Пн-Пт 08.00-19.00

150010 пр.Фрунзе,95, ЯО РФ

Школа электромонтажа

Вопрос:
Трансформатор ТМГ 400 10  Д/Y работает на холостом ходу, какая  должна быть температура масла?
Ответ:
  • Трансформатор ТМГ 400 10 Д/Y работает на холостом ходу, какая должна быть температура масла?
  • Температура масла на поверхности по показаниям термометра должна быть в районе 50 градусов по шкале С, в жаркую погоду температура может достигать 70 градусов.
Вопрос:
Что выбрать, сухой или масляный трансформатор?
Ответ:
Два типа трансформаторов. Существует два различных типа трансформаторов: изолируемые и охлаждаемые жидкостью,и не изолированные воздушным охлаждением . Для трансформаторов с жидким охлаждением может служить традиционное минеральное масло. Существуют трансформаторы с жидким диэлектриком использующие менее воспламеняемые жидкости, такие как углеводороды и силиконы с высокой температурой возгорания.Трансформаторы с жидким диэлектриком, как правило, более эффективны, чем сухие трансформаторы, и обычно имеют более долгий срок эксплуатации. Жидкость более эффективна в качестве охлаждающего агента для снижения температуры в обмотках. Трансформаторы с жидким диэлектриком лучше справляются с перегрузками. Недостатки жидкого охлаждения.Например, для трансформаторов с жидким диэлектриком важную роль играют вопросы предотвращения возгорания, поскольку они используют легко воспламеняющийся жидкий хладагент. (Сухие трансформаторы тоже способны возгораться.) Существует даже возможность взрыва для неверно спроектированных трансформаторов с жидким диэлектриком. В зависимости от применения, трансформаторы с жидким диэлектриком могут потребовать установку изолирующего приямка для защиты от возможных протечек жидкости.Как правило, при выборе типа трансформатора, решение о выборе сухого трансформатора или трансформатора с жидким диэлектриком, связано с ожидаемой мощностью. При мощности менее 500 кВА используются сухие трансформаторы, а при мощности, превышающей 2.5 МВА, предпочтение отдается трансформаторам с жидким диэлектриком.Важным фактором, определяющим тип трансформатора, служит и то, где он будет установлен - внутри офисного здания, или снаружи, для обслуживания промышленной нагрузки.Сухие трансформаторы с мощностью, превышающей 5 МВА, доступны, но подавляющее большинство трансформаторов большой мощности являются трансформаторами с жидким диэлектриком. Для применений на улице, доминирующим выбором являются трансформаторы с жидким диэлектриком.Таблица. Сравнение потерь: масляные и сухие трансформаторы
Потери масляных трансформаторов  Потери сухих трансформаторов
Киловольт-амперПоловина нагрузки(W)Полная нагрузка (W)Киловольт-амперПоловина нагрузки (W)Полная нагрузка (W)
50024654930500500010000
75039507900750750015000
1000436087201000820016400
150069401388015001125022500
200081551631020001320026400

 
Решение о приобретение трансформаторов, когда оценка трансформатора и решение о покупке принимаются не заказчиком, часто основано исключительно на величине цены закупки (без учета долгосрочных экономических соображений). Это происходит, как правило, тогда, когда решение о покупки принимает подрядчик, основываясь на росте температуры и низкой закупочной цене для коммерческих и промышленных потребителей, приобретая трансформаторы сухого типа, монтируемые на специальном возвышении. Эти подрядчики могут не быть заинтересованы в учете любых экономических факторов помимо закупочной стоимости трансформатора. Озабоченность потребителей в связи с более высокими закупочными ценами препятствует тому, чтобы поставщики и подрядчики предлагали или рекомендовали хотя и более дорогие, но при этом более эффективные варианты потребителю, который явным образом не требует таких вариантов.
При приобретении трансформаторов на основе низкой закупочной цены,  трансформаторы сухого типа обычно имеют значительно более высокие операционные потери, чем более эффективные трансформаторы с жидким диэлектриком. По этой причине основные предприятия редко приобретают трансформаторы сухого типа. Так как изолирующая система сухих трансформаторов не обладает дополнительными охлаждающими и изолирующими свойствами промасленной бумаги, то при одних и тех же электрических характеристиках сухие трансформаторы имеют тенденцию к более высоким затратам, большим размерам, и более высоким потерям, чем аналогичные по свойствам трансформаторы с жидким диэлектриком. 

Дополнительная стоимость потерь трансформатора.
Дополнительная стоимость потерь трансформатора, это энергия,  потребляемая системами охлаждения. Потребление энергии трансформаторами является не только энергетическим фактором. Потери трансформатора рассеиваются в виде тепла, которое требуется удалять из среды с контролируемой температурой при помощи систем вентиляции и кондиционирования воздуха.

Продолжительность эксплуатации трансформатора.
Типичный срок эксплуатации трансформатора сухого типа: 15-25 лет.
Типичный срок эксплуатации трансформатора с жидким диэлектриком: 25-35 лет.
Возраст трансформатора, снятого с работы по различным причинам варьируется от 14 до 35 лет. Средний возраст - 25 лет. Однако средняя продолжительность эксплуатации трансформаторов с жидким диэлектриком составляет 30 лет и более.
Поскольку трансформаторы с жидким диэлектриком служат дольше чем трансформаторы сухого типа, они дают экономию материальных и трудовых затрат для замены и эксплуатации, так как их приходится реже заменять.

Удобство обслуживания
Рекомендуемое ежегодное обслуживание типичного трансформатора сухого типа заключается в осмотре, инфракрасном обследовании болтовых соединений, и чистке пылесосом решеток и обмоток для поддержания адекватного охлаждения и для предотвращения накопления воспламеняющегося материала.
Очистка решеток и обмотки может потребовать нежелательного отключения трансформатора, из-за чего часто отказываются от чистки. Пропуск чистки приводит к уменьшению потока воздуха, в результате чего снижается эффективность трансформатора, и повышается опасность возгорания.
Профилактическое обслуживание трансформатора с жидким диэлектриком может включать в себя забор и анализ образцов масла. Анализ масла обеспечивает очень точную оценку состояния трансформатора - что невозможно в случае трансформаторов сухого типа. Пропуск профилактического обслуживания не снижает эффективность трансформатора, и не создает опасности пожара.
Менее подверженные возгоранию трансформаторы с жидким диэлектриком предоставляют наилучшую возможность для обеспечения максимальной эффективности при минимальном обслуживании. Кроме того, они предоставляют лучшие возможности для диагностики с целью ремонта и последующего использования, вместо неожиданных отказов.

Вывод
Использование трансформаторов с жидким диэлектриком для коммерческих и промышленных предприятий является современной практикой строительства. Трансформаторы сухого типа являются стандартным решением для предоставления энергии в таких конструкциях. Оценка общих затрат владения как трансформаторов сухого типа, так и для трансформаторов с жидким диэлектриком может показать наименьшие общие затраты владения и обосновать выбор установки реже возгорающихся трансформаторов с жидким диэлектриком.

Ответ:
Преимущества шинопроводных систем перед кабельными разводками

Шинопроводные системы имеют компактную конструкцию. Компактность конструкции обеспечивается расположением надежно изолированных и плотно сжатых плоских проводников внутри кожуха. Шинные системы требуют меньше места, чем кабельные системы, в особенности при нагрузках в несколько сотен или тысяч ампер.

Плотно сжатые шины, заключенные в металлический корпус с хорошо развитой поверхностью, способны хорошо отводить выработанное тепло на стенки кожуха и от него в окружающую среду. Охлаждение лучше, чем в кабельных системах.

Модульная конструкция шинных систем позволяет применять ее в зданиях или сооружениях любого типа и любой конфигурации, но в отличие от кабельных, шинные системы можно легко изменять, дополнять или переносить в другое помещение, здание и устанавливать заново без особых капитальных затрат. Модульная конструкция шинных систем отличается гибкостью и мобильностью.

Шинные системы отличаются современным и эстетичным внешним видом.

Шинные системы не горючи, не являются огнепроводными и не выделяют при пожаре вредные газы (галоген, и т.п.). Кабельные системы могут возгораться и содействовать распространению пожара в зданиях.

Шинные системы не имеют эффекта образования тяги при возгораниях благодаря компактности конструкции, либо - вмонтированным внутренним противопожарным перемычкам, что особенно необходимо в высотных зданиях и торговых центрах.

Монтажная готовность шинных систем значительно выше, чем у кабельных систем. Это обеспечивает значительно более низкую стоимость монтажа и меньшее время использования рабочей шины на монтаже.

На стадии проектирования здания с использованием шинных систем:

а) Уменьшается количество кабельных лотков,

б) Уменьшается число распределительных щитов, становится возможным подключение нагрузок (от механизмов, на этажах, и т.д.) Напрямую от ответвительных коробок,

в) Уменьшаются размеры главных распределительных щитов,

г) Уменьшается число автоматических выключателей,

д) Исключаются многие аксессуары, используемые для кабельных систем,

е) Упрощается разработка и сокращается время разработки проекта.

ж) Автоматизированный дополнительный дизайн-проект, кроме наглядности, уточняет состав элементов системы и спецификацию проекта.

Жесткая конструкция элементов системы обеспечивает повышенную устойчивость к воздействию короткого замыкания по сравнению с кабельными системами (например, для шины 3000А: 264 кА амплитудное и 120 кА термическое значение тока К.З.).

Минимальное расстояние между осями проводников, снижает индуктивное сопротивления, а плоская, относительно тонкая шина, способствует оптимальному распределению плотности тока в ней (эффект вытеснения при больших нагрузках тока к поверхности, столь присущий кабельным системам, минимален), что снижает активное сопротивление. В результате низких значений сопротивлений и импеданса, потеря напряжения при одной и той же длине в шинных системах значительно ниже, чем в кабельных системах.

Низкие значения сопротивлений в шинных системах способствуют снижению потерь активной энергии и ограничивают рост реактивной энергии в эксплуатации, по сравнению с кабельными системами.

Компактность конструкции и стальной кожух обеспечивают значительно более низкое электромагнитное поле вокруг шинной системы по сравнению c кабельной. Шинные системы высокой нагрузки (4000А - 5000А) могут быть благополучно установлены вблизи информационных кабелей и не создавать электромагнитных помех в информационной системе.

Как правило, при особенно высокой силе тока используются несколько кабелей для одного фазового соединения, где кабели могут отличаться как по длине, так и по месту расположения и присоединения. Шинные системы исключают разницу в длине между прводниками, имеют точные параметры активного и индуктивного сопротивления и обеспечивают равную, в максимально возможной степени, нагрузку на каждой фазе. Кабельные системы не могут быть строго параметрированы.

С шинной системой электроэнергия легко, экономично и безопасно распределяется на линии при помощи ответвительных коробок, в местах, где это необходимо. Расположение данных ответвительных коробок можно легко и безопасно изменять при необходимости в дальнейшем. Кроме того, всегда имеется возможность увеличения числа ответвительных коробок.

Шинные системы состоят из полностью сертифицированных стандартных элементов, где все предусмотрено для исключения ошибок людей. К примеру, ответвительные коробки или вилки являются испытанными и сертифицированными частями шинной системы и соответствуют всем требованиям безопасности. Надежность присоединения всех ответвительных коробок стандартизирована и не зависит от монтажа. Безопасность соединений кабельных систем зависит от опыта монтажника.

Шинные системы не могут быть повреждены различными грызунами, чему препятствует стальной кожух, в отличие от не защищенных кабельных систем.

ВЫВОД: Учитывая вышеперечисленные факты, шинопроводы имеют значительные преимущества перед кабелями, такие как: улучшенные электрические характеристики, упрощенные и, вместе с тем, надежные схемы распределения электроэнергии, минимальные пространственные объемы, быстроту установки и снижение расходов времени на монтаже, гибкость и трансформируемость системы, различные виды высокой степени защиты, легкость в обслуживании и экономию электроэнергии в эксплуатации.

При сравнении полной сметной стоимости системы электроснабжения с кабельной разводкой и с применением шинопровода одного и того же потребителя, стоимость монтажа и материалов шинопроводной системы не только не превышает стоимость кабельной разводки, но в ряде случаев гораздо ниже, а учитывая фактор времени, шинопроводы просто незаменимы.
Ответ:
Установка и подключение электросчетчиков

Требования к помещению, где устанавливается электросчетчик

На точность показаний счетчика, как и любого измерительного прибора, оказывают влияние факторы внешней среды (температура, влажность и химический состав воздуха, вибрации и т. п.). Поэтому место размещения счетчика должно удовлетворять ряду требований.

Помещение, где устанавливается счетчик, должно быть сухим, отапливаемым, температура в нем не должна превышать +40° С, воздух не должен содержать агрессивных примесей.

Размещение счетчиков в неотапливаемых помещениях

Допускается размещение счетчиков в неотапливаемых помещениях, в коридорах РУ, а также в ячейках и шкафах наружной установки. Однако при этом должно быть предусмотрено их стационарное утепление С этой целью счетчики помещают в шкафы или закрывают колпаками, снабженными обогревателями.

Особо тщательно необходимо следить за температурой воздуха для счетчиков, предназначенных для учета выработанной электроэнергии. Температура воздуха в помещении должна быть в пределах 15 - 25° С и контролируется по термометру. При отсутствии таких помещений счетчики размещаются в шкафах, где поддерживается указанная температура. Требование об утеплении не распространяется на счетчики, специально предназначенные для работы при отрицательных температурах.

Требования к конструкциям для монтажа электросчетчика

Счетчики устанавливаются в шкафах, на панелях, в камерах комплектных РУ, на стенах, в нишах. Конструкция, на которых устанавливаются счетчики, должна быть достаточно жесткой, т. е. не подверженной вибрации, деформациям и смещениям.

