Организация эксплуатации электрооборудования

реализуются, поддерживаются и восстанавливаются его технические характеристики, предусмотренные проектом и

нормативными документами

управление оборудованием и ремонтные работы;
оперативный, осуществляющий техническое обслуживание и

оперативное управление (проведение осмотров, оперативных переключений, подготовку рабочего места, допуск к работе, надзор за работающими);
ремонтный, выполняющий все виды работ по ремонту оборудования электроустановок

обслуживание, профилактические испытания и диагностирование состояния оборудования
Осмотры оборудования выполняются с

целью визуального контроля состояния этого оборудования. Различают плановые и внеочередные осмотры оборудования. Периодичность плановых осмотров регламентируется.
При межремонтном обслуживании электрооборудования выполняются технические мероприятия в соответствии с рекомендациями завода-изготовителя, в частности чистка изоляции, смазка трущихся частей, а также устраняются выявленные при осмотрах мелкие неисправности и дефекты оборудования.

этих испытаний определяются техническим руководителем предприятия (главным энергетиком) с учетом

рекомендаций заводских инструкций и местных условий эксплуатации оборудования.
Основными задачами диагностирования оборудования являются:
определение вида технического состояния;
поиск места отказа или неисправностей;
прогнозирование технического состояния.

требуемых технических характеристик оборудования путем замены или восстановления изношенных или

отказавших элементов с последующей регулировкой, наладкой и испытаниями оборудования.
По назначению различают восстановительный ремонт, реконструкцию и техническое перевооружение.
Восстановительный ремонт осуществляется без изменения конструкции отдельных узлов и всего устройства в целом. Технические характеристики оборудования остаются неизменными.
По объему работ восстановительные ремонты делятся на текущие и капитальные.
При капитальном ремонте проводится полная разборка оборудования с заменой или восстановлением любых его частей. При таком ремонте достигается практически полное восстановление ресурса оборудования.
К текущим ремонтам относятся ремонты, проводимые для обеспечения работоспособности оборудования и состоящие в замене или восстановлении его отдельных частей, например быстро изнашивающихся деталей. Эти ремонты проводятся в период между двумя капитальными ремонтами.
При реконструкции производится изменение конструктивного исполнения отдельных узлов, замена отдельных материалов при практически неизменных технических характеристиках оборудования.
При техническом перевооружении некоторые узлы и материалы заменяются более совершенными, технические характеристики оборудования улучшаются.

что через определенные промежутки времени оборудование подвергается плановым профилактическим осмотрам,

проверкам, испытаниям и различным видам ремонта.
Ремонтный цикл Трк представляет собой интервал времени между двумя капитальными ремонтами оборудования, а для нового оборудования - интервал времени между вводом оборудования в эксплуатацию и первым капитальным ремонтом.
Под структурой ремонтного цикла понимают порядок расположения и чередования различных видов технического обслуживания в пределах одного ремонтного цикла.

отчислений на капитальный ремонт рк:



где зк – стоимость одного

капитального ремонта;
К – стоимость оборудования.
Нормы рк отчислений на капитальный ремонт оборудования распределительных сетей составляют [4]:
силовые трансформаторы – 0,029;
кабельные линии – 0,003;
воздушные линии на деревянных опорах – 0,017;
воздушные линии на железобетонных опорах – 0,006.

систем электроснабжения приведена в табл.

система технических мероприятий, обеспечивающая работоспособность оборудования в период между капитальными

ремонтами. Система ТО включает в себя:
регулярные осмотры оборудования;
выполнение требований эксплуатационно-ремонтной документации, в частности, инструкций заводов-изготовителей;
контроль технического состояния (работоспособности) оборудования, осуществляемый профилактическими испытаниями, измерениями и диагностированием оборудования;
устранение мелких неисправностей и дефектов;
текущие ремонты оборудования.
Все мероприятия ТО выполняются периодически

аварийно-восстановительную;
по действительному техническому состоянию оборудования.

