводных концов обмоток из-за низкого качества соединения или электродинамических усилий при коротком замыкании Нарушение регулировки переключателя Термическое реакция на контакты токов короткого замыкания Трещины в изоляторах вводов, понижение уровня масла в трансформаторе Нарушение изоляции между листами или стяжными болтами Нарушение целостности сварных швов, плотности фланцевых соединений, недостаток прокладки крана в месте соединения с фланцем |
При разборке применяют только исправные инструменты и механизмы.
Обмотки достают из пазов наиболее экономичным способом, заботясь о сохранении сердечников. При извлечении обмоток переменного тока ((обмотки статоров, роторов, якорей) отрезают одну лобовую часть для токарных станках или на специальных станках мод. СО-ЗМ (для двигателей с высотой оси вращения 50 - 100 мм) или мод. СЦО-2 (ради двигателей с высотой оси вращения 100 - 280 мм), что позволяет повысить производительность труда. При работе на токарном станке, чтобы избежать образования медной стружки и затяжки провода, желание использовать ножевые резцы или фрезы. Чтобы достать обмотку из пазов и при этом не портить сердечник, ослабляют сцепление обмотки с сердечником путем выжигания или размягчения пазовой изоляции.
Выжигание изоляции осуществляется в печи при температуре 350°С в ход 4 - 6ч. Изоляция обугливается и теряет прочность. Статор устанавливают горизонтально, иначе может произойти сдвиг сердечника в корпусе. Статор с алюминиевым корпусом нельзя выжигать (из-за изменения размеров корпуса, ослабления посадки сердечника).
При выжигании изоляции роторов надо снять контактные кольца. Увеличивать температуру выше 350° С нельзя, поскольку при этом может произойти нарушение межлистовой изоляции сердечника и магнитные свойства электротехнической стали ухудшаются.
Печи обеспечиваются вытяжной вентиляцией для отвода образующихся быть обугливании изоляции вредных газов, которые в дальнейшем нейтрализуются или дожигаются. Это существенный недостаток рассмотренного способа.
После извлечения корпуса машины, ротора, якоря их охлаждают прежде 50 - 60 °С и вынимают обмотку.
Второй способ разрушения изоляции заключается в том, что сердечник помещают для 6 - 8ч в ванну с 10%-м раствором подогретого до 80 - 90 °С едкого натра (каустической соды). После снятия обмотки со статора или ротора сердечники промывают в проточной воде и сушат. Это трудоемкий процесс, требующий большого расхода воды и нейтрализации отработанных растворов, соединять которые в ливневую канализацию нельзя.
Наиболее прогрессивным считается метод ослабления пазовой изоляции за счет высокочастотного нагревания сердечника. При этом теплота от сердечника передается пазовой изоляции посредством лак, который находится между ними, а от пазовой изоляции через лак к проводникам. быть интенсивном нагреве температура лака между сердечником и пазовой изоляцией будет выше, чем между пазовой изоляцией и проводниками, а цементирующая способность лака ниже.
Обмотку из нагретого сердечника извлекают единодушно с пазовыми коробочками, оставляя паз чистым. Дополнительные работы по очистке паза почти не требуются.
Высокочастотная установка типа ВЧИ-63/0,44 работает в диапазоне частот 429 - 451 кГц, ее номинальная мощность 63 кВт, средняя производительность 160 статоров за смену.
В небольших машинах обмотку извлекают вручную быть помощи крючков, захватывая ее за необрезанную лобовую часть. Со статоров больших размеров обмотку достают на специальных станках. Затем пазы очищают через остатков изоляции, используя напильники. Очищенные сердечники отправляют на мойку. , .
При извлечении стержней из роторов асинхронных двигателей с фазным ротором производят их осмотр, необходимые замеры и результаты заносят в ведомость дефектов. Определяют параметры бандажей и схемы обмотки (шаги по пазам, предисловие и конец фаз, переходы), длину вылета лобовых частей и направление изгиба стержней. В процессе разборки на роторе выбивают номера пазов, в которых расположены начало и путь фаз и переходные стержни.
Вначале срезают бандажи из стеклянной нетканой ленты или распаивают бандажи из стальной проволоки. Распайку выполняют электродуговым паяльником. Проволоку сматывают на барабан. Затем распаивают хомутики, которые соединяют концы стержней, снимают
их со стержней и зачищают их и стержни через припоя. Затем специальными ключами разгибают в двух местах стержень. Одним ключом удерживают стержень, а другим разгибают его. Стержни достают из пазов специальным приспособлением (рис. 2.21), которое хомутом 5 закрепляют на валу 6. аминь стержня 1 закрепляют в зажиме 2 и, вращая винт 4, вытягивают стержень из паза. Распорка 3 удерживает приспособление от сдвига.