Допускается крепление счетчиков на деревянных, пластмассовых или металлических щитах. Высота установки 0,8 - 1,7 м (до зажимной коробки). Допускается устанавливать счетчик и па меньшей высоте, но не ниже 0,4 м. Плоскость, на которой крепится счетчик, должна быть строго вертикальной.

Конструкция и размеры шкафов, ниш, щитков должны обеспечить удобство обслуживания счетчиков — нестесненные условия работы по их замене, доступ к зажимной коробке с лицевой стороны.

При размещении панелей со счетчиками на стене панели устанавливаются с зазором не менее 150 мм.

Не рекомендуется размещать счетчики на дверцах ячеек КСО и т. п. Практика показала, что в этих случаях имели место повреждения счетчиков из-за сотрясений при работе выключателей.

Крепление электросчетчика

Крепление счетчика выполняется таким образом, чтобы его можно было снимать и устанавливать с лицевой стороны плоскости. Для этого целесообразно применять специальные поворачивающиеся установочные скобы или делать гнезда с резьбой под крепежные болты.

В местах, где имеется опасность механических повреждений счетчиков или их загрязнения, или в местах, доступных для посторонних лиц (проходы, лестничные клетки и т. д.), для счетчиков должен предусматриваться запирающийся шкаф с окошком на уровне циферблата. Аналогичные шкафы должны также устанавливаться для совместного размещения счетчиков и трансформаторов тока при выполнении учета на стороне низшего напряжения (на вводе у потребителя).

Трансформаторы тока крепятся таким образом, чтобы их паспортные таблички находились с лицевой стороны. При расположении трансформаторов тока под счетчиком возникает опасность электротравмы обслуживающего персонала из-за падения инструмента. Поэтому между счетчиком и трансформаторами тока целесообразно устанавливать горизонтальную изолирующую перегородку.

Соединение счетчиков с измерительными трансформаторами

Ряд технических требований, которые должны быть полностью соблюдены, предъявляются к вторичным цепям. Счетчики соединяются с измерительными трансформаторами проводами марок ПВ, АПВ, ЛПРВ, ПР, ЛПР, ПРТО и др.; кабелями марок АВВГ, АВРГ, ВРГ, СРГ, АСРГ, ПРГ, и др.

Минимальное сечение проводника ограничено условием механической прочности, максимальное не должно превышать 10 мм2. Если же по условию потери напряжения необходим проводник большего сечения, то для его подсоединения должны быть напаяны наконечники или использованы специальные переходные зажимы.

Эксплуатационное обслуживание счетчиков включает такие работы, как проверка правильности включения, поверки образцовыми приборами, замена счетчиков. Обычно токовые цени счетчиков включаются через переходные зажимы. Необходимо, чтобы конструкция переходных зажимов обеспечивала удобное выполнение этих работ. Переходные зажимы должны быть приспособлены для закорачивания токовых цепей, отключения цепей тока и напряжения в каждой фазе, подключения приборов без отсоединения проводов.

Для цепей учета выделяется самостоятельный ряд зажимов пли отдельная секция в общем ряду зажимов. Если же расчетный учет электроэнергии осуществляется на подстанции потребителя, то применение промежуточных оборок зажимов не рекомендуется или же они закрываются кожухом и пломбируются. Что касается счетчиков в сетях напряжением до 0,4 кВ, то здесь работы по их установке и замене могут выполняться только при снятии напряжения со всех фаз путем отключения установки коммутационным аппаратом или снятия предохранителей. Коммутационный аппарат или предохранители должны находиться не далее 10 м от счетчика.

В силовой цепи трансформаторы тока этих счетчиков устанавливаются после коммутационных аппаратов по направлению потока мощности. При положительном направлении мощности они устанавливаются между коммутационным аппаратом и линией, а при отрицательном — между коммутационным аппаратом и сборными шинами. Такое расположение позволяет в случае необходимости наиболее просто снять напряжение со счетчика и всех его цепей.

Весьма эффективно применение специальной переходной коробки, конструкция которой разработана в Мосэнерго. Коробка, установленная непосредственно под счетчиком, имеет зажимы для закорачивания обмоток трансформаторов тока и отсоединения цепей напряжения при отключении счетчиков для их замены и проверки. Это позволяет все работы со счетчиком производить без нарушения электроснабжения потребителей.

Хранение электросчетчиков

Хранить счетчики следует в отапливаемом помещении с относительной влажностью не более 80%. Счетчики хранятся в индивидуальной упаковке на стеллажах или полках не более чем в десять рядов по высоте.

Порядок установки электросчетчика

Перед установкой счетчика необходимо составить монтажную схему или внести необходимые изменения во вторичные цепи данного присоединения. Подготовленный к установке счетчик подвергается внешнему осмотру. Счетчик очищается от грязи и пыли; проверяется пригодность счетчика по его типу и технической характеристике; проверяется наличие пломб государственной поверки на винтах, крепящих кожух.

На пломбах обозначаются год и квартал государственной поверки, а также клеймо государственного поверителя. На устанавливаемых трехфазных счетчиках должны быть пломбы государственной поверки с давностью не более 12 мес; проверяется целость кожуха и стекла, наличие всех винтов в зажимной коробке, наличие крепежных винтов с отверстиями для пломбирования в крышке зажимной коробки, наличие схемы на ее внутренней стороне.

Счетчик, как и любой измерительный прибор, следует оберегать от ударов и сотрясений. Они могут вызвать повреждение опор, искривление оси и, как следствие, увеличенне погрешности и даже затирание подвижной части. Поэтому транспортировать счетчики следует только в специальной упаковке. Ящик для перевозки должен иметь гнезда с мягкой обивкой и надежно закрепляться в салоне автомобиля.

После перевозки счетчика рекомендуется убедиться в отсутствии затирания подвижной части. Для этого счетчик, держа в руках, поворачивают вокруг оси и наблюдают при этом движение диска. Крепить счетчик следует тремя винтами, предварительно разметив отверстия под них согласно установочным размерам. После установки необходимо убедиться в строго вертикальном положении счетчика.

Присоединяя провода к зажимам счетчика, целесообразно оставить запас 60 - 70 мм. Это позволит делать замеры электроизмерительными клещами и пересоединения, если схема собрана неправильно. На конец провода надевается маркировочная бирка.

Каждый провод зажимается в буксе зажимной коробки двумя винтами. Сначала затягивают верхний винт. Легким подергиванием провода убеждаются в том, что он зажат. Затем затягивают нижний винт. Если монтаж ведется многожильным проводом, то его концы облуживают.

Монтаж электросчетчиков непосредственного включения

Некоторые правила необходимо соблюдать при монтаже счетчиков непосредственного включения. Если номинальный ток счетчика 20 А и выше, то подсоединяемые провода для обеспечения надежности контакта снабжают наконечниками. Провод припаивается к наконечнику достаточно мощным паяльником.

При монтаже электропроводки для присоединения счетчиков непосредственного включения около счетчиков необходимо оставлять концы проводов длиной не менее 120 мм.

Изоляция или оболочка нулевого провода на длине 100 мм перед счетчиком должна иметь отличительную окраску. При подключении к счетчику алюминиевых проводов необходимо соблюдать следующие правила: контактная поверхность проводника зачищается стальной щеткой или напильником и покрывается слоем нейтрального технического вазелина.

Перед подключением с проводника удаляется загрязненный вазелин и сейчас же вместо него снова наносится тонкий слой вазелина; затяжка винтов производится в два приема. Сначала без рывков производят затяжку с максимально допустимым усилием, затем затяжка сильно ослабляется (по не полностью), после чего производят вторичную, окончательную, затяжку с нормальным усилием; цепи учета обслуживаются только закрепленным за ними персоналом.

Чтобы закрыть к ним доступ остальных - лиц, цепи учета пломбируют. Пломбированию подлежат зажимная коробка счетчика и его сборка зажимов, переходная коробка или испытательный блок. Если энергоснабжающая организация устанавливает расчетный счетчик на подстанции потребителя, то пломбируются также камера трансформатора напряжения, рукоятка привода разъединителя и сборка зажимов.
Ответ:
Защитные покрытия и смазки для электрических контактов

Коррозия металлов в электрическом контакте представляет сложный процесс, в котором сочетаются чисто химические взаимодействия металлов с окружающей средой и с электрохимическими явлениями, возникающими в зоне соприкосновения между собой разнородных металлов. Для защиты от коррозии металлические детали электрических контактов изготавливают со специальными неметаллическими или с металлическими антикоррозийными защитными покрытиями.

Электрические контакты в закрытых электроустановках с нормальной окружающей средой обычно выполняют без специальных защитных покрытий.

Защитными покрытиями от коррозии в этих условиях являются пленки окислов, естественно образующиеся на поверхностях соединяемых проводников в результате .воздействия на них кислорода воздуха.

В закрытых электроустановках с агрессивной окружающей средой в зависимости от степени агрессивности и влажности, а также в наружных установках детали электрических контактов покрывают специальными неметаллическими или металлическими защитными пленками.

Неметаллические антикоррозийные покрытия

защита электрических контактов от коррозииК неметаллическим антикоррозийным защитным покрытиям относятся тонкие пленки окислов на поверхностях соединительных деталей, образуемые на них искусственно, путем химического воздействия на металлы различных химических реактивов. Создание таких пленок осуществляют способом пассивирования, оксидирования и воронения.

Пассивирование и оксидирование стальных, медных и алюминиевых деталей контактов осуществляют обработкой их в водных растворах щелочей и солей или погружением деталей в концентрированные растворы кислот, например азотной или хромовой.

Растворы помещают в специальные стационарные стальные ванны, в которые загружают обрабатываемые детали, подвешивая их на штангах-держателях. Процесс обработки деталей происходит с подогревом растворов до температуры 50 - 150° С и продолжается 30 - 90 мин с выделением вредных испарений. Вследствие этого ванны оснащают подогревателями и вентиляционными устройствами.

Воронение применяют в основном для обработки стальных деталей контактов (болтов, гаек и шайб). Для этого детали нагревают в печах или горнах до синего каления и в нагретом состоянии погружают на 1 - 2 мин в ванну, наполненную олифой. Затем детали вынимают из ванны и выкладывают на решетку, давая стечь с них излишкам масла, а также для просушки и остывания.

Металлические антикоррозийные покрытия

К металлическим антикоррозийным защитным покрытиям относятся покрытия контактных поверхностей соединительных деталей тонким слоем другого металла, например кадмия, меди, никеля, олова, серебра, хрома, цинка и др. Нанесение металлических защитных покрытий осуществляют гальваническим, металлизационным или горячим способами.

Гальванический — это электролитический способ осаждения слоя другого металла на поверхности стальных и медных деталей электрических контактов. Его осуществляют в гальванических электролизных ваннах, наполненных электролитом, при прохождении через него постоянного тока, получаемого от выпрямителей при напряжениях 6, 9, 12 В.

Электролитом являются водные растворы или расплавленные соли металлов. В зависимости от состава электролита электролитическим способом осуществляют кадмирование, меднение, никелирование, оловянирование или лужение, серебрение, хромирование и цинкование деталей.

Процесс электролиза сопровождается выделением вредных газов и испарений, поэтому помещения с электролизными ваннами оборудуются приточно-вытяжной вентиляцией.

По окончании электролитического процесса детали переносят в промывочные ванны с горячей и холодной водой и после тщательной промывки высушивают сжатым воздухом.


гальваника
Гальваническая электролизная ванна

Металлизация — способ нанесения на поверхности контактных детален тонкого слоя предварительно расплавленного другого металла путем распыления его струей сжатого воздуха.

Для металлизации применяют кадмий, медь, никель, олово и цинк. Предварительное расплавление металлов производят в тиглях или в пламени горючего газа или электрической дуги специальных аппаратов, а нанесение их на детали — распылением при помощи специальных пульверизаторов.

Нанесение покрытий горячим способом осуществляют погружением контактных деталей в ванну с расплавленным металлом, имеющим невысокую температуру плавления, например кадмием, оловом и его сплавами, свинцом, цинком и различными припоями. Предварительное расплавление металлов производят в электротиглях пли в пламени газовых аппаратов и паяльных ламп.

Особенно широко этот способ применяется в монтажных условиях для лужения медных и стальных контактных поверхностей и деталей различными припоями. Для этого обработанные контактные поверхности, предварительно смазанные раствором хлорного цинка (паяльной кислоты), погружают в ванну с расплавленным припоем, затем быстро вынимают из ванны, промывают в воде и протирают сухой тряпкой.

Лужение контактных поверхностей можно также выполнять путем нанесения на них расплавленного в пламени газовой горелки или паяльной лампы тонкого слоя припоя вручную с применением бескислотных флюсов. Качество нанесенных защитных покрытий зависит от предварительной и последующей обработок контактных деталей. Основным условием получения прочных и беспористых защитных покрытий является чистота поверхности покрываемого металла.

Способы очистки электрических контактов

Предварительную очистку контактных поверхностей и деталей осуществляют в зависимости от степени загрязнения и производственных возможностей способами механической, химической или электрохимической обработки.

Механический способ очистки электрических контактов заключается в обработке поверхностей на абразивных станках металлическими щетками, пескоструйной очисткой или ручной обработкой. Мелкие детали (шайбы и гайки) обычно обрабатывают во вращающихся галтовочных барабанах с применением абразивных и наждачных порошков.

После механической очистки контактные поверхности и детали подвергают обезжириванию, т. е. удаляют с них имеющиеся жировые и другие загрязнения.

Обезжиривание производят химическим путем, промывая детали бензином, керосином, бензолом и другими органическими растворителями или травлением их в растворах кислот, кислых солей и щелочей. Промывка и травление деталей выполняется в специальных ваннах и аппаратах.

Процесс химической очистки продолжается от 5 до 90 мин, при этом для травления применяются растворы, подогретые до 70 - 95° С. Травленые детали подвергают промывке от остатков растворов сначала в горячей, а затем в холодной соде и высушивают.

