Структура ремонтного цикла трансформатора

Система обслуживания и ремонта оборудования энергохозяйств промпредприятий — Структура и продолжительность циклов

Содержание материала

СТРУКТУРА И ПРОДОЛЖИТЕЛЬНОСТЬ ЦИКЛОВ ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ И РЕМОНТА

Оборудование трансформаторных подстанций, как правило, работает непрерывно, и поэтому ремонтные циклы даны без учета сменности их работы.
В табл. 9.1 приведены продолжительности ремонтного цикла и межремонтного периода для оборудования внутренней установки в нормальных условиях окружающей среды.
Для трансформаторов и аппаратуры высокого напряжения наружной установки нормы ремонтного цикла и межремонтного периода принимаются с коэффициентом 0,75.
Продолжительность межсмотрового периода планируется только для установок, не имеющих постоянного дежурного персонала. Внеочередные осмотры электрооборудования трансформаторных подстанций производятся при резком изменении температуры наружного воздуха и при каждом отключении трансформатора от действия газовой или дифференциальной защиты. Продолжительности ремонтного цикла и межремонтного периода для трансформаторов, питающих электродуговые печи, электропечи сопротивления, а также для автотрансформаторов приведены в табл. 9.1 для двухсменной работы. При другой сменности работы указанного оборудования вводится поправочный коэффициент: при односменной работе — 1,4; при трехсменной работе — 0,6.
Межремонтный период для среднего ремонта равен ремонтному циклу при капитальном ремонте, так как средний ремонт отличается от капитального ремонта отсутствием в его объеме работ замены обмоток низкого и высокого напряжений. После проведения среднего ремонта ремонтный цикл для следующего капитального ремонта остается, как указано в табл. 9.1,

Таблица 91. Структура и продолжительность циклов технического обслуживания и ремонта

Продолжительность ремонтного цикла, мес

Продол
житель
ность
межре
монтного
периода,
мес

Межос-
мотровый
период,
мес

Число текущих ремонтов в ремонтном цикле, шт.

Силовые трансформаторы общего назначения, установленные в сухих и чистых помещениях

Источник

Структура ремонтного цикла трансформатора

Для трансформаторов и аппаратуры высокого напряжения наружней установки к продолжительности межремонтного периода вводится понижающий коэффициен 0,75. Межосмотровый период планируется лишь для объектов, не имеющих постоянного дежурства персонала.
Продолжительность ремонтного и межремонтного периодов ВВА:

№	Оборудование	Продолжительность ремонтного цикла T, лет	Продолжительность межремонтного цикла t, мес.	Продолжительность межосмотрового периода t, мес.
1	Трансформаторы силовые*	12	36	1
2	Трансформаторы печные (дуговые печи)	4	5	1
3	Трансформаторы печные (печи сопротивления)	6	12	1
4	Автотрансформаторы	8	6	1
5	Выключатели масляные и их приводы	3	12	1

* Первый капитальный ремонт силовых трансформаторов производится не позднее чем через 6 лет после ввода оборудования в эксплуатацию. В дальнейшем в зависимости от состояния оборудования ремонтный цикл может быть сокращен. Для трансформаторов и КТП наружней установки, расположенных в местах усиленного загрязнения, продолжительность межремонтных периодов может быть сокращена.
Осмотры трансформаторов и аппаратуры высокого напряжения должны производиться в установках без постоянного дежурства персонала не реже одного раза в месяц, а в трансформаторных пунктах — не реже одного раза в 6 месяцев.
Внеочередные осмотры трансформаторов производяться при резком изменении температуры наружнего воздуха, сильном тумане, мокром снеге, гололеде и при каждом отключении транформатора от действия газовой или дифференциальной защиты. Распредустройства подлежат внеочередному осмотру после отключения от короткого замыкания.

Продолжительность ремонтного и межремонтного периодов НВА:

Ремонт низковольной аппаратуры производится одновременно с ремонтом токоприемников, установленных на технологическом и энергетическом оборудовании.

Источник

Структура ремонтного цикла трансформатора

Глава 12
ЭКСПЛУАТАЦИЯ ТРАНСФОРМАТОРОВ

В процессе эксплуатации трансформаторов осуществляют их оперативное и техническое обслуживание, а также планово-предупредительный ремонт.
Координацию действий всего эксплуатационного персонала по обслуживанию трансформаторов осуществляет руководство электроцеха или соответствующих служб, а на электросетевых предприятиях — руководство электросети или производственных служб предприятия.

12.1. Организация обслуживания

Режимы работы трансформаторов. Номинальным называется режим работы трансформатора при номинальных значениях напряжения, частоты и нагрузки, параметрах охлаждающей среды и условиях места установки, определенных соответствующими стандартами или техническими условиями. Трансформатор может длительное время работать в этом режиме. Номинальные данные указываются предприятием-изготовителем на щитке, установленном на корпусе трансформатора.
Нормальным называется режим работы трансформатора, при котором его параметры отклоняются от номинальных не более, чем это допускается стандартами, техническими условиями или инструкциями.
Так, для масляных трансформаторов классов напряжения 110 кВ и выше при работе на любом ответвлении обмотки допускаются превышения напряжений в 1,3 раза по отношению к номинальному значению в течение 20 с (предшествующая нагрузка номинальная) и в 1,15 раза в течение 20 мин (предшествующая нагрузка ка не более 0,5 номинальной).
Трансформаторы классов напряжения до 35 кВ включительно мощностью свыше 630 кВ • А и все трансформаторы классов напряжения от 110 до 1150 кВ включительно допускают продолжительную работу (при нагрузке не более номинальной), если превышение напряжения на любом ответвлении любой обмотки на 10% более номинального напряжения данного ответвления. При этом напряжение на любой обмотке не должно превышать наибольшее рабочее напряжение U_м , которое зависит от класса напряженияU_кл :
U_кл , кВ. 36 1015 20 35 110 150 220330 500 750
U_м, кВ. 3,5 6,911,5 17,5 23 40,5125 172 252 363 525 787