составляет 0,3; 0,15 и 0,9…1, а отношение Зк1/За1 находится в

пределах 3,0…3,3; 2,5…3,0 и 3,5…4,0 для кабельных, воздушных линий электропередачи и оборудования трансформаторных подстанций соответственно . Уровень приведенных показателей лишь при δ>10, δ>15 и δ>5 оправдывает применения системы ППР для кабельных, воздушных линий электропередачи и оборудования трансформаторных подстанций городских распределительных сетей

в системе РТС будут в k раз больше, чем в

системе ППР. Количество аварийных отказов при использовании системы РТС должно уменьшится в n раз по сравнению с системой ППР. Таким образом, затраты при использовании системы РТС составят

где Зои За затраты на техническое обслуживание и аварийно-восстановительные ремонты в системах ППР и РТС соответственно

недостаточную обоснованность наиболее широко применяемой в настоящее время системы ППР;

возможность использования для оборудования распределительных сетей более простой системы АВР;
экономическую целесообразность анализа технического состояния оборудования при его обслуживании и ремонте.

эксплуатации
В результате капитального ремонта остаточная стоимость увеличивается, но не достигает

первоначального значения Со, так как всегда имеет место неустранимый износ. Экономический результат ремонта равен разности стоимости оборудования после ремонта и стоимости этого оборудования до ремонта Спр - Сдр.

трассы и всех элементов ВЛ. График осмотров ВЛ утверждается техническим

руководителем предприятия в соответствии с требованиями :
осмотр ВЛ по всей длине - не реже 1 раза в год;
отдельные участки ВЛ, включая участки, подлежащие ремонту, не реже 1 раза в год должны осматриваться административно-техническим персоналом;
для ВЛ напряжением 35 кВ и выше не реже 1 раза в 10 лет должны проводиться верховые осмотры (осмотры с подъемом на опору);
для ВЛ напряжением 35 кВ и выше, проходящих в зонах с высокой степенью загрязнения или по открытой местности, а также для ВЛ напряжением 35 кВ и выше, эксплуатируемых 20 и более лет, верховые осмотры должны проводиться не реже 1 раза в 5 лет;
для ВЛ напряжением 0,38…20 кВ верховые осмотры должны проводиться при необходимости.

обращают внимание на зарастание просек, их ширину и противопожарное состояние.

Опоры. При осмотре опор обращают внимание на их отклонения от вертикального положения, разворот и уклон траверс, прогибы (кривизну) элементов опор
Провода и тросы. У проводов и тросов не должно быть обрывов и оплавлений отдельных проволок, набросов на провода посторонних предметов.
Изоляторы и арматура. Изоляторы ВЛ не должны иметь трещин, ожогов от перекрытия и других видимых повреждений глазури. Все изоляторы в гирляндах должны быть чистыми и целыми. По интенсивности коронирования изоляторов определяется степень их загрязненности.
У трубчатых разрядников проверяется направление зоны выхлопа, состояние поверхности разрядника, которая не должна иметь ожогов электрической дугой, трещин, расслоений и глубоких царапин.
У заземляющих устройств проверяется состояние (целостность и степень поражения коррозией) заземляющих проводников и их соединений с заземлителями.

профилактические проверки, измерения и испытания, периодичность которых должна соответствовать требованиям

Опоры. Отклонение от вертикального положения металлических, железобетонных и деревянных опор должно быть не более 1:200, 1:150 и 1:100 соответственно. Отклонение от горизонтали (уклон) траверс железобетонных и деревянных опор должен быть не более 1:100 и 1:50. У деревянных опор разворот траверс относительно линии, перпендикулярной оси ВЛ, не должен превышать 5о; у железобетонных и стальных опор – 100 мм
Провода и тросы. Стрелы провеса проводов и тросов должны отличаться от проектных значений не более чем на 5%. Расстояния от проводов ВЛ до поверхности земли и до различных объектов и сооружений в местах пересечений и сближений ВЛ с этими объектами должны быть не менее установленных
Изоляторы и арматура. Сопротивление одного фарфорового изолятора гирлянды, измеренное мегаомметром, должно быть не менее 300 Мом
У трубчатых разрядников измеряются внешний и внутренний искровые промежутки и диаметр дугогасительного канала. Длина внешнего искрового промежутка должна соответствовать проектному значению, длина внутреннего искрового промежутка не должна отличаться от проектного более чем на 5 мм. Диаметр дугогасительного канала в зависимости от типа разрядника не должен превышать начальный диаметр более чем в 1,3…1,5 раза.