После извлечения верхних стержней достают нижние. Пазы сердечника, нажимные шайбы, обмоткодержа-тели очищают через старой изоляции. Проверяют исправность пазов, для этого в них кладут один слой электрокартона толщиной 0,1 мм и прогоняют после него клин с учетом толщины гильзы. По отметкам на картоне определяют неисправные пазы и исправляют их. Стержни отправляют на освежение изоляции.
Перед разборкой обмотки якоря машины постоянного тока записывают необходимые данные. Разборку начинают с распайки бандажей и обмотки. Если обмотка соединена с коллектором сваркой, ее срезают на токарном станке.
Бели обмотка крепилась клиньями в пазах, их выбивают. прежде достают из пазов верхние стороны катушек, обрезают, снимают изоляцию между слоями и достают нижние стороны катушек. При этом под катушку заводят киперную или лавсановую ленту и, поднимая ее вверх, вытягивают катушку из паза. сообразно мере необходимости ленты передвигают вдоль катушки. В процессе разборки записывают параметры уравнительных соединений и места их расположения.
Бели катушки восстановленной изоляцией будут снова укладываться в якорь, доставать их необходимо беспричинно, чтобы по возможности меньше нарушить их геометрическую форму. Пазы якоря очищают от остатков изоляции, проверяют исправность пазов и отправляют надежда на мойку.
Если состояние изоляции удовлетворительное, но недостаток обнаружен в верхней части катушки, его можно выправить. В этом случае снимают бандажи, распаивают или высекают острым зубилом соединения катушки с коллектором и достают одну сторону катушки. Заменяют поврежденную изоляцию и укладывают катушку в паз.
Если поврежден медный провод, его наваривают медно-фосфор-ным припоем, зачищают и изолируют. Внимательно осматривают углубление. Очень важно найти причину нарушения изоляции.
Высоковольтные обмотки располагаются в открытых пазах, а катушки имеют термопластичную или термореактивную изоляцию. присутствие термопластичной изоляции катушечные группы разъединяют подогревом, используя сварочные генераторы постоянного тока. Форсировать нагрев нельзя, так как изоляция может вспучиться. Поэтому ток’нагрева не повинен превышать 0,4 - 0,6 номинального.
Из пазов выбивают клинья и обрезают крепления катушек, при этом стремятся сохранить прокладки. Катушки вынимают из пазов, используя ленты и клинья, которые забивают между верхней и нижней катушкой. Верхние стороны первых катушек, число которых равно шагу обмотки, оставляют в расточке статора, поскольку нижние стороны достать покамест невозможно. Следующие катушки достают из верхних и нижних сторон пазов и последними — нижние стороны первых катушек. Катушки отправляют на восстановление изоляции и производят дефектацию сердечника.
Катушки с термореактивной изоляцией достать из пазов рассмотренными способами невозможно. Термореактивная изоляция размягчается в разных растворах и около температуре 350 - 400 °С. Типовая технология этой операции отсутствует, поэтому ремонт обмоток с термореактивной изоляцией сложный и дорогой.
Табл. 2.7. Допустимые значения воздушного зазора электродвигателей
Частота
Зазор (мм) при мощности двигателя, кВт
|
вращения, |
перед 0,2 |
0,2- |
1 - |
2,5 - |
5,0 - |
10 - |
20 - |
50 - |
100 - |
200 - |
|
об/мин |
1,0 |
2,5 |
5,0 |
10,0 |
20 |
50 |
100 |
200 |
300 |
|
|
500 - 1500 |
0,2 |
0,25 |
0,3 |
0,35 |
0,4 |
0,4 |
0,5 |
0,65 |
0,8 |
1,0 |
|
3000 |
0,25 |
0,3 |
0,35 |
0,4 |
0,5 |
0,65 |
0,8 |
1,0 |
1,25 |
1,5 |
Воздушный зазор измеряют с двух противоположных торцов электродвигателя калибровочным щупом, который вводится через специальные или наблюдательные люки в торцевых щитах. С каждой стороны измерения производят в четырех точках, смещенных одна относительно видоизмененный на 90°. Зазор определяют как среднее арифметическое всех замеров.