Тщательная и качественная предварительная очистка и обезжиривание контактных деталей при последующем нанесении на них антикоррозийных защитных покрытий обеспечивают плотное сцепление пленок с основным металлом и исключают образование на них дефектных отслоений.

Металлические защитные покрытия контактных поверхностей наносят также способом плакирования, путем горячего проката пакета, представляющего плиту основного металла, например алюминия, с наложенными на нее с одной или двух сторон тонкими листами другого металла, например меди.

На медные разъемные соединительные детали рекомендуется наносить кадмиевые или оловянисто-цинковые защитные покрытия, стальные детали цинковать, кадмировать, меднить, лудить или воронить, а алюминиевые контактные поверхности плакировать или армировать медью.

Подавляющее большинство принятых способов нанесения на металлы защитных покрытий, особенно металлических, требуют для осуществления их специального и сложного стационарного технологического оборудования.


Защитные покрытия и смазки для электрических контактов
Распределительное устройство трансформаторной подстанции
Защитные смазки
В разъемных соединениях алюминиевых проводников с алюминиевыми, медными и стальными выводами электрооборудования контактные алюминиевые поверхности вследствие активного окисления их подвергаются дополнительной подготовке непосредственно перед присоединением.

Эта подготовка заключается в механической обработке и зачистке контактной алюминиевой поверхности от окисной пленки. Зачистку поверхности при этом производят под слоем технического вазелина с последующим нанесением на обработанную поверхность защитной смазки или пасты, препятствующих окислению металла.

Смазки и пасты должны иметь высокую липкость (адгезию) и наноситься на поверхность тонким слоем, обладать эластичностью и не растрескиваться от колебания температуры в пределах от —60 до +150° С. Они должны иметь высокую температуру каплепадения в пределах 120 - 150° С, быть химически стабильными, исключающими перерождение смазки или пасты, влагонепроницаемыми и стойкими к воздействиям кислот и щелочей. Нарушение покрытия хотя бы в одном месте приводит к образованию коррозии металла, которая имеет тенденцию к вгрызанию в металл.

Кроме того, в месте контакта смазки и пасты должны обеспечивать разрушение химическим путем оксидной пленки и в течение длительного времени не допускать возникновения ее вновь.

Вазелин технический - углеводородная низкоплавкая смазка в виде однородной мази, без комков, светло или темно-коричневого цвета. Температура каплепадения не ниже 54 оС.

Технический вазелин применяется для защиты металлических деталей от коррозии. При повышении температуры свыше +45° С не обеспечивает удержания достаточного количества смазки в контакте соединения. Обладает повышенной нейтральностью к образовавшейся оксидной пленке. В электромонтажном производстве технический вазелин широко применяется в качестве защитной смазки от коррозии во всех случаях, где это необходимо.

Защитные цинко-вазелиновая и кварце-вазелиновая пасты представляют собой смесь технического вазелина (50%) с порошком цинка или кварцевого песка (50%). Пасты обладают способностью разрушать оксидную пленку при сборке контактов при помощи введенных в технический вазелин тонко раздробленных твердых наполнителей (порошок цинка или песка).
Ответ:
Соединение и оконцевание силовых кабелей


Для соединения и оконцевания силовых кабелей, а также для их присоединения к электрооборудованию применяют кабельные муфты и специальные разделки.

Для обеспечения требований, предъявляемых к качеству соединительных муфт, к монтажу муфт допускаются электромонтажники, имеющие высокую квалификацию (не ниже четвёртого разряда) и прошедшие специальные курсы. Монтажники должны иметь удостоверения на право производства монтажа муфт соответствующей категории. Удостоверение продлевается с прохождением инструктажа через каждые три года.

Способы соединения кабелей

Соединение силовых кабелей выполняют таким образом, чтобы переходное сопротивление не превышало сопротивления целого участка жилы, а электрическая прочность изоляции в месте соединения была такой же, как и остальной части.

Место соединения надежно защищается от проникновения влаги и механических повреждений. Кабели с бумажной изоляцией соединяют в муфтах, а места соединений шланговых кабелей вулканизируют горячим способом и покрывают лаком.

Соединение и оконцевание силовых кабелей. Место соединения или ответвления кабеля напряжением до 1 кВ, прокладываемого в земле, заключают в чугунную муфту, заливаемую битумной или стелопластика.

Соединительные муфты для кабелей 20 и 35 кВ выполняют однофазными в корпусах из латуни.

При вертикальной и крутонаклонной прокладке с разностью уровней более 15 м на кабеле с бумажной пропитанной изоляцией в месте соединения устанавливают стопорную муфту. Эти муфты секционируют участки и препятствуют перетеканию пропиточной массы по кабелю.

Кабели напряжением до 10 кВ включительно могут соединяться в муфтах из эпоксидного компаунда. Корпус такой муфты и распорки изготовляют на заводах.

Для соединения и ответвления кабелей напряжением до 1 кВ могут применяться муфты без корпусов заводского изготовления. В этом случае компаунд заливают в съемные формы из металла или пластмассы.

Для кабелей с пластмассовой изоляцией пригодны эпоксидные муфты, аналогичные по конструкции муфтам для кабелей с бумажно-масляной изоляцией.

В сухих помещениях кабель оконцовывают воронками и сухими заделками из поливинилхлоридных лент и «перчатки» из свинца и резины. На открытом воздухе и во всех помещениях, кроме сухих, применяют концевые кабельные муфты. Изоляция жил над воронкой или муфтой усиливается покровами из лент, трубками или лаком.

Стальные воронки в сухих помещениях оконцовывают кабели с бумажно-масляной изоляцией напряжением до 10 кВ. При напряжении выше 1 кВ воронки выполняют с фарфоровыми втулками.

Во внутренних и в наружных установках при полной защите от осадков, запыления и солнечных лучей можно устанавливать заделки из эпоксидного компаунда. Их рекомендуют применять в электроустановках до 10 кВ.

Во внутренних установках до 10 кВ можно выполнять концевые заделки в свинцовых перчатках, а до 6 кВ, кроме того, - в резиновых перчатках.

Свицовые перчатки прочнее и надежнее в эксплуатации, но дороже и сложнее в изготовлении и монтаже. Они удобны в качестве нижней заделки при разных уровнях концов кабеля. Резиновые перчатки не допускаются при разности уровней 10 м и более.

В верхней точке кабеля при разных уровнях его концов на горизонтальных участках часто используют сухие заделки из поливинилхлоридной («винилитовой») ленты. Они могут устанавливаться в помещениях с температурой до 400оС. Эти заделки обладают высокой химической стойкостью, сравнительно просты в эксплуатации и изготовлении, а также наиболее дешевы.

Металлические кабельные муфты на напряжение до 10 кВ для наружной установки имеют вертикальные или наклонные выводы. Концевые муфты для кабелей 20 и 35 кВ выполняют однофазными. Корпус муфты отлит из чугуна или алюминиевого сплава. К нему прикреплены проходные фарфоровые изоляторы, стержни которых внутри муфты соединены с наконечниками жил кабеля.

Использование термоусаживаемых муфт для соединения кабелей

Соединение и оконцевание силовых кабелейВажное значение для качества монтажа муфт имеют надёжное предохранение от попадания к них влаги и грязи, а также подготовка рабочего места. При монтаже муфт на открытом воздухе при любых условиях, а внутри помещений в тех случаях, когда в муфты могут во время монтажа попасть влага, пыль и грязь, монтаж их ведется в брезентовой палатке. Для уменьшения влияния на качество муфт перечисленных факторов и для повышения качества соединении разрабатываются и применяются новые материалы и конструкции.

В последние годы в мировой практике монтажа широкое распространение получили термоусаживаемые материалы, получаемые из обычных термопластов путём их радиационной, радиационно-химичсской, химической и другой обработки.

В процессе обработки происходит поперечная «сшивка» линейной структуры молекул с образованием между ними упругих поперечных связей. В результате полимер приобретает улучшенные механические характеристики, повышенную тсрмоатмосферную и коррозионную стойкость, долговечность.

Главное достоинство термоусаживаемых муфт - «память формы», то есть способность изделий из термоусаживаемых материалов, предварительно растянутых в нагретом состоянии и охлаждённых до температуры окружающей среды, сохранять практически неограниченное время растянутую форму, а при повторном нагреве до 120-150°С возвращаться к первоначальной форме.

Это свойство позволяет не ограничивать монтажные допуски, что значительно упрощает сборочно-монгажные работы и сокращает их трудоёмкость.

Изделия, служащие для герметизации и уплотнения, внутри имеют подслой, который плавится при нагреве (усадке) растянутого изделия и силой усадки вдавливается во все неровности уплотняемого изделия. При остывании герметизирующий подслой затвердевает, в результате чего происходит надёжное склеивание и герметизация изделий.

При монтаже, соединении и оконцевании силовых кабелей применяются также различные термоусаживаемые трубки, манжеты, что облегчает и упрощает монтаж муфт. Широкий диапазон термоусаживаемости отдельных частей позволяет использовать один типоразмер муфты для нескольких типов кабелей и сечения жил, что в свою очередь значительно сокращает потребность в запасных муфтах, находящихся на хранении.
Ответ:
Приемно-сдаточная документация при монтаже оборудования для электроснабжения

При приемке-сдаче монтажных работ для электроснабжения оформляется документация отдельно на основные элементы линии электропередач на воздушные, воздушно кабельные, кабельные линии и трансформаторные подстанции.

При приемке в эксплуатацию вновь сооруженной ВЛ сдающей организацией передается эксплуатирующей организации:

проект линии с расчетами и изменениями, внесенными в процессе строительства и согласованными с проектной организацией;
исполнительную схему сети с указанием на ней сечений проводов и их марок, защитных заземлений, средств грозозащиты, типов опор и др.;
акты осмотра выполненных переходов и пересечений, составленные вместе с представителями заинтересованных организаций;
акты на скрытые работы по устройству заземлений и заглублений опор;
описание конструкций заземлений и протоколы измерений сопротивлений заземлений;
паспорт линии, составленный по установленной форме;
инвентарная опись вспомогательных сооружений линий, сдаваемого аварийного запаса материалов и оборудования;
протокол контрольной проверки стрел провеса и габаритов ВЛ в пролетах и пересечениях.
Перед приемкой в эксплуатацию вновь сооруженной или вышедшей из капитального ремонта ВЛ проверяют техническое состояние линии и соответствие ее проекту, равномерность распределения нагрузки по фазам, заземляющие и грозозащитные устройства, стрелы провеса и вертикальное расстояние от низшей точки провода в пролетах и пересечениях до земли.

На опорах ВЛ должны быть нанесены обозначения, предусмотренные ПТЭ (N опоры, год ввода ВЛ ). На первой опоре от источника указывается наименование ВЛ.

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

проекта линии со всеми согласованиями, перечнем отклонений от проекта;
исполнительного чертежа трассы и муфт с их координатами;
кабельного журнала;
актов на скрытые работы, актов на пересечения и сближения кабелей со всеми подземными коммуникациями, актов на монтаж кабельных муфт;
актов приемки траншей, каналов, туннелей, блоков коллекторов и т.п. под монтаж кабелей;
актов о состоянии концевых заделок на барабанах;
протоколов заводских испытаний кабелей;
монтажных чертежей с указанием исполнительных отметок уровня концевых разделок.
Открыто проложенные кабели, а также все кабельные муфты должны быть снабжены бирками с обозначением:

протоколов осмотра и проверки изоляции кабелей на барабанах перед прокладкой;
протокол испытаний кабельной линии после прокладки;
актов об осуществлении антикоррозийных мероприятий и защиты от блуждающих токов;
протоколов грунтов трассы кабельной линии;
паспорта кабельной линии составленного по установленной форме.
Кабельную линию в эксплуатацию принимает специальная комиссия. Определяют целостность кабеля и фазировку его жил, активное сопротивление жил кабеля и рабочих емкостей; измеряют сопротивление заземлений у концевых муфт; проверяют действие устройств защиты при возникновении блуждающих токов; мегаомметром испытывают изоляцию линий до 1 кВ, повышенным напряжением постоянного тока - линии напряжением свыше 2 кВ.

В эксплуатацию принимают весь комплекс сооружений: кабельные колодцы для муфт, туннели, каналы, антикоррозийную защиту, сигнализацию т.п.

Для сдачи трансформаторной подстанции в эксплуатацию монтажная организация готовит следующую документацию:

1) перечень отклонений от проекта;

2) исправленные чертежи;

3) акты на скрытые работы; в т.ч. по заземлениям;

4) протоколы осмотров, формуляры монтажа оборудования.

Пусконаладочная организация представляет документы:

1) протоколы измерений, испытаний и наладки;

2) исправленные принципиальные схемы;

3) сведения о замене аппаратуры.

Включение трансформаторной подстанции производят 3х кратным толчком: кратковременное включение и отключение, включение на 1-2 мин. и проверка работы оборудования с последующим выключением и включением на постоянную работу.
Ответ:
Монтаж внутреннего контура заземления

Перед засыпкой траншей к наружному контуру заземления приваривают стальные полосы или круглые стержни, которые затем заводят внутрь здания, где находится оборудование, подлежащее заземлению. Вводов, соединяющих заземлители с внутренней заземляющей сетью (внутренним контуром заземления), должно быть не менее двух и выполняются они стальными проводниками тех же размеров и сечений, что и соединение заземлителей между собой. Как правило, вводы заземляющих проводников в здание прокладывают в несгораемых неметаллических трубах, выступающих по обе стороны стены примерно на 10 мм.

В цехах промышленных предприятий и зданиях трансформаторных подстанций электрооборудование, подлежащее заземлению, располагается самым различным образом, поэтому для присоединения его к системе заземления в помещении должны быть проложены заземляющие и нулевые защитные проводники.