ежегодно в период наибольшего высыхания грунта.
Сопротивления повторных заземлений нулевого

провода ВЛ напряжением до 1 кВ должны быть не более 30 Ом.

На ВЛ напряжением выше 1 кВ сопротивления ЗУ устанавливаются в зависимости от удельного сопротивления грунта ρ и должны быть не более величин, указанных в табл. 7.2.
Таблица 7.2
Результаты измерений оформляются соответствующими протоколами

происходят при температуре воздуха около -5оС и скорости ветра 5…10

м/с
По толщине стенки гололеда при повторяемости 1 раз в 25 лет территория страны делится на 8 районов
На небольших участках ВЛ производится, как правило,
механическое удаление гололеда. Для этой цели используются
шесты, веревки и другие подручные средства

Основным методом борьбы с гололедом при эксплуатации протяженных ВЛ является его плавка за счет нагревания проводов протекающим по ним током

плавки гололеда переменным (а) и выпрямленным (б) током
ВЛ одним концом

подключается к источнику питания, которым, как правило, служат шины 6 - 10 кВ подстанций или отдельный трансформатор, провода на другом конце ВЛ замыкаются. Напряжение и мощность источника выбираются таким образом, чтобы обеспечить протекание по проводам ВЛ тока в 1,5…2 раза превышающего длительно допустимый ток [12, 21]. Такое превышение допустимого длительного тока оправдано кратковременностью процесса плавки (~1 ч), а также более интенсивным охлаждением провода в зимний период. Следует помнить, что допустимые длительные токи приводятся в справочной литературе для температуры воздуха 25оС.

плавки гололеда переменным (а) и выпрямленным (б) током
. Выпрямитель UZ

подключается к шинам 6 - 10 кВ подстанций или отдельному трансформатору. Используются, как правило, две схемы плавки гололеда выпрямленным током: «фаза – фаза» и «фаза – две фазы».
Параметры выпускаемых отечественной промышленностью нерегулируемых выпрямительных блоков, подключаемых к переменному напряжению 10 кВ:
выпрямленное напряжение 14 кВ;
выпрямленный ток 1200 А;
мощность на выходе 16800 кВт.
Для получения большей мощности выпрямительные блоки можно включать последовательно или параллельно.

на поддержание или восстановление первоначальных эксплуатационных характеристик ВЛ путем ремонта

или замены отдельных ее элементов.
Для ВЛ напряжением до 10 кВ структура ремонтного цикла представляет собой чередование текущего и капитального ремонтов: Т-К-Т-К... Продолжительность ремонтного цикла для ВЛ на деревянных опорах составляет 5 лет, на железобетонных опорах – 10 лет.
Для ВЛ напряжением 35 кВ и выше предусматриваются только капитальные ремонты с периодичностью:
не реже 1 раза в 5 лет для ВЛ на деревянных опорах;
не реже 1 раза в 10 лет для ВЛ на железобетонных и металлических опорах.

типовыми инструкциями по эксплуатации ВЛ [21].
Объем ремонтных работ определяется

по результатам предшествующих осмотров, испытаний и измерений. Поэтому для планирования ремонтов ВЛ ведется следующая эксплуатационно-техническая документация:
паспорта ВЛ;
листки осмотров;
ведомости проверки загнивания деревянных опор;
ведомости проверки линейной изоляции;
ведомости измерений габаритов и стрел провеса проводов и тросов;
ведомости измерений сопротивлений заземляющих устройств;
журналы неисправностей ВЛ;
журналы учета работ на ВЛ и другие документы.
На основании этих документов составляется многолетний график работ, в котором указывается перечень всех ВЛ и годы их вывода в ремонт в соответствии с техническим состоянием. На основании многолетнего графика составляются годовые графики работ.