В асинхронных двигателях нормируется также неравномерность зазора, которая определяется как отношение значения зазора в данной точке к его среднему значению. Отклонение не должен превышать 10%.
Некоторые электродвигатели не имеют люков в щитах. В этом случае зазор измеряют после их разборки. Ротор укладывают непосредственно на статор и замеряют зазор о\ вопреки самой верхней части расточки статора. Затем ротор поворачивают на 90° и измеряют зазор <Т2 напротив той же точки статора. Зазор определяют по формуле
0Ър - {р\ + "г) ‘4
фортель и последовательность операций при разборке в значительной степени определяются мощностью и конструкцией машины. Для разборки крупных машин необходимы специальный инструмент и сложные ремонтные приспособления. быть разборке машин малой и средней мощности пользуются слесарным инструментом и несложными приспособлениями.
Электрические машины должны приниматься в ремонт с демонтированными передаточными и соединительными деталями. Но не всегда клиент имеет техническую возможность осуществить это.
Перед снятием детали откручивают стопорный винт или выбивают шпонку, которая фиксирует деталь для валу. Места посадки рекомендуется залить керосином. Для снятия деталей, посаженных на вал, применяют двух- или трехлапчатые съемники (рис. 2.13).
присутствие снятии шкива 5 лапы 4 съемника накладывают на внешнюю поверхность шкива. Вращая рукоятку 2, перемещают гайку 3 влево, при этом лапы плотно захватывают деталь. после, вращая рукоятку 1, стягивают шкив с вала. Лапы съемника позволяют захватывать детали, а гайка 3, которая двигается по резьбовой втулке, фиксировать положение лап. Тяговое усилие, которое создается ручным съемником, составляет 25 - 30 кН.
Работы, производимые с через съемника, как правило, выполняются двумя рабочими: один поддерживает лапы, а второй вращат рукоятку.
чтобы снятия шкивов, шестерен или полумуфт, имеющих аксиальные отверстия, используют съемник (рис. 2.14), с которым может работать
Рис. 2.13. Эскиз лапчатого съемника при демонтаже шкива уединенно рабочий. Траверса 1 съемника с помощью болтов 4 соединяется с демонтируемой деталью 2. При затяжке винта 5 происходит снятие детали с вала
Для предотвращения проворачивания ротора около затяжке винта одно плечо траверсы упирается в подставку из рессорных труб 3. При разборке более крупных деталей применяются гидросъемники, в которых усилие создается гидропрессом.
ООО
В некоторых случаях для облегчения работы детали подогревают. Нагрев необходимо водить интенсивно, одной - двумя газовыми горелками, начиная от края детали и постепенно приближаясь к ступице. Температуру контролируют с помощью оловянного прутка, который начинает плавиться около температуре около 250° С. Чтобы уменьшить нагрев вала, его обертывают асбестовым картоном, смоченным в воде. Очень эффективно использование токов высокой частоты; при этом возвышенность практически не нагревается.
Разборку электрических машин малой мощности, например асин-
к хронных двигателей мощностью до 100 кВт, производят в такой после-
н ( довательности:
• снимают кожух наружного вентилятора и вентилятор (у двигателей закрытого обдуваемого исполнения);
• откручивают болты, которыми прикреплены к станине передний (согласный со стороны, противоположной приводу) и задний (расположенный со стороны привода) щиты, а также болты, которые крепят крышку подшипников со стороны привода;
• снимают задний щит легкими ударами молотка из мягкого материала — дерева, цветного металла и т. д.;
• вынимают ротор из статора, чтобы чего легкими толчками подают ротор в сторону переднего щита и выводят щит из замка. Затем, поддерживая ротор, вынимают его из статора. При этом следят,
‘ чтобы не повредились лобовые части обмотки, крылья вентиля-
тора и другие детали; снимают авангард щит с подшипника, посаженного на вал ро-
, тора, легкими ударами молотка из мягкого материала, предва-
В рительно открутив болты, которыми крепится подшипниковая крышка.
»
У электродвигателей с контактными кольцами заранее снимают кожух контактных колец и щетки, при необходимости и подшипники вала. В этом случае предварительно снимают контактные кольца, для чего отпаивают соединительные хомутики от выводных концов, откручивают болты, которыми крепят отвододержатель (коли он предусмотрен по конструкции), снимают с канавки вала стопорное кольцо.