В качестве последних используются нулевые рабочие проводники (кроме взрывоопасных установок), а также металлические конструкции здания (колонны, фермы и др.), проводники, специально предназначенные для этой цели, металлические конструкции производственного назначения (каркасы распределительных устройств, подкрановые пути, шахты лифтов, обрамленные каналы и др.), стальные трубы электропроводок, алюминиевые оболочки кабелей, металлические кожухи шинопроводов, короба и лотки, металлические стационарно проложенные трубопроводы любого назначения (кроме трубопроводов горючих и взрывоопасных веществ и смесей, канализации и центрального отопления).

Запрещается использовать в качестве нулевых защитных проводников металлические оболочки трубчатых проводов, несущие тросы, металлорукава, броню и свинцовые оболочки кабелей, хотя сами по себе они должны быть заземлены или занулены и иметь надежные соединения на всем протяжении.

Если естественные магистрали заземления использовать нельзя, то в качестве заземляющих или нулевых защитных проводников применяют стальные проводники.

При монтаже внутреннего контура заземления проход через стены выполняется в открытых проемах, несгораемых неметаллических трубах, а через перекрытия — в отрезках таких же труб, выступающих над полом на 30 - 50 мм. Заземляющие проводники должны проводиться свободно, за исключением взрывоопасных установок, где отверстия труб и проемов заделываются легкопробивными несгораемыми материалами.

Перед прокладкой стальные шины выправляются, очищаются и окрашиваются со всех сторон. Места соединения после сварки стыков покрываются асфальтовым лаком или масляной краской. В сухих помещениях можно использовать нитроэмали, а в помещениях с сырыми и едкими парами нужно применять краски, стойкие к химически активной среде.

В помещениях и наружных установках с неагрессивной средой в местах, доступных для осмотра и ремонта, допускается использование болтовых соединений заземляющих и нулевых защитных проводников при условии, что будут приняты меры против их ослабления и коррозии контактных поверхностей.


Крепление заземляющих проводников дюбелями непосредственно к стене и с подкладкой

Открыто проложенные заземляющие и нулевые защитные проводники внутреннего контура заземления должны иметь отличительную окраску: на зеленом фоне полоски желтого цвета шириной 15 мм на расстоянии 150 мм друг от друга. Заземляющие проводники прокладываются горизонтально или вертикально, под углом их можно прокладывать только параллельно наклонным конструкциям здания.

Проводники с прямоугольным сечением крепятся широкой плоскостью к кирпичной или бетонной стене с помощью строительно-монтажного пистолета или пиротехнической оправки. К деревянным стенам заземляющие проводники прикрепляют шурупами. Опоры для крепления заземляющих проводников должны устанавливаться с соблюдением следующих расстояний: между опорами на прямых участках — 600 - 1000 мм, от вершин углов на поворотах — 100 мм, от уровня пола помещения — 400 - 600 мм.

В сырых, особо сырых и помещениях с едкими парами крепить заземляющие проводники непосредственно к стенам не разрешается, они привариваются к опорам, закрепленным дюбелями или вмазанным в стену.
Ответ:
Болтовые контактные соединения


Болтовые контактные соединения. Соединение между собой проводников прямоугольного сечения выполняется с помощью болтов, шпилек или сжимов. Число болтов определяется размерами шин. Силу сжатия контактных поверхностей целесообразнее обеспечивать применением нескольких болтов меньшего сечения, чем одного болта большего сечения, так как в первом случае количество контактных пятен получается больше. В результате переходное сопротивление соединения уменьшается и происходит более равномерное распределение тока по контактной площади. Плоские и штыревые контактные выводы электротехнических устройств выполняют согласно ГОСТ 21242-75.

Соединения нескольких параллельных шин фазы между собой выполняют путем укладки их в переплет, а не попарно, так как в последнем случае контактная поверхность получается значительно меньшей, а переходное сопротивление — большим.

При прохождении электрического тока детали контактного соединения нагреваются и вследствие нагрева расширяются. Особенно значительный нагрев и расширение происходят при коротком замыкании. Расширение не одинаково по всему контактному соединению, так как его детали имеют разные коэффициенты линейного расширения.

Болты соединений медных и алюминиевых шин работают в неблагоприятных условиях, поскольку коэффициент линейного расширения стального болта меньше, чем медной или алюминиевой шины: кроме того, болты при коротком замыкании всегда нагреваются значительно меньше, чем шины.

В режиме короткого замыкания на болты действуют дополнительные силы, которые, складываясь с силой затяжки болта, могут привести к остаточным деформациям и ослаблению контактного соединения при понижении температуры. Чем больше толщина пакета шин, тем большие механические напряжения возникают в стягивающих болтах. Эти напряжения могут быть снижены применением тарельчатых пружин.

Тарельчатые пружины электротехнического назначения изготавливаются по ГОСТ 17279-71 двух типов:

- Ш— пружины для поддержания контактного давления в соединениях шин,

- К — пружины для поддержания контактного давления в соединениях кабельных наконечников с выводами электрооборудования, имеющими уменьшенную контактную плоскость по сравнению с шинами


Допускается выполнять соединения без применения тарельчатых пружин, но с установкой со стороны алюминия утолщенной шайбы под головку болта или под гайку. Размеры нормальных (ГОСТ 11371-78) и увеличенных (ГОСТ 6958-78) шайб приведены в справочных таблицах.

Длина перекрытия (нахлеста) соединяемых элементов в контактном соединении при одном или четырех болтах редко превышает ширину шины, а при двух болтах составляет от 1,5 до 2 размеров ширины шины.

Уменьшение переходного сопротивления контактного соединения достигается повышением давления и понижением жесткости.


Для уменьшения жесткости контактного соединения на шинах делают продольные разрезы шириной 3— 4 мм, длиной 50 мм.

Болты в соединении выбирают, исходя из требующихся удельных давлений между контактными поверхностями кажущейся плотности тока и допустимых растягивающих усилий для болтов. Рекомендуемые удельные давления в контактных соединениях, МПа, в зависимости от материала контактного соединения приведены ниже.

Медь луженая - 0,5 - 10,0

Медь, латунь, бронза нелуженые - 0,6- 12,0

Алюминий - 25,0

Сталь луженая - 10,0 - 15,0

Сталь нелуженая - 60,0


Длина болтов выбирается таким образом, чтобы после сборки и затяжки соединений оставалось не менее двух ниток свободной резьбы.

Затяжку болтов контактных соединений производят гаечным ключом, обеспечивая значения крутящих моментов, приведенные в справочных таблицах.

Затяжку болтов на соединениях с тарельчатыми пружинами производят в два приема. Вначале болт затягивают до полного сжатия тарельчатой пружины, затем соединение ослабляют поворотом ключа в обратную сторону на 1/4 оборота для болтов Мб и М12 и на 1/6 оборота для остальных болтов.


Присоединение плоских проводников к плоским выводам из меди или алюминиевого сплава (рис. 3) производится с помощью стальных болтов (ГОСТ 7798-70), гаек (ГОСТ 5915-70) и шайб (ГОСТ 11371-78), а к выводам из алюминия — с применением средств стабилизации контактного давления: тарельчатых пружин или крепежных изделий из медных или алюминиевых сплавов с коэффициентом линейного расширения (18—21) х 10-6 °С-1

При сборке соединения с тарельчатыми пружинами со стороны алюминиевого вывода ставят увеличенную, а со стороны медной лапки наконечника — нормальную шайбу. В соединениях с тарельчатыми пружинами контргайки не применяют.


Если тарельчатые пружины или болты и гайки из цветных металлов необходимых размеров отсутствуют подсоединение можно выполнять с применением увеличенной шайбы при условии, что переходное сопротивление и температура нагрева соединения окажутся в заданных пределах.


В тех случаях, когда контактные соединения эксплуатируется в помещении с относительной влажностью более 80% и температурой не ниже 20°С или в химически активной среде, оно выполняется с помощью переходных медно-алюминиевых пластин. Непосредственное соединение медной жилы с алюминиевым выводом может выполняться в том случае, когда алюминиевый вывод имеет защитное металлопокрытие.


При выполнении подсоединения, к плоскому выводу двух жил кабеля наконечники следует располагать по обеим сторонам плоского зажима (рис. 5) для того, чтобы обеспечить наименьшее переходное сопротивление и сохранить более равномерное токораспределение. Если к выводу нужно подсоединить более двух наконечников или отверстие вывода не соответствует отверстию наконечника, используют переходные детали. К переходной детали наконечники подсоединяются симметрично (рис. 6).

Присоединение плоских медных проводников и наконечников к штыревым контактным выводам оборудования выполняется при помощи стандартных гаек из меди и ее сплавов. Соединения при номинальных токах до 30 А выполняют с помощью стальных гаек, покрытых оловом, никелем или кадмием.


Алюминиевые плоские проводники при токах до 250 А присоединяются так же, как медные, а при токах от 250 до 400 А для присоединения применяют увеличенные упорные гайки.

Присоединение двух наконечников к штыревому выводу необходимо выполнять симметрично, а при подсоединении более двух наконечников используют переходные детали.

При токах более 400 А следует использовать медно-алюминиевые наконечники или армировать (плакировать) концы шин.

Подсоединение круглых проводников к плоским и штыревым выводам производится после формирования их в виде кольца с помощью шайб-звездочек. Лапки шайб-звездочек при закручивании винта или гайки не должны касаться поверхности вывода или упорной гайки, чтобы колечко жилы было надежно прижато к зажиму.

Кольцо провода укладывается под головку болта или гайки так, чтобы оно при закручивании болтов или гаек не выдавливалось из-под них. В тех случаях, когда алюминиевая однопроволочная жила оконцована кольцевым наконечником (пистоном), шайба-звездочка не применяется.

Медные жилы сечением до 10 мм2 соединяются с плоскими и штыревыми выводами с помощью винтов, шайб, пружинных шайб и гаек. При подсоединении жил, оконцованных наконечником (пистоном), шайба не используется.


С винтовыми зажимами для втычного присоединения алюминиевые или медные многопроволочные жилы могут соединяться после оконцевания штифтовым наконечником или после сплавления конца жилы в монолит с добавкой легирующих присадок.
Ответ:
Монтаж самонесущих изолированных проводов


Монтаж самонесущих изолированных проводов. В новых и реконструируемых линий 0,38 кВ предусматривается применение в основном изолированных самонесущих проводов СИП различных конструкций повышенного сечения. Воздушные линии с самонесущими изолированными проводами обладают высокой надежностью и в процессе эксплуатации требуют только профилактически осмотров.

Технология монтажа магистральной самонесущей линии с проводами СИП

Монтаж начинается с расчистки трассы будущей линии, при этом необходимо удалить деревья или крупные ветви, мешающие установке опор, раскатке и регулировке проводов. Необходимо также принять меры для исключения касания проводами земли, бетонных и металлических конструкций.

Если линия прокладывается заново, то установку крепежных кронштейнов к опорам удобно проводить перед установкой опоры. Кронштейны крепятся к опоре стальной лентой и скрепом с помощью специального приспособления, позволяющего не только затянуть и закрепить образовавшийся ленточный хомут, но и обрезать излишки ленты.


Монтаж самонесущих изолированных проводов
После закрепления кронштейнов опора устанавливается с соблюдением требуемой ориентации. Монтаж самонесущих изолированных проводов должен осуществляться в соответствии с технологическими картами или инструкциями с применением специальной линейной арматуры, механизмов, приспособлений и инструмента при температуре не ниже 20oC.

Особенностью выполнения монтажа является раскатка СИП с применением раскаточных роликов и каната-лидера. Такая технология обеспечивает защиту СИП от механических повреждений при производстве работ, а также является основным из условий сохранения высоких эксплуатационных качеств линии в течении всего срока службы.

Монтаж СИП должен проводится с соблюдением всех требований техники безопасности и проведением организационно-технических мероприятий, обеспечивающих безопасное проведение работ.



При сечении фазных проводов до 50 мм2 на ограниченных участках линий до 100 м и пролетами до 50 м допускается раскатка СИП вручную без применения раскаточных механизмов. Эту ситуацию типичную в населенных пунктах мы и рассмотрим.

Технология раскатки СИП вручную предусматривает следующие виды работ:

1. установка барабана с СИП,

2. соединение каната-лидера и СИП,

3. раскатка каната-лидера и СИП по роликам,

4. натяжение и закрепление СИП в анкерном пролете,

5. крепление СИП в поддерживающих зажимах.


Установка барабана с СИП
Установка барабана с СИП

Вначале с одной стороны линии вблизи анкерной опоры на расстоянии не менее ее высоты устанавливается барабан с проводом. На конец провода с помощью монтажного чулка и вертлюга крепится канат-лидер. На первую опору крепится раскаточный ролик с ременным креплением.



На остальные опоры промежуточным поддерживающим кронштейном подвешиваются раскаточные ролики с крюком. Одновременно с монтажам роликов через них пропускается канат-лидер и затем под контролем одного члена бригады протягивается пучок СИП. Раскатку производят без рывков со скоростью не более 5 км в час. Во время раскатки провод не должен касаться земли, металлических и бетонных конструкций.



На конченой опоре участка нулевая жила крепится с помощью анкерного зажима к анкерному кронштейну. При этом необходимо оставить свободный конец жгута длиной достаточной для последующего электрического соединения проводов.



На первой опоре крепится лебедка с динамометром и тендером "лягушкой". По монтажным таблицам определяется усилие натяжения несущей нулевой жилы. Визуально по стрелам провеса оценивается качество натяжки СИП в анкерном пролете. После чего желательно дать проводу некоторое время отвисеться.



К анкерному кронштейну крепится анкерный зажим в котором нулевая жила фиксируется. Жгут СИП связывается стяжными хомутами. Затем лебедка снимается, снимается раскаточный ролик и обрезаются концы проводов необходимой длины. В установленный на промежуточной опоре поддерживающий зажим с раскаточного ролика перекладывается СИП.