Допустимые продолжительные повышения напряжения для трансформаторов напряжением до 35 кВ включительно установлены стандартами или техническими условиями на трансформаторы.
Аварийным называется режим работы трансформатора, при котором параметры выходят за рамки нормального режима.
Виды обслуживания трансформаторов.. Оперативное обслуживание трансформаторов включает: управление режимом работы; проведение периодических и внеочередных осмотров; периодический контроль значений параметров, характеризующих режим работы, и анализ полученных данных; выполнение организационно-технических мероприятий по обеспечению безопасного технического обслуживания и ремонта.
Техническое обслуживание трансформаторов включает: профилактический контроль состояния изоляции и контактной системы, а также устройств охлаждения, регулирования и пожаротушения, выполняемый вне комплекса планово-предупредительного ремонта; работы по поддержанию в надлежащем состоянии изоляционного масла в трансформаторе, в баке устройства переключения под нагрузкой и во вводах, в том числе работы по восстановлению качества масла (сушка, регенерация) и его доливке; смазка и уход за доступными вращающимися и трущимися узлами, подшипниками устройств регулирования напряжения и охлаждения; периодическое опробование резервного вспомогательного оборудования, настройка, проверки и ремонт вторичных цепей и устройств защиты, автоматики, сигнализации и управления.
Планово-предупредительный ремонт трансформаторов включает текущий и капитальный ремонт и связанные с ними испытания и измерения. Периодичность (в годах) основных работ по планово-предупредительному ремонту трансформаторов приведена в приложении 8.
Работы по обслуживанию трансформаторов могут быть как плановыми, так и внеочередными. Плановые работы выполняются с заранее определенным объемом и сроками проведения; внеплановые — вследствие отказов трансформатора или его элементов, в связи с выявлением дефекта и т.д. Обслуживание силовых трансформаторов в энергосистемах проводится предприятиями электрических станций или электрических сетей.
На всех повысительных и части понизительных подстанций постоянно дежурит персонал. Трансформаторные пункты в городских сетях и понизительные подстанции напряжением 110 кВ, а также распределительные подстанции напряжением 20. 35 кВ работают без постоянного персонала и обслуживаются разъездными бригадами. Функции по обслуживанию силовых трансформаторов распределяются между ремонтным и оперативным персоналом, персоналом, обслуживающим системы релейной защиты, и испытателями.
Оперативный персонал участвует в оперативном обслуживании трансформаторов, а выявленные им дефекты учитываются при планировании эксплуатационных и ремонтных работ. Сведения об обнаруженных дефектах оперативный персонал записывает в специальный журнал. Руководитель подразделения указывает в журнале намеченные мероприятия и сроки по устранению выявленных дефектов. Кроме того, оперативный персонал участвует в приемке оборудования из ремонта.
Устройства релейной защиты и автоматики обслуживаются специальным персоналом, который связан с оперативным и ремонтным персоналом.
Испытатели производят профилактические проверки изоляции и контактной системы трансформатора, проверяют выключатели, разъединители, разрядники, системы охлаждения и регулирования напряжения и др. Этот персонал разрабатывает также мероприятия по защите трансформаторов от перенапряжений. Следует отметить, что некоторые виды испытаний могут проводиться ремонтным персоналом.

Различают номинальный и допустимый режимы нагрузки трансформатора, а также допустимые систематические и аварийные перегрузки. В связи с возможностью систематических перегрузок вводится понятие нагрузочной способности трансформатора.
Под номинальным режимом нагрузки трансформатора понимается режим нагрузки номинальным током при номинальных значениях напряжения, частоты, параметров охлаждающей среды и условиях места установки (категория размещения, высота над уровнем моря), установленных стандартами или техническими условиями. Этому режиму соответствует расчетный срок службы трансформатора (обычно не менее 25 лет). Номинальные данные указываются на щитке, расположенном на баке или кожухе трансформатора.
Под допустимым режимом нагрузки понимается продолжительная нагрузка трансформатора при условиях, отличающихся от номинальных, при которой расчетный износ изоляции трансформатора из-за нагрева не превосходит износ при номинальной нагрузке. Иными словами при этой нагрузке срок службы трансформатора соответствует расчетному.
В процессе эксплуатации неизбежно возникает вопрос о допустимости тех или иных отклонений от номинального режима. Эти отклонения оговариваются в соответствующих стандартах, технических условиях или инструкциях. Так, все силовые трансформаторы в соответствии с ГОСТ 11677 — 85* должны допускать длительную нагрузку с током, равным 1,05 от номинального, если напряжение ни на одной из обмоток не превышает номинального.
Кроме того, трансформаторы классов напряжения до 35 кВ включительно (мощностью свыше 630 кВ • А) и все трансформаторы классов напряжения 110. 1150 кВ допускают продолжительную работу при токах не выше номинальных, если напряжение на любом ответвлении любой обмотки не превышает 110% от его номинального значения. При этом напряжение на любой из обмоток не должно превышать наибольшее рабочее напряжение U_м , зависящего от класса напряжения U_кл .
Длительно допустимая нагрузка (перегрузка) трансформаторов является систематической (повторяющейся). Величина нагрузки ( β = I/ I_ном ) нормируется ГОСТ 14209 — 85 «Трансформаторы силовые масляные общего назначения. Допустимые нагрузки» и приведена в табл. 12.1.
Нагрузка трансформатора свыше номинальной допускается только при исправной и полностью включенной системе охлаждения. Длительно допустимые систематические нагрузки (перегрузки) не вызывают снижение расчетного срока службы трансформатора, так как за период графика нагрузки обеспечивается нормальный или пониженный износ изоляции.
Допустимая аварийная перегрузка трансформаторов больше длительно допустимой нагрузки. При работе в этом режиме происходит повышенный по сравнению с нормальным износ изоляции, что может привести к сокращению срока службы трансформатора, если при дальнейшей работе этот износ не будет скомпенсирован пониженными износами при малых нагрузках. Максимальная величина перегрузки составляет 100% ( β = 2).

Длительно допустимая нагрузка трансформаторов

Температура охлаждающей среды, °С

Значение аварийной перегрузки зависит от ее длительности, нагрузки в предшествующем режиме и температуры охлаждающей среды и определяется максимально допустимой температурой наиболее нагретой точки обмотки (160 °С для масляных трансформаторов классов напряжения 110 кВ и ниже и 140 °С для трансформаторов класса напряжения свыше 110 кВ) и максимально допустимой температурой масла в верхних слоях (115 °С).
В аварийных режимах допускается кратковременная перегрузка трансформаторов с любой системой охлаждения, независимо от длительности и значения предшествующей нагрузки, температуры окружающей среды и категории размещения. Величина и длительность аварийных нагрузок в соответствии с Правилами эксплуатации электроустановок потребителей (ПЭЭП) приведены ниже:

Нагрузка β . 1,3 1,45 1,61,752,0
Длительность, мин. 120 80 45 20 10
Сухие трансформаторы
Нагрузка β . 1,2 1,31,4 1,5 1,6
Длительность, мин. 60 4532 185

12.3. Нагрузочная способность

Влияние нагрузки трансформатора на износ изоляции. Под нагрузочной способностью трансформатора понимается способность трансформатора работать с нагрузкой выше номинальной при определенных условиях эксплуатации (величина предшествующей и последующей нагрузки, температура охлаждающей среды, допустимая температура отдельных частей трансформатора).
Срок службы трансформатора определяется износом изоляции под влиянием прежде всего температуры при изменяющихся значениях нагрузки, напряжения и условиях охлаждения. К концу срока службы изоляция полностью изнашивается и трансформатор находится под постоянной угрозой аварии. Расчетный срок службы трансформатора при номинальном режиме нагрузки составляет 20. 40 лет. При этом за номинальную температуру θ _н наиболее нагретой точки обмотки масляных трансформаторов (класс нагревостойкости А) в соответствии с рекомендациями Международной электротехнической комиссии (МЭК) принята температура 98 °С. Разница в номинальных температурах (классу нагревостойкости А соответствует длительно допустимая температура 105 °С) объясняется тем, что для системы изоляции из нескольких однородных изоляционных материалов одного класса длительно допустимая температура принимается меньше, чем для однородной изоляции. При расчете срока службы изоляции класса А принято, что он уменьшается в два раза при увеличении температуры на 6 °С от номинальной («правило шести градусов»).
МЭК рекомендует оценивать срок службы изоляции класса А по формуле:

где c = (7,5. 1,5) • 10 4 лет; α = 0,115 — постоянные коэффициенты (для диапазона температур 80. 140 °С); θ — температура наиболее нагретой точки изоляции обмотки, °С.
На практике чаще пользуются не абсолютным, а относительным сроком службы изоляции:

υ = V/ V _н = e -α ( θ — θ н) , (12.2)

или относительным износом изоляции:

где V _н — срок службы изоляции при нормальной температуре θ _н в наиболее нагретой точке изоляции обмотки.
Относительный износ изоляции F показывает, во сколько раз износ изоляции при данной температуре наиболее нагретой точки обмотки θ больше (меньше) износа при нормальной температуре ( θ _н = 98 °С) за одинаковое время работы. Поскольку относительный износ изоляции F =1 при θ _н = 98 °С, то нетрудно рассчитать, что при θ = 86 °С относительный износ F = 0,25 (относительный срок службы υ = 4), а при θ = 110 °С F = 8 ( υ = 0,125).
Трансформаторы обычно работают с переменной нагрузкой. При этом если максимальное значение нагрузки не превышает номинальной мощности трансформатора, то температура обмоток и масла изменяется в диапазоне температур, меньших нормальной. Поэтому износ изоляции F F _ср = ∑ F_i t_i / T ≤ 1 , (12.4)

где F_i, t_i — относительный износ изоляции при i -й нагрузке длительностью t_i ; T = ∑ t_i — длительность рассматриваемого графика нагрузки (обычно 24 ч).
При расчете износа изоляции вводятся дополнительные ограничения. Для систематических перегрузок — максимальная нагрузка β_м ≤ 1,5, температура обмотки в наиболее нагретой точке θ _о.н.н.т. ≤ 140 °С, температура масла в верхних слоях θ _м ≤ 95 °С; для аварийных перегрузок — максимальная нагрузка β_м ≤ 2,0, температура обмотки в наиболее нагретой точке θ _о.н.н.т. ≤ °С (для классов напряжения до 110 кВ) и θ _о.н.н.т. ≤ 140 °С (для классов свыше 110 кВ), температура масла в верхних слоях θ _м ≤ 115 °С. Ограничения по мощности определяются характеристиками вводов и устройств регулирования напряжения.
Расчет относительного износа изоляции в соответствии с ГОСТ 14209 — 85 проводится в следующей последовательности.
1. Преобразование графика нагрузки. На непрерывном или дискретном графике нагрузки β ( t) , полученном по данным измерений или расчетов (рис. 12.1), выделяются интервалы времени t₁ и t₂ , на которых нагрузка β ≤ 1 и β ≥ 1. Далее реальный график нагрузки 1 аменяется на эквивалентный в тепловом отношении многоступенчатый график 2 , оторый затем приводится к эквивалентному прямоугольному двухступенчатому графику 3 , как показано на рис. 12.1. Многоступенчатый график получают эквивалентированием на интервалах времени Δ t , соизмеримых с постоянной времени нагрева обмотки (порядка 0,5 ч).
Затем определяют начальную эквивалентную нагрузку K ₁ на интервале t ₁ .

где β i , Δ t_i — относительная нагрузка и длительность i -го интервала эквивалентного многоступенчатого графика нагрузки на интервале t₁ .
По формуле (12.5) определяют среднюю перегрузку K 2 на интервале t₂ и проверяют ограничение по перегрузке K 2 ≤ β_м .

Рис. 12.1. Преобразование графика нагрузки трансформатора:
1 — реальный график нагрузки; 2 — многоступенчатый эквивалентный график нагрузки; 3 — двухступенчатый эквивалентный график нагрузки

2. Расчет теплового режима трансформатора для эквивалентного графика нагрузки. Температура масла в верхних слоях

где θ охл — температура охлаждающей среды (воздух), °С; ΰ м — превышение температуры масла в верхних слоях над температурой воздуха, °С.
Температура обмотки в наиболее нагретой точке:

θ о.н.н.т ₌ θ _охл + ΰ м + ΰ о.м , (12.7)

где ΰ о.м — превышение температуры наиболее нагретой точки обмотки над температурой масла в верхних слоях, °С.
Уравнение (12.6) справедливо как в установившихся, так и в переходных тепловых режимах. При нагрузках длительностью более 0,5 ч можно пренебречь постоянной времени нагрева обмотки и считать, что при скачкообразном изменении нагрузки превышение температуры обмотки ΰ о.м также изменяется скачкообразно. Постоянная времени нагрева масла полагается известной или определяется по формуле:

где c _м = 1800 Дж/(кг°С) — теплоемкость масла; G _м — масса масла, кг; θ м — температура масла, °С; ∑ P — суммарные потери в трансформаторе, Вт.
Суммарные потери:

где γ = U / U _н , β = I/ I_н , P _{о . н} — номинальные потери холостого хода, Вт; P _к.н — номинальные потери короткого замыкания, Вт.
Для эквивалентного двухступенчатого графика нагрузки определяют установившиеся значения превышений температуры масла ΰ _{1 м} и ΰ _{2 м} для каждой ступени нагрузки K 1 и K 2 , полагая известным из расчетных (заводских) данных трансформатора установившееся превышение температуры масла в верхних слоях ΰ _м.н над температурой окружающей среды при номинальной нагрузке:

где х = 0,9 (для трансформаторов с охлаждением типа М и Д) или 1,0 (для трансформаторов с охлаждением типа Ц и ДЦ); d = P _{о . н} / P _к.н .
Превышение температуры наиболее нагретой точки ΰ _{о . м} над температурой масла определяют по формуле:

ΰ _{о . м} = ΰ _{о . м . н} K y , (12.10)

где ΰ _{о . м . н} — превышение температуры обмотки в номинальном режиме; K — коэффициент нагрузки для двухступенчатого графика K = K₁ < или K = K 2 ); у = 1,6 (для трансформаторов с охлаждением типа М и Д) или 1,8 (для трансформаторов с типа Ц и ДЦ).
По результатам произведенных расчетов строят графики изменения температуры масла в верхних слоях θ м , определенной по формуле (12.6), и температуры наиболее нагретой точки изоляции обмотки θ н.н.т , определенной по формуле (12.7). При этом полагают, что к началу интервала перегрузки t₂ (точка А на рис. 12.1) температурный режим трансформатора является установившимся и определяется нагрузкой K₁ . К концу интервалов нагрева ( t = t₂ ) и охлаждения ( t = t₁ ) справедливы выражения:

где τ _м — постоянная времени нагрева масла; t₂ -длительность интервала перегрузки ( K = K 2 ); t₁ — длительность интервала недогрузки ( K = K₁ ),
По результатам строят графики нагрева (охлаждения) трансформатора, показанные на рис. 12.2, по которым проверяют температурные ограничения по θ н.н.т и θ м и с помощью которых производят расчет относительного износа изоляции F .