► При съеме подшипниковых щитов машин мощностью 50 кВт и
больше их равномерно отводят отжимными болтами до тех пор, покамест
они не выйдут из центрирующей заточки станины. Если по конструк-
ции отжимные болты не предусмотрены, щиты снимают винтовыми или гидравлическими приспособлениями. В некоторых машинах под-
шипниковый защита выводят с заточки статора рычагом, который вводится в отверстие между торцом станины и краем щита.
После снятия одного из подшипниковых щитов обстановка ротора
по отношению к статору изменяется: ротор принимает наклонное положение (образуется перекос). Поэтому перед снятием щита крупных машин почти конец вала устанавливают домкрат или ротор подвешивают
‘ ■ за конец вала с через тали. Затем закладывают в нижнюю часть
расточки подкладку из электрокартона и только после этого освобождают капут вала от домкрата или тали.
Одной из ответственных операций является вывод ротора из расточки статора: если статор зацепится после сердечник или обмотку, это может привести к серьезным повреждениям. Масса роторов и якорей крупных машин достигает нескольких тонн, поэтому такую операцию необходимо вверять лицам, которые имеют достаточный опыт такелажных работ. Выемку роторов и якорей машин малой мощности выполняют вручную, без применения каких-либо приспособлений. Способы и приемы выемки роторов и якорей машин средней и большой мощности зависят от их конструкции, массы, а также через имеющихся подъемных приспособлений.
Широко распространен способ выемки роторов и якорей машин средней мощности с помощью удлинителя — толстостенной трубы, насаженной на конец вала (рис. 2.15, а). Машину устанавливают в строго горизонтальное правило; строп, длина которого должна быть в 4 -5 раз больше длины вала, набрасывают на конец вала и для удлинитель и подвешивают к крюку. Чтобы предотвратить скольжение стропа при натяжении, в случае резкого крена ротора (якоря), строп накладывают не на ровную часть вала, а для то место, где имеется ступенька-переход от одного диаметра вала к другому. Для этой же цели к удлинителю приваривают специальное упорное кольцо, а подвеску для крюк делают в виде петли-удавки. Строп не должен находиться на шейке вала, дотрагиваться вентилятора, контактных колец, коллектора и обмотки. Если лобовые части обмотки статора выступают из корпуса, то между стропом и корпусом кладут предохранительный деревянный брусок. После подвески стропа каждую его ветвь регулируют таким образом, дабы при пробном натяжении стропа ротор находился в строго горизонтальном положении. Затем с помощью крана ротор приподнимают и сдвигают в сторону, показанную на рис. 2.15, б стрелкой, накануне того положения, пока строп не подойдет близко к лобовой части обмотки статора. Свободный конец вала опускают для заранее подготовленную шпальную выкладку, а конец ротора со стороны удлинителя — на сердечник статора, защищенный прокладкой из электрокартона (можно извлекать также ленточный строп). После этого осуществляют перестропывание, строп набрасывают на крюк и на бочку ротора сообразно центру тяжести ротора (рис. 2.15, е). Центр тяжести находят путем перемещения стропа по ротору с последующим натяжением его до такого положения, если подвешенный ротор будет находиться в строго горизонтальном положении. После выверки натяжения стропа ротор окончательно выводят из расточки статора. присутствие этом все время проверяют воздушный зазор.
Более точным является способ выемки ротора быть помощи скобы, насаженной ступицей на вал ротора (рис. 2.15, б). Для выемки ротора
захват 1 устанавливают для скобе 2 со ступицей 4 в таком положении, чтобы при натяжении троса ротор находился в горизонтальном положении и не касался статора. Небольшую регулировку положения ротора выполняют хвостовиком 3 скобы 2.
Рис. 2.15. Способы вывода ротора (якоря) из статора:
о — с помощью удлинителя из толстостенной трубы; б — с помощью скобы; в — уравновешиванием массы ротора (якоря); г — специальным приспособлением, установленным иа станине электрической машины; 1 — серьга; 2 — скоба; 3 — хвостовик, 4 — ступица; 5 — прокладка из картона; 6 — швеллерная дерево
При отсутствии стационарного подъемного приспособления используют переносное, которое устанавливают на корпусе машины (рис. 2.15, г). Оно состоит из двух швеллерных балок 6, повернутых одна к другой своими широкими сторонами и скрепленных между собой сквозь 40 - 60 мм болтами с дистанционными втулками. Для крепления
балок используются грузовые болты (рым-болты) станины или отверстия для крепления торцевых щитов к станине. Под высокий конец балок подводят упорную стойку. В промежутке между балками помещают два винтовых домкрата, которые могут перемещаться вдоль нее.