Несущая нулевая жила отделяется от фазных с помощью отделительных клиньев, вкладывается в углубление поддерживающего зажима и крепится фиксатором. Раскаточный ролик снимается. Жилы скрепляются стяжными хомутами на расстоянии примерно 15 см по обе стороны от зажима. Средний стяжной хомут вставляется в отверстие в поддерживающем зажиме и скрепляет фазные жилы под зажимом. На этом монтаж одного участка линии с самонесущими изолированным проводами можно считать законченным.



Для соединения участков с самонесущими изолированными проводами в общую линию применяются герметичные соединительные изолированные зажимы. Они обеспечивают необходимую механическую прочность и надежный электрический контакт.

Для соединения СИП с помощью соединительного зажима с кона провода снимается изоляция, оголенная часть провода зачищается и на нее надевается герметичный зажим. В гидравлический ручной пресс вставляется шестигранная матрица, пресс закрывается с обхватом зажима и качание рукоятки приводится в действие. Процесс опрессовки проводится до смыкания половинок матрицы. Аналогично в зажиме закрепляется и другой провод.



Для устройства ответвлений от магистральной линии ко вводам в здание применяются анкерные зажимы по конструкции аналогичные магистральным. Так как на ответвлении используются СИП с жилами равного диаметра без несущей нулевой жилы, то в зажиме крепится весь жгут в две или четыре жилы.


Монтаж самонесущих изолированных проводов
Для подключения ответвления к магистрали применяются герметичные прокалывающие зажимы не требующие удаления изоляции с проводников. При затягивании головки зажима зубцы контактных пластин прокалывают изоляцию проводников обеспечивая надежный контакт. Дозировка усилия зажима обеспечивается срывом калиброванной головки. На конец ответвительного проводника надевается герметичный колпачок.
Ответ:
Организация работ по ремонту электрооборудования в электроустановках

Организация работ по ремонту электрооборудования в электроустановках. Во всех действующих электроустановках периодически проводятся текущие и капитальные ремонты всех элементов оборудования. Проведение периодических профилактических ремонтов позволяет значительно продлить срок службы оборудования и своевременно обнаружить и устранить отклонения от нормального режима работы оборудования электроустановок. Основная задача энергоснабжающих компаний – правильная организация безопасного выполнения работ в электроустановках. Рассмотрим вкратце порядок проведения ремонтов оборудования электроустановок.

Инженерно-технический персонал предприятия составляет графики проведения ремонтов оборудования. Данные графики согласовываются с вышестоящим руководством, определяется возможность осуществления данных работ в соответствии с материальными возможностями предприятия.

В соответствии с утвержденными графиками проведения ремонтов в электроустановках подстанций, подаются заявки. Заявки в свою очередь должны согласовываться с ответственными лицами предприятий-потребителей. В данном случае оговаривается возможность отключения присоединения, время проведения работ, а также время аварийного восстановления. Время аварийного восстановления питания подразумевает время, которое необходимо оперативному персоналу электроустановки для включения, выведенного в ремонт оборудования.


ремонт электрооборудования
В случае разрешения заявки, производится дальнейшая организация работ. На подстанции, где будет производиться плановые ремонтные работы оборудования, обслуживающий персонал подготавливает необходимые бланки переключения. Перед непосредственным проведением оперативных переключений, бланки переключения проверяются дополнительно вышестоящим оперативным персоналом, а также работником, который контролирует процесс переключений.

Заблаговременно, как правило, за день до начала работ, выписывается наряд-допуск, а также назначаются люди, ответственные за безопасное проведение работ.

РЕКЛАМА
Перед выводом в ремонт оборудования, на потребительской подстанции снимается нагрузка с данного присоединения и, при необходимости, включается питание от резервных источников.


ремонт электрооборудования
Далее обслуживающий персонал электроустановки осуществляет подготовку рабочего места по наряду-допуску. Подготовка рабочего места заключается в выполнении мер безопасности, предусмотренных данным нарядом. Это, прежде всего, операции по отключению и заземлению выводимого в ремонт электрооборудования, в том числе и оборудования потребительской подстанции, посредством которого может быть подано напряжение на оборудование, на котором производятся ремонтные работы.

Кроме того, мерами по подготовке рабочего места является ограждение рабочего места и расположенных в непосредственной близости токоведущих частей, находящихся под напряжением, вывешивание плакатов и знаков безопасности, установка запирающих устройств на ограждения соседних электроустановок, на приводах коммутационных аппаратов.

После выполнения всех необходимых мероприятий по подготовке рабочего места, проводится инструктажа и допуск бригады к выполнению ремонтных работ.


проведение ремонта электрооборудования
Выполнение текущих и капитальных ремонтов оборудования производится в соответствии с технологическими картами, инструкциями, паспортами оборудования и другой технической документации. После проведения работ обязательным условием является проверка работоспособности оборудования, а также, при необходимости, проведения испытаний и измерений необходимых электрических параметров.

После полного окончания работ оперативный персонал электроустановки проверяет возможность включения оборудования в работу, убирает ограждения, запирающие устройства, плакаты и знаки безопасности. После получения разрешения от вышестоящего оперативного персонала, производит необходимые оперативные переключения по вводу оборудования в работу, то есть восстанавливает схему нормального режима подстанции.
Ответ:
Капитальный ремонт электрооборудования распределительных устройств подстанций

Капитальный ремонт электрооборудования распределительных устройств подстанций. Электрическое оборудование распределительных устройств подстанций должно обеспечивать надежное электроснабжение потребителей. Конструктивные элементы оборудования в процессе его эксплуатации изнашиваются, ухудшаются их эксплуатационные характеристики.

Для того чтобы оборудование трансформаторных подстанций работало исправно и в неподходящий момент не вышло из строя, необходимо проводить его периодические ремонты. Существует несколько видов ремонтов – текущий ремонт, капитальный и аварийный.

Текущий ремонт предусматривает частичное выполнение работ, которые определены для выполнения при капитальном ремонте. Аварийный ремонт оборудования выполняется в случае возникновения аварийных ситуаций на оборудовании распределительных устройств подстанции.

Большинство аварийных ситуаций, в результате которых требуется выполнение ремонта оборудования, происходит по причине невыполнения капитального ремонта оборудования в том объеме, который предусмотрен действующими нормативными документами в электроустановке, в частности технологических карт, проектов производства работ, инструкций по обслуживанию и эксплуатации оборудования.

То есть можно сделать вывод, что капитальный ремонт оборудования производится для того, чтобы обеспечить надежную, правильную и безаварийную работу оборудования в процессе его эксплуатации, как при нормальных, так и при аварийных режимах работы электрических сетей. В данной статье вкратце рассмотрим, какие работы предусматривает капитальный ремонт различного оборудования распределительных устройств подстанций.

Капитальный ремонт высоковольтного оборудования

Высоковольтное оборудование – это оборудование распределительных устройств класса напряжения выше 1000 В.

Перед выполнением капитального ремонта того или иного элемента оборудования в первую очередь проводится внешний осмотр выведенного в ремонт оборудования с целью выявления возможных дефектов. Ремонтная бригада помимо осмотра оборудования уточняет у персонала, обслуживающего данную электроустановку, о возможных дефектах, нарушениях нормальной работы элемента оборудования. Дефекты и нарушения нормального режима работы оборудования фиксируются обслуживающим персоналом в журнале дефектов и неполадок оборудования.

Далее, в зависимости от наименования и тапа оборудования, выполняется его ремонт. Последовательность операций по ремонту оборудования, как правило, указывается в рабочих технологических картах (РТК), проектах производства работ, инструкций по эксплуатации и обслуживании оборудования.

Рассмотрим перечень работ, которые производятся при капитальном ремонте любого элемента высоковольтного оборудования:

электролабораторные испытания изоляции;

ревизия, испытание опорных, проходных изоляторов;

обработка мест сколов, трещин фарфоровой изоляции, если их площадь и глубина выше допустимых значений по паспорту, то производится замена изоляторов;

очистка металлоконструкций от грязи, ржавчины, их покраска;

проверка заземляющих устройств, ревизия мест установки заземлений;

ревизия и обработка опрессованных контактных соединений;

ревизия болтовых контактных соединений;

измерение переходного сопротивления контактных соединений;

смазка подвижных элементов;

окраска сборных шин в соответствии с цветовой маркировкой фаз;

проверка работоспособности электромагнитной блокировки;

проверка и ревизия блок-контактов оборудования типа КСА, аварийных КСА, КСУ;

проверка устройств релейной защиты и автоматики, цепей вторичной коммутации.

Ниже рассмотрим вкратце перечни выполняемых работ, характерных для различного высоковольтного оборудования.


РЕКЛАМА
Высоковольтные выключатели

Если это высоковольтный масляный выключатель, то первым этапом является слив масла с бака. На данном этапе проверяется работа маслоуказателей, выполняется снятие люков каждой из фаз для возможности осмотра внутренних элементов выключателя.

Далее производится осмотр внутренних элементов выключателя. На основании осмотра выполняется ремонт или замена поврежденных элементов, элементов, которые выработали свой ресурс.

При капитальном ремонте масляного выключателя выполняют ремонт баков выключателя (клапаны, баковая изоляция, газоотводы, краны для слива масла), внутренних элементов (дугогасительных устройств, внутреннего механизма выключателя, подвижных и неподвижных контактов), привода выключателя.

Независимо от типа выключателя (масляный, вакуумный, элегазовый), при капитальном ремонте осуществляется ремонт привода выключателя, , обогрева привода или бака выключателя

При выполнении ремонтных работ проверяется работа выключателя, соответствие характеристик его работы значениям, указанных в паспортных данных выключателя (собственное время включения и отключения, скорость движения подвижных контактов при включении и отключении, характеристики привода и др.)

Капремонт современных элегазовых выключателей производится, как правило, официальными представителями завода-изготовителя. Предприятие, в эксплуатации которого находится данное оборудование, выполняет только текущие ремонты – по сути, представляющие собой ревизию выключателя, без вскрытия бака.

Капремонт вакуумных выключателей не производится, при исчерпании своего ресурса такие выключатели подлежат замене. В процессе их эксплуатации проводятся только текущие ремонты, которые включают в себя электролабороторные испытания выключателя, ревизию контактных соединений, протирку изоляции, покраску металлических элементов, проверку и ревизию привода.

Разъединители, отделители, короткозамыкатели

В перечень работ по капитальному ремонту разъединителей, отделителей и короткозамыкателей входит:

ремонт рабочих ножей, поворотных колонок (очистка контактируемых поверхностей, ревизия подшипников, гибких связей, ремонт или замена конструктивных элементов с дефектами);

ремонт стационарных заземляющих ножей разъединителей (ревизия гибких связей, контактируемых поверхностей);

проверка и ревизия креплений оборудования к фундаменту;

ремонт привода (ремонт или замена тяг, валов, подшипников, фиксаторов; для отделителей и короткозамыкателей - пружин, держателей, механизмов расцепления);

регулировка, проверка работы, снятие и сравнение рабочих характеристик с паспортными данными.

Трансформаторы тока, трансформаторы напряжения

При выполнении капремонта трансформаторов тока или напряжения выполняются следующие работы:

для маслонаполненных трансформаторов – осуществляется отбор проб масла на анализ, выполняется доливка масла или замена масла при необходимости;

для элегазовых трансформаторов при необходимости выполняется выравнивание давления элегаза (докачка или спуск) до значения, которое является нормальным для среднесуточного значения температуры окружающей среды;

для трансформаторов с сухой изоляцией выполняется проверка ее целостности;

для трансформаторов тока с предохранителями – ревизия держателей предохранителей, зачистка и обработка контактируемых поверхностей, проверка целостности предохранителей, при необходимости их замена;

ремонт или замена вводов низкого и высокого напряжения, ревизия контактных соединений.

Силовые трансформаторы

В процессе эксплуатации силовых трансформаторов выполняются капитальные ремонты без снятия обмоток, которые включают:

слив масла, вскрытие трансформатора;

на основании ранее отобранных проб трансформаторного масла, выполняется его сушка, регенерация или замена;

очистка и устранение дефектов на магнитопроводе, баке трансформатора;

очистка и ремонт изоляции обмоток, внешних вводов, отводов от обмоток;

проверка, очистка, ремонт охлаждающих устройств;

ревизия, проверка работоспособности устройств РПН, ПБВ;

ревизия термосифонного фильтра, воздухоосушителя, замена силикагеля в них;

проверка и ремонт маслоуказателей, датчиков температуры, проверка работы автоматических устройств систем охлаждения.

Комплектные распределительные устройства (КРУ, КРУН, КРУЭ)

Капитальный ремонт оборудования комплектных распределительных устройств производится для каждого элемента оборудования индивидуально. Например, в ячейке, питающей отходящую линию, производится ремонт выключателя, трансформаторов тока, стационарных заземляющих ножей, втычных контактов (проверяется степень их жесткости, соосность) и другого оборудования и конструктивных элементов ячеек. Каждый из элементов оборудования ячейки ремонтируется в соответствии с перечнем работ, определенных для каждого из элементов, расположенных в ячейке КРУ (КРУН, КРУЭ).

Разрядники и ОПН

Капремонт разрядников и ОПН совмещают, как правило, с ремонтом других элементов оборудования одного присоединения. При выполнении капительного ремонта выполняются следующие работы:

разборка и ремонт разрядников;

проверка герметичности разрядников, целостности изоляции;

ревизия заземляющих шин разрядников (ОПН);

ревизия и проверка регистраторов срабатывания разрядников (ОПН);

снятие рабочих характеристик разрядников (ОПН), сравнение их с паспортными.