Рис. 12.2. Определение теплового состояния трансформатора (б) для эквивалентного двухступенчатого графика нагрузки (а)
1. Расчет относительного износа изоляции. В соответствии с формулами (12.1). (12.3) срок службы и износ изоляции определяется только температурой. Поэтому сначала график температуры наиболее нагретой точки изоляции обмотки трансформатора θ н.н.т ( t ), полученный в результате теплового расчета и приведенный на рис. 12.2, разбивается на временные интервалы Δ t_i так, чтобы разность температур на концах каждого интервала не превышала 6 °С. Затем находят средние температуры наиболее нагретой точки на каждом интервале θ _{i ср} , по которым ведется расчет относительного износа изоляции. Общий относительный износ за рассматриваемый период времени Т составит:

Здесь θ _{i ср} — средняя температура наиболее нагретой точки обмотки на интервале Δ t_i ; θ _баз = 98 °С — базисная температура для класса нагревостойкости А; Δ = 6 °С — температурный интервал, при изменении на который срок службы изоляции класса А изменяется в два раза; Т — длительность интервала повторяемости нагрузки, во время которого происходят систематические перегрузки трансформатора.

Анализ результатов расчета.

1. Эквивалентный график нагрузки.Если K 2 ≤ 1,5, переходят к следующему этапу расчета. Если K 2 > 1,5, то нагрузки, которые отражает данный график, не могут быть отнесены к систематическим перегрузкам, а трансформатор данной мощности не выдерживает указанный график нагрузки. В этом случае необходимо увеличить установленную мощность трансформатора, Дальнейший расчет в этом случае не проводится.
2. Тепловой режим трансформатора.Если температура наиболее нагретой точки изоляции обмотки не превышает 140 °С и температура масла в верхних слоях не превышает 95 °С, то переходят к следующему этапу расчета. Если температура наиболее нагретой точки изоляции обмотки превышает 140 °С и (или) температура масла в верхних слоях превышает 95 °С, то нагрузки, которые отражает данный график, не могут быть отнесены к систематическим перегрузкам. Выводы совпадают с выводами предыдущего этапа расчета.
3. Расчет относительного износа изоляции. Если относительный износ изоляции F ≤ 1, то трансформатор данной мощности выдерживает заданный график нагрузки без уменьшения срока службы. Если F > 1, то необходимо увеличить установленную мощность трансформатора, либо согласиться с уменьшением срока его службы. Выбор правильного решения в последнем случае определяется экономическими расчетами.
При эксплуатации трансформатора можно, используя описанную методику, определять текущий износ изоляции обмоток трансформатора путем прямого (измерение температуры наиболее нагретой точки обмотки и масла в верхних слоях) или косвенного (измерение тока и напряжения трансформатора с последующим расчетом теплового режима) контроля температуры. Такая математическая модель может использоваться при техническом обслуживании, предусматривающем ремонт по мере необходимости.

12.4. Оперативное обслуживание

Контроль режима работы. Периодический контроль режима работы трансформатора осуществляется путем проверки нагрузки, уровня напряжения и температуры масла с помощью измерительных приборов. Результаты измерений параметров фиксируют в суточной ведомости: на электростанциях и подстанциях с постоянным дежурным персоналом измерения производят один раз в 1. 2 ч; на подстанциях без постоянного дежурного персонала — при каждом посещении объекта разъездным оперативным персоналом или методом телеизмерений. При возникновении перегрузки контроль ведется чаще.
На гидроэлектростанциях и подстанциях без постоянного дежурного персонала, не оснащенных устройствами телеизмерения, дополнительно, не менее двух раз в год (обычно летом и зимой) должны производиться почасовые записи нагрузки для уточнений сезонных изменений режима работы трансформатора. Кроме того, осуществляется непрерывный автоматический контроль за перегрузкой.
Визуальный контроль состояния трансформатора. Для своевременного обнаружения неисправностей трансформаторов, которые при дальнейшем их развитии могут привести к авариям, все трансформаторы подвергаются периодическому внешнему осмотру (без отключения).
Плановые осмотры главных трансформаторов электростанций и подстанций, трансформаторов собственных нужд подстанций, трансформаторов в зоне загрязнения производятся не реже одного раза в сутки на установках с постоянным дежурством оперативного персонала и не реже одного раза в месяц на установках без постоянного дежурства. Остальные трансформаторы должны осматриваться не реже одного раза в неделю на установках с постоянным дежурным персоналом, одного раза в месяц на установках без постоянного дежурства и одного раза в 6 мес на трансформаторных пунктах.
При плановом периодическом осмотре проверяют состояние внешней изоляции — вводов трансформатора, а также установленных на нем разрядников и опорных изоляторов (проверяется целость фарфора, наличие трещин, степень загрязнения поверхности). Кроме того, проверяют целость мембраны выхлопной трубы, состояние доступных уплотнений фланцевых соединений и отсутствие течи масла. При осмотре контролируют состояние доступных для наблюдения контактных соединений.
По маслоуказателям и масломерным стеклам определяют уровень масла в баке трансформатора и в расширителе, а также обращают внимание на цвет масла (потемнение масла может свидетельствовать, например, о термическом разложении вследствие повышенного нагрева). Через смотровое стекло осматривают индикаторный силикагель в воздухоосушителях бака трансформатора и вводов. Изменение цвета силикагеля от голубого до розового свидетельствует об увлажнении сорбента и необходимости перезарядки воздухоосушителя.
Показателем состояния трансформатора может служить характер издаваемого им шума (прослушивание следует вести при остановленных вентиляторах). Свидетельством возможной неисправности служит потрескивание или щелчки, которые могут быть связаны с разрядами в баке (например, из-за обрыва заземления активной части), а также периодическое изменение уровня или тона шума.
Осмотры трансформатора следует проводить в светлое время суток или при включенном освещении. В темноте можно выявить дефекты, которые являются источниками свечения: нагрев контактных соединений, коронные и другие виды частичных разрядов по поверхности внешней изоляции и др.
Внеочередные осмотры трансформаторов наружной установки необходимо производить при экстремальных атмосферных усло виях: резкое снижение температуры окружающего воздуха, ураган, сильный снегопад, гололед. При этом проверяют уровень масла, состояние вводов и системы охлаждения.
Внеочередные осмотры проводятся также после короткого замыкания (КЗ) обмоток или при появлении сигнала газового реле. В первом случае проверяют состояние токоведущих цепей, по которым протекал ток КЗ, а также изоляторов, перенесших воздействие динамических нагрузок, во втором — состояние газового реле и его цепей. При необходимости внеочередной осмотр может производиться и с отключением трансформатора, когда необходимо более тщательно изучить элемент, состояние которого вызывает сомнение, или когда доступ к проверяемому объекту невозможен без снятия напряжения.
Устройства релейной защиты, автоматики и сигнализации. Устройства релейной защиты, которыми снабжены силовые трансформаторы, должны реагировать на две группы событий: повреждение трансформатора и аварийные режимы работы.
К повреждениям, вызывающим срабатывание релейной защиты, относятся межфазные и однофазные замыкания в обмотках и на выводах, витковые замыкания в обмотках, частичный пробой изоляции вводов, а также повреждения, связанные с выделением газа и повышением давления в баке трансформатора и регулировочного устройства.
К аварийным режимам, на которые должны реагировать защиты трансформаторов, относятся появление сверхтоков, обусловленных внешними КЗ, либо перегрузками, а также понижение уровня масла. Устройства релейной защиты устанавливаются на специальных панелях, в том же помещении, в котором находится щит управления. Для защиты трансформатора от повреждений в зависимости от мощности и характера установки применяются следующие виды защит:
— дифференциальная защита, которая является основной защитой мощных силовых трансформаторов от внутренних повреждений и срабатывает при КЗ внутри зоны, ограниченной двумя комплектами трансформаторов тока (принцип действия основан на сравнении значений и направления токов);
— токовая отсечка без выдержки времени, которая устанавливается на трансформаторах небольшой мощности и является самой простой быстродействующей защитой от внутренних повреждений;
— защита от сверхтоков внешних КЗ (наиболее простой защитой этого вида является максимальная токовая защита);
— защита от перегрузки, которая выполняется с действием на сигнал и состоит из реле тока и реле времени.
Широкое распространение получила газовая защита благодаря своей относительной простоте и чувствительности к большому числу внутренних повреждений масляного трансформатора и его переключающего устройства. Внутренние повреждения трансформатора, как правило, сопровождаются разложением масла и других изоляционных материалов с образованием летучих газов. Газы поднимаются к крышке трансформатора и попадают в расширитель через газовое реле, установленное на маслопроводе, соединяющем расширитель с баком. Существует несколько типов реле, устанавливаемых на трансформаторах в зависимости от их мощности.
Рассмотрим конструкцию газового реле на примере реле типа BF80/Q (рис. 12.3). Основой реле является корпус 1, в верхней части которого скапливаются попавшие в реле пузырьки газа. Корпус снабжен двумя смотровыми застекленными окнами, позволяющими определить наличие газа и его приблизительный объем (по рискам на стекле). На крышке корпуса имеется кран для выпуска газа, а в днище — отверстие для слива масла и шлама, закрытое вывинчивающейся пробкой. Внутри корпуса на крышке закреплена выемная часть реле, состоящая из трех реагирующих элементов 2, 3 и 4 , связанных с ними постоянных магнитов и управляемых этими магнитами герметичных контактов (герконов). Цепи герконов присоединены к выводам реле и специальным кабелем введены в релейную схему газовой защиты трансформатора. Реагирующие элементы — шарообразные пластмассовые пустотелые поплавки 2 и 4 — эксцентрично насажены на горизонтальную ось 5 и свободно вращаются на ней. Третий реагирующий элемент 3 имеет форму лопасти, которая также свободно вращается на горизонтальной оси и размещается рядом с нижним поплавком.
Рис. 12.3. Газовое реле:
1 — корпус; 2, 3 и 4 — реагирующие элементы; 5 — горизонтальная ось;
6 — полость реле