эксплуатации
Профилактические измерения и испытания
Определение мест повреждения
Ремонт кабельных

линий

открыто, должны осматриваться не реже 1 раза в 6 месяцев;

проложенные в земле - не реже 1 раза в 3 месяца.
Не реже 1 раза в 6 месяцев выборочные осмотры КЛ должны проводиться административно-техническим персоналом.
Внеочередные осмотры КЛ должны проводиться в период паводков и после ливневых дождей, когда возможны сдвиги почвы и попадание грунтовых вод в подземные кабельные сооружения, а также после отключения КЛ релейной защитой.
ПОСЛЕ ОСМОТРА
Все замеченные при осмотрах дефекты и неисправности КЛ заносятся в листок осмотра. Эти дефекты и неисправности в зависимости от их характера устраняются при текущем техническом обслуживании. Повреждения аварийного характера должны быть устранены немедленно.

к постоянным ориентирам (или пикетов на незастроенной территории), обозначающих трассу.

На трассе КЛ не должно быть вспучивания или проседания грунта, не должно производиться каких-либо работ, раскопок, складирования строительных материалов, свалок мусора.
охранная зона в размере 1 м с каждой стороны от крайних кабелей

с помощью газоанализатора отсутствие в кабельных сооружениях газов, состояние освещения

и вентиляции.
Проверяется общее состояние кабельных сооружений, наличие средств пожаротушения, отсутствие посторонних предметов. Все металлические конструкции кабельных сооружений должны быть покрыты негорючим антикоррозийным составом.
Кабельные туннели должны быть оборудованы средствами для отвода ливневых и почвенных вод. Эти средства должны находиться в исправном состоянии.
По температуре внутри кабельных сооружений косвенно контролируется тепловой режим кабелей. Температура воздуха внутри сооружений должна превышать температуру наружного воздуха не более чем на 10оС.
На открыто проложенных кабелях должны быть стойкие к воздействию окружающей среды бирки, прикрепляемые в начале и конце кабеля и через 50 м. На этих бирках указываются: марка и сечение кабеля, напряжение, номер или другое условное обозначение линии. На бирках муфт должны быть отмечены номер муфты и дата ее монтажа.
Проверяется состояние антикоррозийного покрова металлических оболочек кабелей, расстояния между кабелями, состояние соединительных и концевых кабельных муфт, отсутствие следов вытекания масла или кабельной мастики.
должны проводить два человека!!!!

мегаомметром

Измерение сопротивления фазной (а) и междуфазной (б) изоляции кабеля

и длительность его приложения t в зависимости от вида кабельной

изоляции приведены в табл..
Испытательное напряжение прикладывается поочередно к каждой жиле кабеля, при этом две другие жилы кабеля и его металлическая оболочка (экран) должны быть заземлены. Испытательное напряжение поднимается плавно со скоростью 1…2 кВ/c до требуемого значения и поддерживается неизменным в течение времени, указанного в табл.

токи утечки и коэффициент несимметрии этих токов по фазам не

превысили значений, приведенных в табл.

У одножильных кабелей, собранных в трехфазную группу, измеряется токораспределение. Неравномерность распределения токов по фазам должна быть не более 10%.

каждой парой фаз с одного конца кабеля. Жилы кабеля на

другом конце замыкаются между собой. При целых жилах кабеля мегаомметр при всех измерениях должен показать нулевое сопротивление.

разрыв фаз): измеряется сопротивление изоляции между каждой фазой и заземленной

металлической оболочкой и между каждой парой фаз.
2) После определения характера повреждения выбирается способ и аппаратура для определения места повреждения кабеля
Относительные методы имеют определенную погрешность и позволяют определить лишь зону повреждения. Это импульсный, петлевой и емкостной методы.
Точное место повреждения позволяют найти абсолютные методы такие, как индукционный и акустический.