Капитальный ремонт низковольтного оборудования

К низковольтному оборудованию относят оборудование класса напряжения до 1000 В. На подстанциях - это оборудование распределительных шкафов 0,23/0,4 кВ, оборудование 110/220 В щитов постоянного тока.

Перечислим, какие работы выполняются в низковольтных распределительных шкафах переменного и постоянного тока:

осмотр и при необходимости ремонт дверцы шкафа, запирающих устройств, крепежных элементов, монтажных панелей, реек;

осмотр, протирка сборных шин, изоляторов, подтяжка контактных соединений, проверка целостности изоляции проводников и кабелей;

проверка работоспособности, надежности контактных соединений низковольтного оборудования – автоматических выключателей, рубильников, предохранителей, измерительных приборов, трансформаторов тока, сигнальных ламп, ключей управления, кнопок, магнитных пускателей, пакетных переключателей, мотор-редукторов, контакторов, реле напряжения, реле времени и других элементов оборудования, которыми комплектуются шкафы, в зависимости от их назначения;

проверка работоспособности устройств защиты и автоматики – защиты от замыкания на землю, автоматического включения резерва, цепей управления оборудованием, световой и звуковой сигнализации, индикации режимов работы оборудования.

Проверка работоспособности автоматических выключателей заключается в выполнении прогрузки. Для этого автоматический выключатель подключается к специальной испытательной установке, при помощи которой на проверяемый электрический аппарат подается определенный ток нагрузки и замеряется время его срабатывания в соответствии с указанными в его паспорте характеристиками работы теплового и электромагнитного расцепителей.
Ответ:
Скандальный вопрос - заземление (зануление)

Говоря в общем, можно заметить, что великая и ужасная сила электричества давно описана, подсчитана, занесена в толстые таблицы. Нормативная база, определяющая пути синусоидальных электрических сигналах частоты 50 Гц способна ввергнуть любого неофита в ужас своим объемом. И, несмотря на это, любому завсегдатаю технических форумов давно известно - нет более скандального вопроса, чем заземление.

Масса противоречивых мнений на деле мало способствует установлению истины. Тем более, вопрос этот на самом деле серьезный, и требует более пристального рассмотрения.

Основные понятия

Если опустить вступление "библии электрика" (ПУЭ), то для понимания технологии заземления нужно обратиться (для начала) к Главе 1.7, которая так и называется "Заземление и защитные меры электробезопастности".

В п. 1.7.2. ПУЭ сказано:

Электроустановки в отношении мер электробезопасности разделяются на:

электроустановки выше 1 кВ в сетях с эффективно заземленной нейтралью (с большими токами замыкания на землю), ;
электроустановки выше 1 кВ в сетях с изолированной нейтралью (с малыми токами замыкания на землю);
электроустановки до 1 кВ с глухозаземленной нейтралью;
электроустановки до 1 кВ с изолированной нейтралью.
В подавляющем большинстве жилых и офисных домов России используется глухозаземленная нейтраль. Пункт 1.7.4. гласит:

Глухозаземленной нейтралью называется нейтраль трансформатора или генератора, присоединенная к заземляющему устройству непосредственно или через малое сопротивление (например, через трансформаторы тока).

Термин не совсем понятный на первый взгляд - нейтраль и заземляющее устройство на каждом шагу в научно-популярной прессе не встречаются. Поэтому, ниже все непонятные места будут постепенно объяснены.

Введем немного терминов - так можно будет по крайней мере говорить на одном языке. Возможно, пункты будут казаться "вытащенными из контекста". Но ПУЭ не художественная литература, и такое раздельное использование должно быть вполне обоснованно - как применение отдельных статей УК. Впрочем, оригинал ПУЭ вполне доступен как в книжных магазинах, так и в сети - всегда можно обратиться к первоисточнику.

1.7.6. Заземлением какой-либо части электроустановки или другой установки называется преднамеренное электрическое соединение этой части с заземляющим устройством.
1.7.7. Защитным заземлением называется заземление частей электроустановки с целью обеспечения электробезопасности.
1.7.8. Рабочим заземлением называется заземление какой-либо точки токоведущих частей электроустановки, необходимое для обеспечения работы электроустановки.
1.7.9. Занулением в электроустановках напряжением до 1 кВ называется преднамеренное соединение частей электроустановки, нормально не находящихся под напряжением, с глухозаземленной нейтралью генератора или трансформатора в сетях трехфазного тока, с глухозаземленным выводом источника однофазного тока, с глухозаземленной средней точкой источника в сетях постоянного тока.
1.7.12. Заземлителем называется проводник (электрод) или совокупность металлически соединенных между собой проводников (электродов), находящихся в соприкосновении с землей.
1.7.16. Заземляющим проводником называется проводник, соединяющий заземляемые части с заземлителем.
1.7.17. Защитным проводником (РЕ) в электроустановках называется проводник, применяемый для защиты от поражения людей и животных электрическим током. В электроустановках до 1 кВ защитный проводник, соединенный с глухозаземленной нейтралью генератора или трансформатора, называется нулевым защитным проводником.
1.7.18. Нулевым рабочим проводником (N) в электроустановках до 1 кВ называется проводник, используемый для питания электроприемников, соединенный с глухозаземленной нейтралью генератора или трансформатора в сетях трехфазного тока, с глухозаземленным выводом источника однофазного тока, с глухозаземленной точкой источника в трехпроводных сетях постоянного тока. Совмещенным нулевым защитным и нулевым рабочим проводником (РЕN) в электроустановках до 1 кВ называется проводник, сочетающий функции нулевого защитного и нулевого рабочего проводников. В электроустановках до 1 кВ с глухозаземленной нейтралью нулевой рабочий проводник может выполнять функции нулевого защитного проводника.



Рис. 1. Отличие защитного заземления и защитного "нуля"
Итак, прямо из терминов ПУЭ следует простой вывод. Различия между "землей" и "нулем" очень небольшие... На первый взгляд (сколько копий сломано на этом месте). По крайней мере, они обязательно должны быть соединены (или даже могут быть выполнены "в одном флаконе"). Вопрос только, где и как это сделано.

Попутно отметим п. 1.7.33.

Заземление или зануление электроустановок следует выполнять:

при напряжении 380 В и выше переменного тока и 440 В и выше постоянного тока - во всех электроустановках (см. также 1.7.44 и 1.7.48);
при номинальных напряжениях выше 42 В, но ниже 380 В переменного тока и выше 110 В, но ниже 440 В постоянного тока - только в помещениях с повышенной опасностью, особо опасных и в наружных установках.
Иначе говоря, заземлять или занулять устройство, подключенное к напряжению 220 вольт переменного тока совсем не обязательно. И в этом нет ничего особо удивительного - третьего провода в обычных советских розетках реально не наблюдается. Можно сказать, что вступающий на практике в свои права Евростандарт (или близкая к нему новая редакция ПУЭ) лучше, надежнее, и безопаснее. Но по старому ПУЭ у нас в стране жили десятки лет... И что особенно важно, дома строили целыми городами.
Однако, когда речь идет о заземлении, дело не только в напряжении питания. Хорошая иллюстрация этого - ВСН 59-88 (Госкомархитектуры) "Электрооборудование жилых и общественных зданий. Нормы проектирования" Выдержка из главы 15. Заземление (зануление) и защитные меры безопасности:

15.4. Для заземления (зануления) металлических корпусов бытовых кондиционеров воздуха, стационарных и переносных бытовых приборов класса I (не имеющих двойной или усиленной изоляции), бытовых электроприборов мощностью св. 1,3 кВт, корпусов трехфазных и однофазных электроплит, варочных котлов и другого теплового оборудования, а также металлических нетоковедущих частей технологического оборудования помещений с мокрыми процессами следует применять отдельный проводник сечением, равным фазному, прокладываемый от щита или щитка, к которому подключен данный электроприемник, а в линиях питающих медицинскую аппаратуру, - от ВРУ или ГРЩ здания. Этот проводник присоединяется к нулевому проводнику питающей сети. Использование для этой цели рабочего нулевого проводника запрещается.

Получается нормативный парадокс. Одним из видимых на бытовом уровне результатов стало комплектование стиральных машин "Вятка-автомат" моточком одножильного алюминиевого провода с требованием выполнить заземление (руками сертифицированного специалиста).

И еще один интересный момент:. 1.7.39. В электроустановках до 1 кВ с глухозаземленной нейтралью или глухозаземленным выводом источника однофазного тока, а также с глухозаземленной средней точкой в трехпроводных сетях постоянного тока должно быть выполнено зануление. Применение в таких электроустановках заземления корпусов электроприемников без их зануления не допускается.

Практически это означает - хочешь "заземлить" - сначала "занули". Кстати, это имеет прямое отношение к знаменитому вопросу "забатареивания" - которое по совршенно непонятной причине ошибочно считается лучше зануления (заземления).
Купить знаки электробезопасности
Магазин СИЗ + Собственная лаборатория. Срочные испытания за 30 минут. Лицензия!
labsiz.ru
Вступите в Официальное СРО проектировщиков за 1 день!
Вступите в Официальное СРО проектировщиков за 1 день напрямую. Расчет за 3 минуты!
сро-проектное.рф
Параметры заземления

Следующий аспект, которые необходимо рассмотреть - числовые параметры заземления. Так как физически это не более чем проводник (или множество проводников), то главной его характеристикой будет сопротивление.

1.7.62. Сопротивление заземляющего устройства, к которому присоединены нейтрали генераторов или трансформаторов или выводы источника однофазного тока, в любое время года должно быть не более 2, 4 и 8 Ом соответственно при линейных напряжениях 660, 380 и 220 В источника трехфазного тока или 380, 220 и 127 В источника однофазного тока. Это сопротивление должно быть обеспечено с учетом использования естественных заземлителей, а также заземлителей повторных заземлений нулевого провода ВЛ до 1 кВ при количестве отходящих линий не менее двух. При этом сопротивление заземлителя, расположенного в непосредственной близости от нейтрали генератора или трансформатора или вывода источника однофазного тока, должно быть не более: 15, 30 и 60 Ом соответственно при линейных напряжениях 660, 380 и 220 В источника трехфазного тока или 380, 220 и 127 В источника однофазного тока.

Для меньшего напряжения допустимо большее сопротивление. Это вполне понятно - первая цель заземления - обеспечить безопасность человека в классическом случае попадания "фазы" на корпус электроустановки. Чем меньше сопротивление, тем меньшая часть потенциала может оказаться "на корпусе" в случае аварии. Следовательно, в первую очередь нужно снижать опасность для более высокого напряжения.

Дополнительно нужно учитывать, что заземление служит и для нормальной работы предохранителей. Для этого необходимо, что бы линия при пробое "на корпус" существенно изменяла свойства (прежде всего сопротивление), иначе срабатывания не произойдет. Чем больше мощность электроустановки (и потребляемое напряжение), тем ниже ее рабочее сопротивление, и соответственно должно быть ниже сопротивление заземления (иначе при аварии предохранители не сработают от незначительного изменения суммарного сопротивления цепи).

Следующий нормируемый параметр - сечение проводников.

1.7.76. Заземляющие и нулевые защитные проводники в электроустановках до 1 кВ должны иметь размеры не менее приведенных в табл. 1.7.1 (см. также 1.7.96 и 1.7.104) .

Приводить всю таблицу не целесообразно, достаточно выдержки:

Для неизолированных медных минимальное сечение составляет 4 кв. мм, для алюминиевых - 6 кв. мм. Для изолированных, соответственно, 1,5 кв. мм и 2,5 кв. мм. Если заземляющие проводники идут в одном кабеле с силовой проводкой, их сечение может составлять 1 кв. мм для меди, и 2,5 кв. мм для алюминия.

Заземление в жилом доме

В обычной "бытовой" ситуации пользователи электросети (т.е. жильцы) имеют дело только с Групповой сетью (7.1.12 ПУЭ. Групповая сеть - сеть от щитков и распределительных пунктов до светильников, штепсельных розеток и других электроприемников). Хотя в старых домах, где щитки установлены прямо в квартирах, им приходится сталкиваться с частью Распределительной сети (7.1.11 ПУЭ. Распределительная сеть - сеть от ВУ, ВРУ, ГРЩ до распределительных пунктов и щитков). Это желательно хорошо понимать, ведь часто "ноль" и "земля" отличаются только местом соединения с основными коммуникациями.

Из этого в ПУЭ сформулировано первое правило заземления:

7.1.36. Во всех зданиях линии групповой сети, прокладываемые от групповых, этажных и квартирных щитков до светильников общего освещения, штепсельных розеток и стационарных электроприемников, должны выполняться трехпроводными (фазный - L, нулевой рабочий - N и нулевой защитный - РЕ проводники). Не допускается объединение нулевых рабочих и нулевых защитных проводников различных групповых линий. Нулевой рабочий и нулевой защитный проводники не допускается подключать на щитках под общий контактный зажим.

Т.е. от этажного, квартирного или группового щитка нужно прокладывать 3 (три) провода, один из которых защитный нуль (совсем не земля). Что, впрочем, вовсе не мешает использовать ее для заземления компьютера, экрана кабеля, или "хвостика" грозозащиты. Вроде бы все просто, и не совсем понятно, зачем углубляться в такие сложности.

Можно посмотреть на свою домашнюю розетку... И с вероятностью около 80% не увидеть там третьего контакта. Чем отличается нулевой рабочий и нулевой защитный проводники? В щитке они соединяются на одной шине (пусть не в одной точке). Что будет, если использовать в данной ситуации рабочий ноль в качестве защитного?

Предполагать, что нерадивый электрик перепутает в щитке фазу и ноль, сложно. Хоть этим постоянно пугают пользователей, но ошибиться невозможно в любом состоянии (хотя бывают уникальные случаи). Однако "рабочий ноль" идет по многочисленным штробам, вероятно проходит через несколько распределительных коробочек (обычно небольшие, круглые, смонтированы в стене недалеко от потолка).