&При медленном выделении газа, характерном для небольших повреждений, происходит постепенное вытеснение масла из полости реле 6 . При достижении определенного объема газа (250. 300 см 3 ) верхний поплавок опускается и связанный с ним магнит замыкает соответствующий геркон. При полном уходе масла из реле аналогичным образом срабатывает нижний поплавок (например, при значительной течи из бака). При значительном повреждении, сопровождающемся бурным выделением газов, лопасть под давлением струи масла (показана стрелкой) или газомасляной смеси отклоняется на определенный угол, воздействуя на тот же контакт, что и нижний поплавок.
Таким образом, газовое реле способно различать степень повреждения трансформатора: геркон верхнего поплавка используется в качестве датчика сигнала, а геркон нижних элементов — для подачи команды на отключение.
О причинах срабатывания газовой защиты и о характере повреждения можно судить на основании исследования скопившегося в реле газа, определяя его количество, цвет и химический состав.

12.5. Техническое обслуживание

Наиболее ответственным разделом технического обслуживания является эксплуатация трансформаторного масла, которое предназначено для изоляции находящихся под напряжением частей и узлов активной части трансформатора, для отвода тепла от нагревающихся при работе трансформатора частей, а также для предохранения твердой изоляции от быстрого увлажнения при проникновении влаги из окружающей среды. Эксплуатационные свойства масла определяются его химическим составом, который зависит главным образом от качества сырья и применяемых способов его очистки при изготовлении.
Для заливки трансформатора рекомендуется применять масло определенной марки. Однако допускается при соблюдении некоторых условий производить заливку трансформаторов смесью масел.
Каждая партия масла, применяемая для заливки и доливки, должна иметь сертификат предприятия-поставщика, подтверждающий соответствие масла стандарту. Для масла, прибывшего вместе с трансформатором, соответствие стандарту подтверждается записью в паспорте трансформатора. Состояние трансформаторного масла оценивается по результатам испытаний, которые в зависимости от объема делятся на три вида (см. гл. 5): испытание на электрическую прочность, сокращенный анализ и испытания в объеме полного анализа.
Пробу для испытания отбирают в сухие чистые стеклянные банки вместимостью 1 л с притертыми пробками, на которых укрепляют этикетки с указанием оборудования, даты, причины отбора пробы, а также лица, отобравшего пробу. Как правило, проба отбирается из нижних слоев масла.
Методика испытания масла установлена соответствующими стандартами (ГОСТ 6581-75*, 6370-83*, 1547-84, 6356-75*). Качество масла, заливаемого в трансформаторы напряжением до 220 кВ, оценивается по следующим показателям.

Нормы количественных показателей качества свежего трансформаторного масла

Кислотное число, мг КОН на 1 г масла,
не более. 0,02
Температура вспышки, °С, не ниже. 150
tgδ , %, при 90 «С, не более. 2,6
Натровая проба по ГОСТ 19296-73, баллы,
не более. 0,4
Стабильность против окисления:
содержание летучих низкомолекулярных
кислот, мг КОН на 1 г масла, не более. 0,005
массовая доля осадка после окисления, %,
не более. отсутствует
кислотное число окисленного масла, мг КОН
на 1 г масла, не более. 0,1
Температура застывания, °С, не выше. -45
Вязкость кинематическая, ( м 2 /с) • 10 -6 , не более:
при 20°С. 28
при 50°С. 9
при -30 °С. 1300

Пробивное напряжение масла в эксплуатации должно быть не менее 35 кВ/мм для трансформаторов классов напряжения 60. 220 кВ, не менее 25 кВ/мм для трансформаторов классов напряжения 20. 35 кВ.
Периодичность испытаний масла должна быть такой, чтобы своевременно выявить недопустимое ухудшение характеристик масла, вызванное воздействием температуры, повышенных на-пряженностей поля, содержащегося в масле кислорода, контакта масла с металлами (сталью, медью) и изоляционными деталями, а также воздействием случайных или непредусмотренных явлений (нарушение технологии изготовления, присутствие посторонних примесей и др.).
Рекомендуется перед первым включением трансформатора в работу проверить масло в объеме сокращенного анализа для трансформаторов напряжением до 35 кВ включительно и в объеме сокращенного анализа с измерением tgδ и влагосодержания масла для трансформаторов напряжением 110 кВ и выше. Кроме того, для трансформаторов с азотной или пленочной защитой дополнительно контролируют газосодержание масла и состав газов в надмас-ляном пространстве.
В приработочный период (через 10 дней и через месяц для трансформаторов напряжением 110. 220 кВ, и дополнительно через 3 мес для трансформаторов напряжением 330 кВ и выше) проводят испытания в том же объеме, как перед включением. Кроме того, через 3 сут после включения и далее через 14 сут, 1, 3 и 6 мес у всех трансформаторов напряжением 110 кВ и выше производится хроматографический анализ газов, растворенных в масле. При дальнейшей эксплуатации испытания масла производят в соответствии с периодичностью текущих ремонтов.
Непосредственный контакт масла трансформатора или маслонаполненного ввода с атмосферным воздухом приводит к постепенному насыщению масла кислородом и увлажнению как масла, так и твердой изоляции. В результате увлажнения масла снижается его электрическая прочность, а насыщение кислородом приводит к ускоренному развитию окислительных процессов (старению). Для удаления из масла влаги (подробно об этом см. в подразд. 19.5) используют следующие способы: центрифугирование масла, фильтрование и осушка масла в цео-литовых установках (адсорбционный способ).