количества фазных жил.
В поврежденную линию посылается эталонный электрический импульс. По

экрану измерительного прибора, проградуированному в мкс, измеряется интервал времени tx между моментом подачи импульса и моментом прихода импульса, отраженного от места повреждения
Скорость распространения электромагнитных волн в силовых кабелях практически не зависит от сечения и материала жил и составляет 160+3 м/мкс. Расстояние до места повреждения вычисляется как lx = 80tx, м.
Для случая, приведенного на рис. 8.3, зона повреждения находится на расстоянии lx = 80 . 3,5 = 280 м от места измерения

Экран прибора при определении зоны повреждения кабеля импульсным методом: а – при замыкании; б – при обрыве

на землю. Этот метод основан на измерении омического сопротивления жил

кабеля до места повреждения.
На одном конце кабеля замыкаются нормальная и поврежденная жилы (образуется петля). Измерения проводятся с другого конца кабеля . Для измерения сопротивлений R2 и R4 может использоваться, например, мост постоянного тока.

В одну диагональ моста включается источник постоянного напряжения –U, в другую – измерительный прибор, например милливольтметр mV. Регулируемыми сопротивлениями R1 и R3 достигается равновесие моста – нулевое показание милливольтметра.

базируется на измерении емкости между каждой жилой и заземленной металлической

оболочкой кабеля.
Пусть измеренная емкость оборванной жилы составляет Сх, а измеренная емкость целой жилы – С. Расстояние до места обрыва составляет

При обрыве трех фазных жил емкость кабеля рассчитывается по известному выражению

где bo – удельная емкостная проводимость кабеля, определяемая по справочным данным.

успешного прожига изоляции в месте повреждения. Метод основан на улавливании

магнитного поля, создаваемого вокруг кабеля протекающим по нему током. Улавливание поля производится с помощью специальной поисковой катушки, имеющей магнитный сердечник для концентрации поля.

По двум поврежденным жилам кабеля пропускается ток высокой частоты (800…1000 Гц) от звукового генератора G (рис. 8.5). Вокруг кабеля образуется магнитное поле высокой частоты. Поместив в это поле поисковую катушку, соединенную через усилитель с наушниками, можно прослушивать звуковой сигнал. Обслуживающий персонал, продвигаясь по трассе КЛ, прослушивает этот звуковой сигнал.

кабеле при заплывающем пробое.
В поврежденную жилу (в поврежденные жилы)

периодически подаются импульсы постоянного напряжения, например, от накопительного конденсатора. В месте повреждения возникают разряды, вызывающие акустический шум. Уровень этого шума прослушивается с поверхности земли, например, с помощью стетоскопа или прибора с пьезодатчиком-преобразователем механических колебаний в электрические.

пробое изоляции кабеля, а основной операцией при ремонте КЛ является

установки новой или замена существующей кабельной муфты. Таким образом, при эксплуатации КЛ используется система аварийно-восстановительного ремонта (система АВР)

кабельный журнал;
акты скрытых работ с указанием пересечений и сближения

кабелей со всеми подземными коммуникациями;
акты на монтаж кабельных муфт;
протоколы измерения сопротивления изоляции;
протоколы испытаний изоляции КЛ повышенным напряжением;
протоколы измерения сопротивлений заземляющих устройств;
журналы неисправностей КЛ;
журналы учета работ на КЛ и другие документы.

оценкой состояния кабелей и муфт;
полное вскрытие кабельных каналов с

исправлением раскладки кабелей, устранением коррозии оболочек, чисткой каналов, заменой или ремонтом конструкций для крепления кабелей;
переразделка дефектных муфт;
частичная или полная замена участков КЛ;
ремонт заземляющих устройств;
окраска металлических конструкций в кабельных сооружениях

При окончании ремонтных работ проводятся испытания КЛ. Кроме того, КЛ испытываются под нагрузкой в течение 24 ч

трансформаторного масла
Хроматографический анализ газов, растворенных в трансформаторном масле

Ремонт трансформаторов
Испытания трансформаторов

после капитального ремонта
Характеристики изоляции обмоток трансформатора
Испытания изоляции повышенным напряжением

понижающих трансформаторов подстанций с постоянным дежурством персонала – 1 раз

в сутки;
остальных трансформаторов электроустановок с постоянным и без постоянного дежурства персонала – не реже 1 раза в месяц.
Внеочередные осмотры трансформаторов производятся:
после неблагоприятных климатических воздействий, например после резкого изменения температуры окружающего воздуха;
после срабатывания газовой защиты на сигнал;
после отключения трансформатора газовой или дифференциальной защитой.