Перепутать фазу с нулем там уже намного проще (сам это делал не раз). А в результате на корпусе неправильно "заземленого" устройства окажется 220 вольт. Или еще проще - отгорит где-то в цепи контакт - и почти те же 220 пройдут на корпус через нагрузку электропотребителя (если это электроплита на 2-3 кВт, то мало не покажется).

Для функции защиты человека - прямо скажем, никуда не годная ситуация. Но для подключения заземления грозозащиты типа APC не фатальная, так как там установлена высоковольтная развязка. Впрочем, рекомендовать такой способ было бы однозначно неправильно с точки зрения безопасности. Хотя надо признать, что нарушается эта норма очень часто (и как правило без каких-либо неблагоприятных последствий).

Надо отметить, что грозозащитные возможности рабочего и защитного нуля примерно равны. Сопротивление (до соединительной шины) отличается незначительно, а это, пожалуй, главный фактор, влияющий на стекание атмосферных наводок.

Из дальнейшего текста ПУЭ можно заметить, что к нулевому защитному проводнику нужно присоединять буквально все, что есть в доме:

7.1.68. Во всех помещениях необходимо присоединять открытые проводящие части светильников общего освещения и стационарных электроприемников (электрических плит, кипятильников, бытовых кондиционеров, электрополотенец и т.п.) к нулевому защитному проводнику.

Вообще, это проще представить следующей иллюстрацией:



Рис. 2. Схема заземления
Картина довольна необычная (для бытового восприятия). Буквально все, что есть в доме, должно быть заземлено на специальную шину. Поэтому может возникнуть вопрос - ведь жили без этого десятки лет, и все живы-здоровы (и слава Богу)? Зачем все так серьезно менять? Ответ простой - потребителей электричества становится больше, и они все мощнее. Соответственно, риски поражения вырастают.

Но зависимость безопасности и стоимости величина статистическая, и экономию никто не отменял. Поэтому слепо класть по периметру квартиры медную полосу приличного сечения (вместо плинтуса), заводя на нее все, вплоть до металлических ножек стула, не стоит. Как не стоит ходить в шубе летом, и постоянно носить мотоциклетный шлем. Это уже вопрос адекватности.

Так же в область ненаучного подхода стоит отнести самостоятельное рытье траншей под защитный контур (в городском доме кроме проблем это заведомо ничего не принесет). А для желающих все же испытать все прелести жизни - в первой главе ПУЭ есть нормативы на изготовление этого фундаментального сооружения (в совершено прямом смысле этого слова).

Подводя итоги вышесказанному, можно сделать следующие практические выводы:

Если Групповая сеть выполнена тремя проводами, для заземления/зануления можно использовать защитный ноль. Он, собственно, для того и придуман.
Если Групповая сеть выполнена двумя проводами, желательно завести защитный нулевой провод от ближайшего щитка. Сечение провода должно быть более, чем фазного (точнее можно справиться в ПУЭ).
Ответ:
Как рассчитать ток плавкой вставки для трансформатора по стороне ВН

В электрических сетях нередко возникают аварийные ситуации, которые могут вывести из строя дорогостоящее оборудование, одним из элементов которого является трансформатор. Для того чтобы защитить трансформатор от повреждения необходимо установить защиту от сверхтоков.

Высоковольтный предохранитель – один из вариантов защиты силового трансформатора от повреждения. Он осуществляет разрыв электрической цепи (разрушение плавкой вставки) при превышении тока выше допустимого значения (номинала предохранителя).

Высоковольтный предохранитель защитит обмотку трансформатора только в том случае, если он был правильно выбран по току. Рассмотрим, как рассчитать ток для плавкой вставки для трансформатора по стороне высокого напряжения (ВН).

Траснформаторная подстанция на опоре ВЛ

При выборе предохранителя в первую очередь нужно учитывать класс напряжения: номинальное напряжение предохранителя должно быть равно классу напряжения электрической сети. Установка высоковольтного предохранителя на номинальное напряжение ниже напряжения питающей сети приведет к пробою или перекрытию изоляции, что в свою очередь приведет к междуфазному короткому замыканию. Также запрещается устанавливать предохранители на напряжение ниже номинального для предохранителя – это может привести к возникновению перенапряжений при коротком замыкании.

Выбор плавкой вставки по номинальному току отключения

Номинальный ток отключения (срабатывания) предохранителя должен быть не меньше максимального значения тока короткого замыкания для точки электрической сети, где будет установлен предохранитель. Для силового трансформатора это ток трехфазного замыкания на выводах обмотки высокого напряжения – места установки плавких предохранителей.

При расчете тока короткого замыкания учитывается наиболее тяжелый режим, с минимальным сопротивлением до места предполагаемого повреждения.

Токи короткого замыкания рассчитывают индивидуально с учетом всей схемы питающей электросети.

Предохранители для защиты трансформатора по стороне ВН выпускают на номинальный ток отключения (предельно отключаемый ток) в диапазоне 2,5-40 кА.

Если нет данных о величине токов короткого замыкания на участке электросети, то рекомендуется выбирать максимальное значение номинального тока отключения для плавкой вставки.

Обслуживание трансформаторной подстанции

Выбор номинального тока плавкой вставки предохранителя

Высоковольтный предохранитель защищает обмотку высокого напряжения силового трансформатора не только от коротких замыканий, но и от перегрузки, поэтому при выборе плавкой вставки необходимо учитывать и номинальный рабочий ток.

При выборе номинального тока плавкой вставки нужно учитывать несколько факторов. Во-первых, силовой трансформатор в процессе работы может подвергаться кратковременным перегрузкам.

Во-вторых, при включении трансформатора возникают броски тока намагничивания, которые превышают номинальный ток первичной обмотки.

Также нужно обеспечить селективность работы с защитой, установленной на стороне низкого напряжения (НН) и на отходящих линиях потребителей. То есть в первую очередь должны срабатывать автоматические выключатели (предохранители) на стороне низкого напряжения отходящих линий, которые идут непосредственно на нагрузку к потребителям.

Если эта защита по той или иной причине не срабатывает, то должен сработать автомат (предохранитель) ввода стороны НН силового трансформатора. Предохранители на стороне ВН в данном случае - это резервирующая защита, которая должна срабатывать в случае перегрузки обмотки низкого напряжения и отказе защит со стороны НН.

Исходя из вышеперечисленных требований, плавкая вставка выбирается по двухкратному номинальному току обмотки высокого напряжения.

Таким образом, высоковольтные предохранители, установленные на стороне ВН, защищают от повреждений участок электрической цепи до ввода трансформатора, а также от внутренних повреждений самого силового трансформатора. А предохранители (автоматические выключатели) со стороны НН силового трансформатора защищают сам трансформатор от перегрузок выше допустимого предела, а также от коротких замыканий в сети низкого напряжения.

Номинальный ток обмоток силового трансформатора указывается в его паспортных данных.

Как рассчитать ток для плавкой вставки, если известна только номинальная мощность силового трансформатора?

Если известен тип трансформатора, то самый простой способ - найти ток, воспользовавшись справочными данными по силовым трансформаторам одного из производителей, так как все трансформаторы выпускают, как правило, по стандартному ряду номинальных мощностей и соответственно со схожими характеристиками.

Либо можно воспользоваться нижеприведенной таблицей рекомендуемых значений номинальных токов плавких вставок предохранителей для трехфазных силовых трансформаторов 6/0,4 и 10/0,4 кВ:

Значения номинальных токов плавких вставок предохранителей для трехфазных силовых трансформаторов 6/0,4 и 10/0,4 кВ

Предохранители для защиты трансформатора напряжения по стороне ВН

Трансформаторы напряжения 110 кВ и выше защищают только по стороне низкого напряжения автоматами или предохранителями. Для трансформаторов напряжения 6, 10 и 35 кВ расчет тока для плавкой вставки не производится.

Предохранитель для защиты трансформатора напряжения по стороне ВН выбирается только по классу напряжения. Для каждого класса напряжения выпускают специальные предохранители типа ПКН (ПН) – 6, 10, 35 (в зависимости от класса напряжения), они применяются исключительно для защиты трансформаторов напряжения.
Ответ:
Полезные советы по работе с нихромом

Расчет электронагревательных элементов из нихромовой проволоки
Допустимая сила тока
(I), А 1 2 3 4 5 6 7
Диаметр (d) нихрома
при 700 °C, мм 0,17 0,3 0,45 0,55 0,65 0,75 0,85
Сечение проволоки
(S), мм2 0,0227 0,0707 0,159 0,238 0,332 0,442 0,57
Длину нихромовой проволоки для изготовления электронагревателей определяют исходя из необходимой мощности.
Пример: Определить длину проволоки из нихрома для нагревательного элемента плитки мощностью P=600 Вт при Uсети=220 В.
Решение:
1) I = P/U = 600/220 = 2,72 A
2) R = U/I = 220/2,72 = 81 Ом
3) По этим данным (см. таблицу) выбираем d=0,45 ; S=0,159тогда длина нихрома l = SR/ρ = 0,159·81 /1,1 = 11,6 м,
где l - длина проволоки (м); S - сечение проволоки (мм2); R - сопротивление проволоки (Ом); ρ - удельное сопротивление (для нихрома ρ=1.0÷1.2 Ом·мм2/м).
Ремонт нихромовой сприали
Навив концы перегоревшей спирали из нихрома на кусок медной проволоки и загнув оба конца этой проволоки пассатижами, вы обеспечите спирали вторую жизнь. Медная проволока должна иметь диаметр не менее 1 мм.
Пайка нихрома

Пайка нихрома (нихром с нихромом, нихром с медью и ее сплавами, нихром со сталью) может быть осуществлена припоем ПОС 61, ПОС 50 с применением флюса следующего состава, г: вазелин технический - 100, порошкообразный хлористый цинк - 7, глицерин - 5. Компоненты тщательно перемешивают до получения однородной массы.

Соединяемые поверхности хорошо зачищают шлифовальной шкуркой и протирают тампоном, смоченным в 10%-ном спиртовом растворе хлористой меди, обрабатывают флюсом, лудят и только после этого паяют. При лужении нихромового провода возникает проблема обеспечения надежного электрического соединения нихромового провода с медным проволочным выводом — ведь нихром плохо поддается лужению с обычным канифольным флюсом.
Значительно легче облудить конец нихромового провода, если в качестве флюса использовать обычную лимонную кислоту в порошке. На деревянную подставку насыпают очень немного (в объеме двух спичечных головок) порошка лимонной кислоты, кладут на порошок зачищенный конец провода и с некоторым усилием водят по нему жалом горячего паяльника. Порошок плавится и хорошо смачивает провод.
Залуженный проводник кладут на канифоль и еще раз облуживают — это необходимо для того, чтобы удалить с провода остатки лимонной кислоты. Описанным способом можно лудить мелкие предметы из стали и других металлов.
Ответ:
Как отремонтировать заземляющее устройство

Как отремонтировать заземляющее устройство. В заземляющей сети наиболее часто повреждаются сварные швы, соединяющие ее отдельные участки друг с другом. Целость сварных швов проверяют ударами молотка по сварным стыкам. Дефектный шов вырубают зубилом и вновь заваривают дуговой, автогенной или термитной сваркой.

До начала ремонта заземляющей сети проверяют сопротивление заземлителя растеканию. Если оно выше нормы (4 или 10 Ом), то принимают меры к его снижению. Для этого надо увеличить количество электродов заземлителя или вокруг электрода поочередно уложить в радиусе 250 - 300 мм слои соли к земли толщиной 10—15 мм. Каждый укладываемый слой поливают водой. Таким способом обрабатывают землю вокруг верхней части электрода заземлителя. Повторную обработку земли вокруг электродов заземлителя необходимо проводить через каждые 3 - 4 года.
Ответ:
Правила выполнения работ по устройству заземления

Заземляющее устройство – это совокупность заземлителя и заземляющих проводников.
Заземлитель – представляет собой металлический проводник, находящийся в непосредственном соединении с землёй.
Заземляющими проводниками являются металлические проводники, соединяющие заземляемые части электроустановки с заземлителем.
Заземлением какой либо части электроустановки называют преднамеренное электрическое соединение с заземляющим устройством.
Напряжением относительно земли при замыкании на корпус называют напряжение между этим корпусом и точками земли, находящимися вне зоны токов в земле, но не ближе 20 м.
Сопротивление заземляющего устройства – это сумма сопротивлений, состоящие из сопротивления заземлителя относительно земли и сопротивления заземляющих проводников.
Сопротивление заземлителя – отношение напряжения на заземлителе относительно земли к току, проходящему через заземлитель.
Искуственные и естественные заземлители
Искусственные заземлители применяют тогда, когда естественные заземлители не удовлетворяют требования ПУЭ. В качестве естественных заземлителей используются: проложенные в земле стальные водопроводные трубы, соединённые в стыках газо- или электросваркой; трубы артезианских скважин; металлические конструкции зданий и сооружений, имеющие надёжное соединение с землёй; различного рода трубопроводы, проложенные под землей.
Не допускается использовать в качестве естественных заземлителей нефтепроводы бензопроводы газопроводы и м подобные.
Для искусственных заземлителей применяют отрезки угловой стали 50 мм. Длинной 2,5 – 3 метра, которые забивают вертикально в траншее глубиной 70 см., оставляя над поверхностью дна траншеи 10 см. заземлителя. К этим заземлителям приваривают, проложенную в траншее круглую сталь диаметром 10 – 16 мм. или полосовую сталь сечением мм. по всему контуру.

Сопротивление заземляющего устройства
По ПУЭ в электроустановках до 1000 В с глухим заземлением нейтрали сопротивление заземляющие устройства должно быть не боле 4 Ом. Для электроустановок выше 1000 В.с большими токами замыкания на землю сопротивление заземляющего устройство должно быть не более 0,5 Ом.