Рис. 12.4. Термосифонный фильтр:
1 — бункер для удаления сорбента; 2 — металлическая решетка с сеткой;
3 — силикагель (сорбент); 4 — корпус фильтра; 5 — бункер для подачи сили-кагеля;
6 и 7 — трубы для подсоединения к баку

Для защиты масла от увлажнения и старения в процессе эксплуатации трансформатора в его конструкции используется ряд специальных устройств: расширитель, воздухоосушители, адсорбционные и термосифонные фильтры, устройства азотной и пленочной защиты. Кроме того, для повышения стабильности масел применяют специальные ан-тиокислительные и стабилизирующие присадки.
Адсорбционные масляные фильтры предназначены для непрерывной регенерации масла трансформатора в процессе его эксплуатации с циркуляционной (Ц) и дутьевой циркуляционной ДЦ) системами охлаждения, обеспечивающими принудительную циркуляцию масла через фильтр. Аналогичные фильтры на трансформаторах с естественной масляной (М) и дутьевой (Д) системами охлаждения, когда циркуляция масла в фильтре обеспечивается только за счет разностей плотности нагретого и охлажденного масла, называют термосифонными (рис. 12.4). Количество сорбента в термосифонном фильтре должно составлять около 1 % от массы масла в трансформаторе.

Рис. 12.5. Устройство пленочной защиты:
1 — воздухоосушитель; 2 — стрелочный маслоуказатель; 3 — эластичная емкость; 4 — соединительный патрубок; 5 — монтажный люк; 6 — расширитель; 7 — реле поплавкового типа; 8 — газовое реле

Рис. 12.6. Устройство азотной защиты:
1 — надмасляное пространство расширителя; 2 — шкаф; 3 — мягкий резервуар; 4 — азотоосушитель

Принцип устройства пленочной защиты заключается в наиболее полном удалении влаги и газа из изоляции и масла и их полной герметизации за счет установки в расширитель эластичной емкости, которая служит для компенсации температурного изменения объема масла при работе трансформатора. Эта емкость, подвешенная внутри расширителя, плотно прилегает к внутренней поверхности расширителя и масла (рис. 12.5) и обеспечивает герметизацию масла от окружающей среды. Одновременно внутренняя полость эластичной емкости соединена патрубком с окружающим воздухом через воздухоосушитель, который препятствует конденсации влаги на ее внутренней поверхности.
В трансформаторах с пленочной защитой вместо предохранительной трубы устанавливают предохранительные клапаны, позволяющие обеспечить более надежную герметизацию.
Азотная защита заключается в том, что микропустоты в изоляции и масле, образующиеся в результате тщательного удаления и: них воздуха, а также надмасляное пространство заполняют сухим азотом и герметизируют от окружающей среды при помощи мягких резервуаров, служащих для компенсации температурных изменений объема масла при работе трансформатора (рис. 12.6).

Контрольные вопросы

1. Какие мероприятия проводят при оперативном и техническом обслуживании трансформаторов?
2. Какие существуют режимы нагрузки трансформаторов?
3. Чем определяется длительность аварийных перегрузок?
4. Что понимается под термином «нагрузочная способность трансформатора»?
5. Как определить допустимость систематических перегрузок?
6. Для чего предназначены устройства релейной защиты, автоматик;; и сигнализации, устанавливаемые на силовых трансформаторах?
7. Как защитить масло от увлажнения и старения?

Глава 13
ОРГАНИЗАЦИЯ И СТРУКТУРА ЭЛЕКТРОРЕМОНТНОГО ПРОИЗВОДСТВА

При организации территориального электроремонтного производства необходимо учитывать размеры обслуживаемой территории, размещение обслуживаемых объектов и величину их ремонтного фонда, а также возможности снабжения электроремонтного предприятия электроэнергией, водой, топливом, рабочей силой и т. д. При крупных заводах обычно организуют собственные электроремонтные производства, имеющие, как правило, цеховую структуру.

13.1. Классификация ремонта

Важнейшим условием правильной эксплуатации электрических машин и трансформаторов является своевременное проведение планово-предупредительного ремонта (ППР) и периодических профилактических испытаний.
Наряду с повседневным уходом и осмотром оборудования в соответствии с правилами эксплуатации электроустановок потребителей (ПЭЭП) через определенные промежутки времени проводят плановые межремонтные испытания и измерения (профилактические испытания, не связанные с выводом в ремонт) и различные виды ремонта. С помощью системы ППР оборудование поддерживается в работоспособном состоянии, обеспечивающем выполнение им своих технических функций, и частично предотвращаются случаи отказов оборудования. В ходе планового ремонта оборудования в результате модернизации улучшают его технические параметры.
При планировании и организации ремонта следует иметь в виду, что электрические машины и трансформаторы могут иметь ремонтопригодную и неремонтопригодную конструкцию. В последнем случае вместо ремонта оборудования осуществляют его замену.
По объему ремонт подразделяют на текущий, средний и капитальный. Текущий ремонт проводят во время эксплуатации оборудования для гарантированного обеспечения его работоспособности, он состоит в замене и восстановлении его отдельных частей и в их регулировке. Текущий ремонт проводится на месте установки оборудования с его остановкой и отключением. Средний ремонт предусматривает полную или частичную разборку оборудования, ремонт и замену изношенных деталей и узлов. восстановление качества изоляции. При этом достигается восстановление основных технических показателей работы оборудования. Капитальный ремонт предусматривает полную разборку оборудования с заменой или восстановлением любых его частей, включая обмотки. При этом достигается полное (или близкое к нему) восстановление ресурса. В настоящее время в основном производят текущий и капитальный ремонт, хотя в некоторых случаях предусмотрен и средний ремонт.
По назначению; ремонт делится на восстановительный, реконструкцию и модернизацию. Восстановительный ремонт осуществляется без изменения конструкции отдельных узлов и всего устройства в целом. Технические характеристики оборудования остаются неизменными. В ходе реконструкции могут изменяться конструкции отдельных узлов и заменяться отдельные материалы, из которых они изготовлены, при практически неизменных технических характеристиках. Модернизация предусматривает замену и усовершенствование существующих узлов и применяемых материалов, чтобы существенно улучшить технические характеристики, приблизив их к характеристикам нового современного оборудования.
По методу проведения ремонт делится на принудительный и послеосмотровый. Принудительный ремонт применяется в основном для ответственного оборудования. Суть его заключается в том, что через определенные промежутки времени электрические машины и трансформаторы в обязательном порядке подвергают капитальному ремонту. Также через определенные промежутки времени проводят текущий и средний ремонт в соответствии с длительностью ремонтного цикла и его структурой. При этом ресурс оборудования между ремонтами полностью не используется и в ремонт может попасть исправное оборудование. Поэтому данный вид ремонта является наиболее дорогим. Послеосмотровый ремонт оборудования производится в объеме капитального ремонта только после осмотра и профилактических испытаний во время очередной ревизии или текущего ремонта. Ресурс оборудования используется при этом виде ремонта полностью, поэтому стоимость ремонта уменьшается. Однако, из-за возможности внеочередного незапланированного ремонта усложняется процесс его проведения и может увеличиться его длительность. С принудительного на послеосмотровый вид ремонта можно переводить оборудование массового применения, не относящееся к основному и имеющее достаточный обменный парк.
По форме организации ремонт делится на централизованный, децентрализованный и смешанный. При централизованном ремонте работы осуществляют специализированные ремонтно-наладочные предприятия без использования местных ремонтно-эксплуатационных служб. К этой форме ремонта относится и фирменное ТО ответственного импортного оборудования. Усовершенствование этой формы ремонта предполагает создание центрального обменного фонда оборудования и расширение его номенклатуры, а также распространение сферы услуг ремонтных предприятий на проведение текущего ремонта и профилактического обслуживания. Централизованная форма ремонта обеспечивает наиболее высокое качество работ.
При децентрализованном ремонте работы осуществляют ремонтные службы предприятия, на котором установлено это оборудование.
При смешанном ремонте часть работ выполняется централизованно (сторонними организациями), а часть — децентрализованно (собственными ремонтными службами). Степень централизации зависит от характера предприятия, типа и мощности оборудования.