мановакуумметров и других);
состояние внешней изоляции трансформатора (отсутствие трещин и

сколов фарфора, степень загрязнения поверхности);
состояние ошиновки, кабельных вводов и доступных для наблюдения контактных соединений;
состояние фланцевых соединений маслопроводов и отсутствие течи масла;
наличие и уровень масла в расширителе и маслонаполненных вводах;
состояние контура заземления;
состояние маслоприемных устройств (гравийной засыпки);
при закрытой установке трансформаторов проверяется состояние помещения, исправность вентиляции, наличие средств пожаротушения.

обмотках, температуры масла и других параметров.

с периодичностью 1…2 часа с фиксированием параметров режима в суточной

ведомости.
На подстанциях без постоянного дежурства персонала контроль режима трансформаторов осуществляется при каждом посещении подстанции оперативным персоналом, но не реже 1 раза в месяц.

номинальном напряжении, номинальной нагрузке и температуре охлаждающей среды (воздуха) +20оС
Нормальным

называется режим работы трансформатора, при котором его параметры отклоняются от номинальных в пределах, допустимых стандартами, техническими условиями и другими нормативными документами.

(РПН) должны работать, как правило, в автоматическом режиме. Допускается дистанционное

переключение РПН с пульта управления. На трансформаторах с переключением без возбуждения (ПБВ) правильность выбора коэффициента трансформации должна проверяться два раза в год – перед зимним максимумом и летним минимумом нагрузки.
Аварийные режимы. При отключении трансформатора защитой, не связанной с его внутренними повреждениями, например, максимальной токовой защитой, трансформатор может быть вновь включен в работу.

этот трансформатор включается в работу только после осмотра, испытаний, анализа

масла, анализа газа из газового реле и устранения выявленных дефектов.
При срабатывании газового реле на сигнал производится наружный осмотр трансформатора и отбор газа из газового реле для анализа. Если газ в реле негорючий, при наружном осмотре признаки повреждения не обнаружены, а отключение трансформатора вызывает недоотпуск электроэнергии, трансформатор может быть оставлен в работе до выяснения причин срабатывания газового реле на сигнал. После выяснения этих причин оценивается возможность дальнейшей нормальной эксплуатации трансформатора.
Аварийный вывод трансформатора из работы осуществляется:
при сильном и неравномерном шуме или потрескиваниях внутри бака трансформаторы;
 
 
ненормальном и постоянно возрастающем нагреве трансформатора при нагрузке, не превышающей номинальную, и нормальной работе устройств охлаждения;
выбросе масла из расширителя или разрыве диафрагмы выхлопной трубы;
течи масла или уменьшении уровня масла ниже уровня масломерного стекла в расширителе.

изоляция обмоток, фактически определяющая ресурс (срок службы) трансформатора. Основным фактором,

влияющим на старение изоляции, является ее нагрев, обуславливающий термический износ изоляции.
6-градусное правило: увеличение температуры изоляции на 6 градусов сокращает срок ее службы вдвое. Это правило справедливо в диапазоне температур 80…140оС.
Наиболее интенсивный нагрев изоляции обмоток происходит при перегрузке трансформаторов.

систематическими. Перегрузки, обусловленные аварийным отключением какого-либо элемента системы электроснабжения, называются

аварийными перегрузками.
Допустимость систематических и аварийных перегрузок трансформаторов при их эксплуатации регламентируется Руководством по нагрузке силовых масляных трансформаторов (ГОСТ 14209-97).