При общей разборке электрических машин постоянного тока серии П прежде снимают крышки с коробки выводов и переднего подшипникового щита, отсоединяют проводники, которые связывают щеткодержатели с катушками добавочного полюса, проводники, соединяющие щеткодержатели с контактом в коробке выводов, и вынимают щетки из гнезд щеткодержателей. Для защиты от механических повреждений коллектор обматывают листом электрокартона и закрепляют лентой или шпагатом. После этого откручивают болты, которые крепят подшипниковые щиты к станине, закручивают отжимные болты в отверстия подшипниковых щитов и выводят бортики последних из расточки станины, разом придерживая за конец вала якорь, чтобы избежать его удара о нижний полюс машины. после сдвигают подшипниковые щиты с шарикоподшипников, высовывают якорь из станины в сторону свободного конца вала (вентилятора) и вынимают якорь из станины. Дальнейшая разборка машины зависит от того, какие части будут ремонтировать, а какие возмещать.
При общей разборке синхронной электрической машины сначала отсоединяют провода, соединяющие обмотку возбудителя со щеточным аппаратом, откручивают гайки стопорного винта, которыми подшипниковый щит прикреплен к станине, выводят отжимными болтами задний подшипниковый защита из расточки станины и снимают его с капсулы подшипника. После этого откручивают болты, которыми крепится подшипниковый щит к станине со стороны возбудителя, и выводят его из расточки станины отжимными болтами. Затем опускают ротор на статор, положив прежде под него лист электрокартона, сдвигают подшипниковый щит вместе с укрепленной на нем станиной возбудителя с капсулы подшипника и выводят ротор синхронной машины коллективно с якорем возбудителя из статора.
При детальной разборке снимают подшипники качения, коллектор, контактные кольца и вентилятор, выпрессовывают вал ротора (якоря) и подшипники скольжения. Ниже приведены виды детальной разборки.
Подшипники качения с вала снимают с помощью съемников (рис. 2.16), прикладывая старание к внутренней обойме. Это можно сделать лапчатым съемником, который имеет глубокие губки.
Подшипники можно скидывать также, используя подшипниковые крышки 1 (рис. 2.16, а) и устанавливая между ними и подшипником специальные прокладки 2, или, если есть весь, хомут 3 (рис. 2.16, б). Часто применяют гидравлические съемники (рис. 2.17).
-560
Рис. 2.17. Гидравлический подвесной съемник для снятия подшипников с валов электродвигателей 6 - 9-го габаритов: 1 — скоба; 2 — тяга; 3 — цилиндр; 4 — уплотнение; 5 — штуцер; 6 — поршень
При снятии подшипников с вала надо принять меры предосторожности, которые исключают повреждение подшипника и вала машины.
В большинстве электрических машин посадка подшипника на вал выполнена с натягом его внутреннего кольца, поэтому старание при съеме должно прикладываться к торцу этого кольца. Подшипники, посаженные на волна с большим натягом, снимают с помощью гидравлических съемников.
Коллектор с вала снимают после отсоединения обмотки якоря от пластин коллектора. Тяги съемного приспособления прикладывают только к его втулке разве ее крепежным элементам.
Контактные кольца с вала фазного ротора снимают после отсоединения от них выводов обмотки с помощью съемников.
Снятие вентилятора с вала осуществляется при необходимости ремонта иначе замены вентилятора, вала, обмотки обычными съемниками. При посадке втулки вентилятора с натягом ее предварительно подогревают.
Выпрессовку вала из сердечника ротора (якоря) выполняют при необходимости перешихтовки сердечника, ремонта или замены вала. Эта действие, требующая приложения больших усилий, осуществляется с помощью гидравлических прессов или домкратов. При выпрес-совке вала (рис. 2.18) необходимо исполнять следующие требования:
• опорная поверхность пресса должна быть строго перпендикулярна к оси вала;
• направление усилия, которое создается прессом, надо быть совмещено с осью вала;
• давление на сердечник с чугунными нажимными шайбами должно передаваться путем сменную опорную втулку.
Рис. 2.18. Схема выпрессовки вала из сердечника ротора: 1, 4 — соответственно шток и поперечина пресса: 2 — сердечник; 3 — опорная втулка; 5 — штурвал регулировки высоты вертикальной опоры; 6 — передвижная защита; 7 — рельс