13.2. Планирование ремонта электрических машин

При планировании ремонтного производства используется понятие «ремонтный цикл», под которым понимается календарное время между двумя плановыми капитальными ремонтами. Для вновь вводимого в эксплуатацию оборудования под ремонтным циклом понимается календарное время от ввода в эксплуатацию до первого планового капитального ремонта.
Продолжительность ремонтного цикла определяется условиями эксплуатации, требованиями к показателям надежности, ремонтопригодностью, ПЭЭП и инструкциями завода-изготовителя. Обычно ремонтный цикл исчисляется, исходя из 8-часового рабочего дня при 41-часовой рабочей неделе (для оборудования специализированных производств в расчет ремонтного цикла может быть введен конкретный график работы этого оборудования). Реальная сменность работы оборудования и условия его работы учитываются соответствующими эмпирическими коэффициентами.
При определении длительности ремонтного цикла исходят из графика (рис. 13.1) распределения частоты отказов Я технических изделий от времени t (так называемая «кривая жизни» технического изделия). На этом графике можно выделить три области: 1 — время послеремонтной приработки, когда вероятность появления отказов повышается из-за возможного применения при ремонте некачественных материалов, несоблюдения технологии ремонта и т.п.; 2 — этап нормальной работы оборудования с практически неизменной частотой отказов во времени; 3 — время старения отдельных узлов и оборудования в целом.

Рис. 13.1. «Кривая жизни» технического изделия:
1 — время послеремонтной приработки; 2 — этап нормальной работы; 3 — время старения оборудования

Для предотвращения отказов при эксплуатации в период приработки (область 1 ) дефектные узлы и детали заменяют исправными и по возможности осуществляют приработку отдельных узлов. Для ответственного оборудования приработку проводят непосредственно на заводе-изготовителе или ремонтном предприятии. В период нормальной эксплуатации (область 2 ) происходят внезапные отказы, которые носят случайный характер. Во время старения оборудования (область 3 ) увеличение частоты отказов оборудования связано с его износом и физическим старением, при которых наблюдается существенное ухудшение рабочих свойств изоляции, электрических контактных поверхностей, подшипников и механически нагруженных узлов. Из этого можно сделать вывод о том, что длительность ремонтного цикла не должна превышать длительности нормального участка работы T (область 2 ).
При планировании структуры ремонтного цикла (виды и последовательность чередования плановых ремонтов) исходят из того, что в каждой электрической машине и трансформаторе наряду с быстро изнашивающимися узлами и деталями (щетки, подвижные и неподвижные контакты, подшипники и др.), восстановление которых обычно проводится путем их замены на новые или незначительного ремонта, имеются узлы и детали с большим сроком износа (обмотки, магнитопроводы, механические детали и т.п.), восстановление которых проводится путем достаточно трудоемкого и занимающего много времени ремонта. Поэтому во время эксплуатации между капитальными ремонтами проводятся текущие (или средние) ремонты оборудования.
Проведение текущего ремонта, как правило, не требует специальной остановки основного технологического оборудования, в то время как капитальный ремонт при отсутствии резервного оборудования связан с приостановкой основного технологического процесса. Поэтому длительность ремонтного цикла следует по возможности согласовывать с межремонтным периодом основного технологического оборудования.
Обычно ремонты планируют на календарный год с разбивкой по кварталам и месяцам. Такое планирование называется текущим. Наряду с текущим осуществляется и оперативное планирование с использованием сетевых графиков.
Как уже упоминалось, при планировании структуры ремонт-ного цикла, под которой понимаются виды и последовательность проведения плановых ремонтов, исходят из длительности ремонтного цикла в соответствии с «кривой жизни» технического изделия (см. рис. 13.1). Период времени между двумя плановыми капитальными ремонтами T _пл определяется продолжительностью ремонтного цикла T _табл , который в свою очередь рассчитывается при нормальных условиях эксплуатации и двухсменной работе электрических машин. Значения T _табл для некоторых характерных производств приведены в приложении 8.
В период между двумя капитальными ремонтами проводят несколько текущих. Время между двумя плановыми текущими ремонтами t _пл определяется продолжительностью межремонтного периода t _табл , значения которого также приведены в приложении 8.
Плановая продолжительность работы между двумя капитальными и текущими ремонтами определяется по следующим формулам:

Здесь β_i — коэффициенты, косвенно учитывающие реальный характер нагрузки электрической машины: β_к = 0,75 для коллекторных машин и 1,0 для остальных машин; β_р — коэффициент, учитывающий сменность работы машины и определяемый числом смен К_см ; β_о = β ′ _о = 1,0 для электрических машин, отнесенных к вспомогательному оборудованию, β_о = 0,85, β ′ _о = 0,7 для машин основного оборудования; β_и — коэффициент использования, определяемый в зависимости от отношения фактического коэффициента К_ф.с спроса к нормируемому К_с ; β_с = 1,0 для электрических машин, установленных на стационарных установках, β_с = 0,6 для машин передвижных электрических установок. Значения коэффициентов β_и и β_р в зависимости от К_ф.с / К_с составляют:

Под коэффициентом спроса К_с понимается отношение максимальной нагрузки предприятия (цеха, отдельного производства) P _max к суммарной мощности установленных на нем электроприемников P _y (электродвигатели, электротехнологические процессы, освещение и др.). Под P _max понимается получасовой максимум нагрузки предприятия, заложенный в его технический проект и заявляемый предприятием при составлении договора с энергоснабжающей организацией. По величине P _max определяют необходимую суммарную мощность связывающих его с электрической системой трансформаторов. Таким образом,