диаграмма трансформатора (б)
Допустимость работы трансформатора в режиме перегрузки оценивается сопоставлением

температуры масла в верхней части обмотки Θо и температуры наиболее нагретой точки обмотки Θh с их предельными значениями. Эти предельные значения для распределительных трансформаторов (мощность до 2,5 МВ.А и напряжение до 35 кВ) и трансформаторов средней мощности (до 100 МВ.А) приведены в табл. . Здесь же указаны предельные перегрузки трансформаторов, обуславливающие предельные температуры Θо max и Θh max при температуре воздуха Θа=20оС.

изолирует находящиеся под напряжением узлы активной части;
охлаждает нагревающиеся при

работе узлы активной части;
предохраняет твердую изоляцию обмоток от увлажнения.
Эксплуатационные свойства масла и его качество определяются химическим составом масла.

зависимости от объема делятся на три вида.
1. Испытания на

электрическую прочность. Здесь определяется пробивное напряжение масла Uпр, визуально (качественно) определяется содержание механических примесей и влаги
2. Сокращенный анализ масла. Здесь дополнительно к п.1 определяются температура вспышки масла и кислотное число.
3. Полный анализ масла. Здесь дополнительно к п.2 определяются, количественное определение влаги и механических примесей, тангенс угла диэлектрических потерь tgδ, содержание водорастворимых кислот и щелочей, содержание антиокислительных присадок, температура застывания, газосодержание и другие показатели.

представляет собой фарфоровый сосуд 1, в который вмонтированы два плоских

электрода 2.
Масло заливается в маслопробойник и отстаивается в течение 20 минут для удаления из него воздушных включений. Напряжение на электродах маслопробойника плавно повышается до пробоя масла. С интервалом 10 мин. выполняются шесть пробоев. Первый пробой не учитывается, а среднее арифметическое пяти других пробоев принимается за пробивное напряжение масла.
Снижение пробивного напряжения свидетельствует об увлажнении масла, наличии в нем растворенного воздуха, загрязнении масла волокнами от твердой изоляции и другими примесями.

регенерированного масла практически не отличаются. Для эксплуатационного масла установлены нормально

допустимые и предельно допустимые показатели качества.
Нормально допустимые показатели гарантируют нормальную работу оборудования. При показателях масла, приближающихся к предельно допустимым, необходимо принять меры по восстановлению эксплуатационных свойств масла или провести его замену.

Показатели трансформаторного масла в соответствии с сокращенным анализом.

- уменьшение не более чем на 5оС по сравнению с предыдущим анализом.

антиокислительные присадки, а в конструкции трансформатора предусматривают специальные устройства: термосифонные

фильтры, воздухоосушители, пленочную и азотную защиты

также защищают другие изоляционные материалы трансформатора.Срок службы масла с такими

присадками увеличивается в 2…3 раза. Стоимость присадок относительно невелика. Добавку присадок выполняют раз в 4…5 лет. Примером антиокислительной присадки служит технический пирамидон в количестве 3% от массы масла

масла в процессе эксплуатации. Корпус фильтра 1 заполнен адсорбентом 2

(силикагелем или другим веществом), поглощающим влагу и продукты окисления масла. С помощью патрубков 5 фильтр присоединен к верхней и нижней частям бака трансформатора. Масло через фильтр циркулирует за счет разности плотностей нагретого (в верхних слоях) и холодного (в нижних слоях) масла.
Насыщенный влагой адсорбент удаляется через бункер 4, а через бункер 3 загружается свежий адсорбент. Использованный адсорбент регенерируется нагреванием до температуры 400…500оС.
Насыщение адсорбента влагой контролируется по изменению его окраски.

защиты (рис,а) заключается в герметизации масла за счет установки внутри

расширителя 2 эластичной емкости 1, предназначенной для компенсации температурного изменения объема масла. Эта емкость плотно прилегает к внутренней поверхности расширителя и масла, обеспечивая герметизацию последнего от окружающей среды.
Внутренняя полость эластичной емкости соединена с окружающей средой через воздухоосушитель 3, препятствующий конденсации влаги внутри емкости. Патрубок 4 соединяет расширитель с баком трансформатора.
Азотная защита (рис.б) заключается в заполнении надмасленного пространства 1 герметичного расширителя сухим азотом. Компенсация температурных изменений объема масла осуществляется за счет связи надмасляного пространства с мягким резервуаром 2.