Реальная нагрузка предприятия может отличаться от расчетной, также как и суммарная мощность установленных на нем приемников электрической энергии. Поэтому наряду с коэффициентом К_с (см. приложение 8) вводится коэффициент фактического спроса К_ф.с , который определяется опытным путем по фактическому среднечасовому максимуму нагрузки P _ф.max и фактической установленной мощности электроприемников P _ф.y . Коэффициент фактического спроса может существенно отличаться от первоначально принятого. Чем больше значение К_ф.с , тем больше средняя нагрузка электрических машин, установленных на предприятии:

По указанной методике для каждой электрической машины. установленной на предприятии, можно рассчитать время между капитальным и текущим ремонтом и составить календарный график их проведения, согласовав его с графиком ремонта основного технологического оборудования. На базе графиков ремонта по отдельным участкам и цехам составляется сводный график ремонта электрических машин по предприятию в целом.
Пример. . Определить продолжительность ремонтного цикла и межремонтного периода для асинхронного рольгангового двигателя с коротко-замкнутым ротором типа АР, установленного на прокатном стане металлургического завода, имеющего трехсменный график работы (непрерывное производство) и коэффициент фактического спроса, равный 0,6.
По приложению 8 находим, что для горячих цехов T табл = 4 г.. t табл = 6 мес при К_с = 0,45. Далее определяем значение соответствующих коэффициентов: β_к = 1 (у двигателя отсутствует коллектор), β_р = 0,67 при К_см = 3, β_и = 0,7 (по табл. 5.1 для К_ф.с / К_с = 0,6/0,45 = 1,33), β_о = 0,85, β ′ _о = 0,7 (двигатель относится к основному оборудованию), β _с = 1 (установка стационарная). Тогда в соответствии с формулами (3.1) и (3.2) рассчитаем время между двумя капитальным T _пл и текущим t _пл ремонтом:
T _пл =4,0 • 1,0 • 0,67 • 0,7 • 0,85 • 1,0 = 1,6 г.;
t _пл =6,0 • 1,0 • 0,67 • 0,7 • 0,7 • 1,0 = 2 мес.
Срок 2 мес соответствует 0,167 г., поэтому между двумя капитальными ремонтами двигатель должен пройти 8 текущих ( T _пл / t _пл = 1,6/0,167 = 9, но поскольку очередной капитальный ремонт совпадает с текущим, то последний текущий ремонт заменяется на очередной капитальный).

13.3. Определение трудоемкости ремонта и численности ремонтного персонала

При организации электроремонтного производства следует учитывать размеры обслуживаемого района, расположение обслуживаемых объектов и величину их ремонтного фонда, а также возможность обеспечения электроремонтного предприятия электрической и тепловой энергией, водой, транспортом, квалифицированной рабочей силой и т. д. Помещения электроремонтных предприятий должны быть защищены от осадков и проникновения пыли.
При определении размера ремонтного предприятия следует иметь в виду не только объем парка обслуживаемого электрического оборудования, но и экономическую эффективность его работы. Исследования ряда авторов показали, что при увеличении числа условных ремонтных единиц до 5 тыс. происходит интенсивное снижение трудоемкости и себестоимости ремонта. При увеличении числа условных ремонтных единиц от 5 до 70 тыс. снижение трудоемкости и себестоимости происходит со средней интенсивностью, а в интервале 70. 200 тыс. трудоемкость и себестоимость ремонта уменьшаются незначительно. Поэтому максимальный объем электроремонтного производства, при котором обеспечивается минимальная себестоимость ремонта, находится в пределах 160. 180 тыс. условных ремонтных единиц. При большем числе электрических машин, обслуживаемых одним ремонтным предприятием, себестоимость ремонта снижаться не будет..
Особое внимание при организации электроремонтного производства следует уделять качеству ремонта, которое обеспечивало бы практически полное восстановление ресурса электрических машин и трансформаторов. Это в свою очередь требует применения достаточно дорогого специализированного оборудования, окупающегося при высокой его загрузке. Иначе говоря, для создания эффективного электроремонтного производства необходимо иметь достаточное количество ремонтируемого на нем оборудования.
Стоимость ремонта достигает в настоящее время 60. 80 % стоимости нового оборудования при практическом отсутствии дефицита последнего на рынке. Поэтому проводить некачественный ремонт не имеет никакого смысла. Если качественный ремонт невозможно обеспечить, то целесообразнее заменить вышедшее из строя оборудование на новое.
Для планирования производства и определения годовой программы ремонтного предприятия необходимо иметь сведения о количестве, мощности, режимах и условиях работы оборудования, которое установлено на обслуживаемых этим предприятием производствах. Следует учитывать также возможное развитие (расширение) обслуживаемых производств на срок 5. 7 лет.
Все электрические машины, находящиеся в эксплуатации, разделяются на группы в зависимости от типа (асинхронные, синхронные, постоянного тока), мощности (малой — до 1,1 кВт, средней — до 1,5. 400 кВт, большой — свыше 400 кВт), уровня напряжения (низковольтные — до 1 кВ, высоковольтные — свыше 1 кВ), конструктивного исполнения и длительности межремонтного периода. При наличии указанных сведений по номенклатуре электрических машин, подлежащих ремонту, годовая производительность электроремонтного предприятия в единицах продукции запишется в виде:

где К _p = 1,3. 1,6 — коэффициент, учитывающий развитие обслуживаемых производств и возможные случайные отказы; A₁ , A₂ , . A_n — количество электрических машин в каждой группе; T₁ , T₂ , . T_n — средняя длительность ремонтного цикла для каждой группы машин в годах (см. подразд. 13.2); t₁ , t₂ , . t_n — средняя длительность межремонтного периода для этих групп в годах. Если текущий ремонт проводится силами самого предприятия, на котором используются электрические машины, то из формулы (13.5) следует исключить вторую составляющую и определять годовую производительность только по капитальному ремонту.
Таким образом, число электрических машин ежегодно проходящих ремонт в каждой группе, имеет следующий вид:

Годовая трудоемкость работ по ремонту обслуживаемого парка электрических машин определяется по формуле (чел.-ч):

где M_i , m_i — среднее нормативное время капитального и текущего ремонта для каждой группы электрических машин.
Нормативное время ремонта зависит от типа электрической машины и ее конструктивного исполнения, частоты вращения, напряжения и вида ремонта. Ремонтные заводы электротехнической промышленности при организации ремонта пользуются специальными нормами трудоемкости, один из примеров которых приведен в табл. 13.1.
Для расчета норм трудоемкости ремонта других электрических машин вводятся дополнительные коэффициенты трудоемкости: K_n — для скоростей, отличных от 1500 об/мин, K_u — для машин с напряжением свыше 1000 В, K_t — для других типов машин (табл. 13.2).

Нормы трудоемкости ремонта низковольтных асинхронных двигателей
напряжением менее 1000 В с короткозамкнутой обмоткой ротора;
мощностью до 630 кВт и частотой вращения 1500 об/мин

Источник