в масле, позволяет выявить дефекты трансформатора на ранней стадии их

развития, предполагаемый характер дефекта и степень имеющегося повреждения. Состояние трансформатора оценивается сопоставлением полученных при анализе количественных данных с граничными значениями концентрации газов и по скорости роста концентрации газов в масле. Этот анализ для трансформаторов напряжением 110 кВ и выше должен осуществляться не реже 1 раза в 6 месяцев

дефекты электрического характера (частичные, искровые и дуговые разряды в масле);

ацетилен С2Н2, – перегрев активных элементов
этан С2Н6, – термический нагрев масла и твердой изоляции обмоток в диапазоне температур до 300°С;
метан СН4,
этилен С2Н4, высокотемпературный нагрев масла и твердой изоляции обмоток выше 300°С;
окись СО и двуокись СО2 углерода– перегрев и разряды в твердой изоляции обмоток.

этих газов в трансформаторном масле
1. Перегревы токоведущих частей и

элементов конструкции магнитопровода. Основные газы: этилен или ацетилен. Характерные газы: водород, метан и этан. Если дефектом затронута твердая изоляция, заметно возрастают концентрации окиси и двуокиси водорода.
Дефекты твердой изоляции основными газами являются окись и двуокись углерода, их отношение СО2/CO, как правило, больше 13; характерными газами с малым содержанием являются водород
Электрические разряды в масле. Это частичные, искровые и дуговые разряды. При частичных разрядах основным газом является водород; характерными газами с малым содержанием - метан и этилен. При искровых и дуговых разрядах основными газами являются водород и ацетилен; характерными газами с любым содержанием - метан и этилен.

в соответствии с их действительным техническим состоянием (система РТС).
Ремонт

трансформаторов мощностью до 6300 кВ.А выполняется, как правило, на специализированных ремонтных предприятиях. Ремонт трансформаторов большей мощности, у которых затраты на транспортировку могут превосходить стоимость ремонта, выполняется непосредственно на подстанциях. В этом случае персонал специализированного ремонтного предприятия выезжает к месту установки трансформатора.

частичная замена обмоток, подлежат обязательной сушке. Трансформаторы, прошедшие ремонт без

замены обмоток, могут быть включены в работу без сушки изоляции при условиях, что:
характеристики изоляции не выходят за пределы нормированных значений;
продолжительность пребывания активной части на открытом воздухе Тоткр при определенной его влажности не превышает значений;
Сушка изоляции осуществляется ее нагреванием в вакуумных шкафах, сухим горячим воздухом в специальных камерах, в собственном баке (без масла).

1. Определение характеристик изоляции обмоток.
2. Испытания изоляции обмоток повышенным

напряжением.
3. Испытания повышенным напряжением изоляции элементов магнитопровода и вторичных цепей защитной и измерительной аппаратуры. Эта изоляция испытывается относительно заземленных частей трансформатора напряжением 1 кВ в течение 1 мин.
4. Измерения сопротивлений обмоток постоянному току. Эти измерения проводятся для выявления дефектов в паяных соединениях обмоток и контактах переключающих устройств.
Измерения производятся на всех ответвлениях РПН. Сопротивления разных фаз на соответствующих ответвлениях должны отличаться между собой не более чем на 2%.
5. После ремонта, связанного с частичной или полной заменой обмоток выполняется проверка коэффициентов трансформации.
6. После ремонта, связанного с частичной или полной заменой обмоток проверяется группа соединений обмоток.
7. Измерение тока и потерь холостого хода проводятся у трансформаторов мощностью более 1000 кВ.А (опыт холостого хода).
8. Испытание бака трансформатора на герметичность
9. Испытания трансформаторного масла.
10. Испытание трансформатора включением толчком на номинальное напряжение.
11. Испытания трансформатора под нагрузкой в течение 24 ч