Для электроустановок выше 1000 В с малыми токами замыкания на землю сопротивление заземляющего устройства удовлетворять условию Rз < Uз/Iз, где Uз = 250 В., если заземляющее устройство используется только для установок напряжением выше 1000 В, Uз=125 В., если заземляющее устройство одновременно используется и для установок до 1000 В., I з- расчетный ток замыкания на землю.
Если заземляющее устройство является общим для РУ электроустановок различных напряжений, то за расчетную сопротивлений заземления принимается наименьшая из требуемых величин. Емкостной ток замыкания на землю определяют по приближенной формуле. Iз = U(35lх +lв)/350, гдеU - линейное напряжение сети, lх и lв- суммарная длинна электрически связанных между собой кабельных и воздушных линий, км.
Монтаж заземляющего устройства
Все соединения в цепях заземлителей выполняют сваркой внахлёстку. Качество сварных швов проверяют осмотром, а прочность – ударом молотка массой 1 кг. Места сварки покрывают битумным лаком против коррозии.
Монтаж заземляющих и нулевых защитных проводников. Заземляющие проводники прокладывают горизонтально и вертикально по конструкциям зданий.

В сухих помещениях заземляющие проводники укладывают непосредственно по бетонным или кирпичным стенам с краплением полос под дюбель, а в сырых помещениях на подкладках на расстоянии не мене 10 мм. от стены.
Проводники крепят на расстояниях 600 – 1000 мм., на прямых участках, и 100 мм на поворотах, 400 – 600 мм от уровня пола. Заземляющие проводники к корпусам машин и аппаратов присоединяют под болт.
Ответ:
Международная классификация систем заземлений обозначается заглавными буквами. Первая буква указывает на характер заземления источника питания, а вторая — на характер заземления открытых частей электроустановки.
Первая буква — состояние нейтрали источника питания относительно земли:
Т — заземленная нейтраль, непосредственная связь нейтрали источника электропитания с землей (лат. terra),
I — изолированная нейтраль (англ. isolation).
Вторая буква — состояние открытых проводящих частей относительно земли:
Т — открытые проводящие части заземлены, т. е. существует раздельное (местное) заземление источника электропитания и электрооборудования,
N — источник электропитания заземлен, а заземление потребителей производится только через PEN-проводник (ит. Neutre — нейтраль).
Последующие (после N) буквы — совмещение в одном проводнике или разделение функций нулевого рабочего и нулевого защитного проводников:
С — функции нулевого защитного и нулевого рабочего проводников совмещены в одном проводнике (PEN-проводник), (англ. Combined),
S — нулевой рабочий (N) и нулевой защитный (РЕ) проводники разделены (англ. Separated).
Нефазные проводники называются так:
N — нулевой рабочий (нейтральный) проводник (англ. neutral),
РЕ — защитный проводник (заземляющий проводник, нулевой защитный проводник, защитный проводник системы уравнивания потенциалов, от англ. Protective Earth),
PEN — совмещенный нулевой защитный и нулевой рабочий проводники (англ. Protective Earth and Neutral). PEN и его элементы — стандарты Международной Электротехнической Комиссии (МЭК).
Ответ:
Высоковольтные вакуумные выключатели — устройство и принцип работы



Среди современного высоковольтного оборудования, предназначенного для коммутации электрических цепей в энергетике, особое место отводится вакуумным выключателям. Они широко применяются в сетях от 6 до 35 кВ и реже в схемах 110 или 220 кВ включительно.

Их номинальный ток отключения может составлять от 20 до 40 кА, а электродинамической стойкости — порядка 50÷100. Общее время отключения таким выключателем нагрузки или аварии составляет около 45 миллисекунд.

Каждая фаза цепи надежно отделена изоляторами и в то же время все оборудование конструктивно собрано на едином общем приводе. Шины подстанции подключаются на входные вывода выключателя, а отходящего присоединения — на выводные.
Внутри вакуумной дугогасящей камеры работают силовые контакты, прижимаемые между собой так, чтобы обеспечить минимальное переходное сопротивление и надежное прохождение токов как нагрузки, так и аварии.
Верхняя часть контактной системы стационарно закреплена, а нижняя под действием усилия привода способна перемещаться строго в осевом направлении.

На картинке видно, что контактные пластины расположены в вакуумной камере и приводятся в движение тягами, управляемыми силами натяжения пружин и катушек электромагнитов. Вся эта конструкция расположена внутри системы изоляторов, исключающих возникновение токов утечек.
Стенки вакуумной камеры выполнены из очищенных металлов, сплавов и специальных составов керамики, обеспечивающих герметичность рабочей среды в течение нескольких десятилетий. Для исключения попадания воздуха при перемещениях подвижного контакта установлено сильфонное устройство.
Якорь электромагнита постоянного тока способен двигаться на замыкание силовых контактов или их разрыв за счет смены полярности подаваемого на обмотку напряжения. Постоянный круговой магнит, встроенный в конструкцию привода, удерживает подвижную часть в любом сработанном положении.
Система пружин обеспечивает создание оптимальных скоростей передвижения якоря при коммутациях, исключения дребезга контактов и возможностей пробоев конструкции стенок.
Внутри корпуса выключателя собрана кинематическая и электрическая схемы с синхронизирующим валом и дополнительными блок-контактами, обеспечивающими возможности контроля и управления положением выключателя в любом состоянии.
Назначение
По своим функциональным задачам вакуумный выключатель ничем не отличается от других аналогов высоковольтного оборудования. Он обеспечивает:
1. надежное прохождение номинальных электрических мощностей при длительной работе;
2. возможности гарантированных коммутаций оборудования электротехническим персоналом в ручном или автоматическом режиме при оперативных переключениях для изменений конфигурации действующей схемы;
3. автоматическую ликвидацию возникающих аварий за минимально возможное время.
Принципиальное отличие вакуумного выключателя состоит в способе гашения электрической дуги, возникающей при разъединении контактов во время отключения. Если у его аналогов для этого создается среда сжатого воздуха, масла или элегаза, то здесь работает вакуум.
Принцип гашения дуги в силовой схеме
Обе контактных пластины работают в среде вакуума, образованного за счет откачки газов из сосуда дугогасящей камеры до 10-6÷10-8 Н/см2. При этом создается высокая электрическая прочность, характеризующаяся усиленными диэлектрическими свойствами.
С началом движения приводом контактов на разъединение между ними появляется промежуток, сразу содержащий вакуум. Внутри него начинается процесс испарения нагретого металла контактных площадок. Через эти пары продолжает протекать ток нагрузки. Он инициирует образование дополнительных электрических разрядов, создающих дугу в среде вакуума, продолжающую развиваться за счет испарения и отрыва паров металла.
Под действием приложенной разности потенциалов образованные ионы движутся в определенном направлении, создавая плазму.

В ее среде продолжается протекание электрического тока, идет дальнейшая ионизация.


Поскольку выключатель работает с переменным электрическим током, то его направление в течение каждого полупериода меняется на противоположное. При переходе синусоиды через ноль ток отсутствует. За счет этого дуга резко гаснет и обрывается, а отторгнутые ионы металла прекращают выделяться и за 7÷10 микросекунд полностью оседают на ближайших поверхностях контактов или остальных частях дугогасящей камеры.
В этот момент электрическая прочность промежутка между силовыми контактами, заполненная вакуумом, практически мгновенно восстанавливается, чем обеспечивается окончательное отключение тока нагрузки. В следующем полупериоде синусоиды электрическая дуга возникнуть уже не может.

Таким образом, для прекращения действия электрической дуги в среде вакуума при размыкании силовых контактов достаточно переменному току сменить свое направление.
Технологические особенности различных моделей
Конструкции вакуумных выключателей создаются для длительной работы на открытом воздухе или в закрытых сооружениях. Устройства наружной установки изготавливаются с цельнолитыми полюсами, выполненными с изоляцией из кремнийорганических материалов, а для внутренней работы применяют литые компаунды эпоксидных составов.
Вакуумные камеры в заводских условиях изготавливают съемными, оптимально настроенными для установки в литом корпусе. Внутри них уже размещены силовые контакты из специальных сортов легированных сплавов. Они, благодаря примененному принципу работы и конструкции, обеспечивают мягкое гашение электрической дуги, исключают возможности образования перенапряжений в схеме.
Универсальный электромагнитный привод используется во всех конструкциях вакуумных выключателей. Он удерживает силовые контакты в замкнутом или отключенном состоянии за счет энергии мощных магнитов.
Коммутация и фиксация контактной системы осуществляется положением «магнитной защелки», переключающей цепь магнитов на воссоединение или отключение подвижного якоря. Встроенные пружинные элементы позволяют осуществлять ручные переключения электротехническому персоналу.
Для управления работой вакуумным выключателем используются типовые релейные схемы или электронные, микропроцессорные блоки, которые могут быть расположены непосредственно в корпусе привода или выполнены выносными устройствами в отдельных шкафах, блоках или на панелях.
Ответ:

Указатели напряжения — переносные приборы, предназначенные для проверки наличия или отсутствия напряжения на токоведущих частях. Такая проверка необходима, например, при работе непосредственно на отключенных токоведущих частях, при контроле исправности электроустановок, отыскании повреждений в электроустановке, проверке электрической схемы и т.п.

Во всех этих случаях требуется установить лишь наличие или отсутствие напряжения, но не его значение, которое, как правило, известно.

Указатели напряжения. Все указатели имеют световой сигнал, загорание которого свидетельствует о наличии напряжения на проверяемой части или между проверяемыми частями. Указатели бывают для электроустановок до 1000 В и выше.

Указатели, предназначенные для электроустановок до 1000 В, делятся на двухполюсные и однополюсные.

Двухполюсные указатели требуют прикосновения к двум частям электроустановки, между которыми необходимо определить наличие или отсутствие напряжения. Принцип их действия — свечение неоновой лампочки или лампы накаливания (мощностью не более 10 Вт) при протекании через нее тока, обусловленного разностью потенциалов между двумя частями электрической установки, к которым прикасается указатель. Потребляя малый ток — от долей до нескольких миллиампер, лампа обеспечивает устойчивый и четкий световой сигнал, излучая оранжево-красный свет.

После возникновения разряда ток в цепи лампы постепенно увеличивается, т.е. сопротивление лампы как бы уменьшается, что в конце концов приводит к выходу лампы из строя. Для ограничения тока до нормального значения последовательно с лампой включается резистор.


Указатели напряжения
Двухполюсные указатели могут применяться в установках как переменного, так и постоянного тока. Однако при переменном токе металлические части указателя — цоколь лампы, провод, щуп могут создать емкость относительно земли или других фаз электроустановки, достаточную для того, чтобы при касании к фазе лишь одного щупа указатель с неоновой лампочкой светился. Чтобы исключить это явление, схему дополняют шунтирующим резистором, шунтирующим неоновую лампочку и обладающим сопротивлением, равным добавочному резистору.

Указатели напряжения. Однополюсные указатели требуют прикосновения лишь к одной — испытуемой токоведущей части. Связь с землей обеспечивается через тело человека, который пальцем руки создает контакт с цепью указателя. При этом ток не превышает 0,3 мА.

Изготовляются однополюсные указатели обычно в виде автоматической ручки, в корпусе которой, выполненном из изоляционного материала и имеющем смотровое отверстие, размещены сигнальная лампочка и резистор; на нижнем конце корпуса укреплен металлический щуп, а на верхнем — плоский металлический контакт, которого пальцем касается оператор.

Однополюсный указатель может применяться только в установках переменного тока, поскольку при постоянном токе его лампочка не горит и при наличии напряжения. Его рекомендуется применять при проверке схем вторичной коммутации, определении фазного провода в электросчетчиках, ламповых патронах, выключателях, предохранителях и т.п.

При пользовании указателями напряжения до 1000 В можно обходиться без защитных средств.

Правила техники безопасности запрещают применять вместо указателя напряжения так называемую контрольную лампу — лампу накаливания, ввернутую в патрон, заряженный двумя короткими проводами. Это запрещение вызвано тем, что при случайном включении лампы на напряжение большее, чем она рассчитана, или при ударе о твердый предмет возможен взрыв ее колбы и, как следствие, ранение оператора.
Указатели для электроустановок напряжением выше 1000 В, называемые также указателями высокого напряжения (УВН), действуют по принципу свечения неоновой лампочки при протекании через нее емкостного тока, т.е. зарядного тока конденсатора, включенного последовательно с лампочкой. Эти указатели пригодны лишь для установок переменного тока и приближать их надо только к одной фазе.

Конструкции указателей различны, однако всегда УВН имеют три основные части: рабочую, состоящую из корпуса, сигнальной лампы, конденсатора и пр, изолирующую, обеспечивающую изоляцию оператора от токоведущих частей и изготовляемую из изоляционных материалов, рукоятку, предназначенную для удержания указателя.

Указатели напряжения. При пользовании УВН необходимо применять диэлектрические перчатки. Каждый раз перед применением УВН необходимо произвести наружный осмотр его, чтобы убедиться в отсутствии внешних повреждений и проверить исправность его действия, т.е. способность подавать сигнал.

Такая проверка производится путем приближения щупа указателя к токоведущим частям электроустановки, заведомо находящимся под напряжением. Проверка исправности может производиться и с помощью специальных источников высокого напряжения, а также с помощью мегомметра и, наконец, путем приближения щупа указателя к свече зажигания работающего двигателя автомобиля или мотоцикла.

Запрещается заземлять указатели, поскольку они и без заземления обеспечивают достаточно четкий сигнал, к тому же заземляющий провод может, прикоснувшись к токоведущим частям, явиться причиной несчастного случая.

В отдельных ситуациях, когда емкость указателя относительно заземленных предметов оказывается весьма малой (например, при работах на деревянных опорах воздушных линий электропередачи), указатель напряжения должен быть заземлен.
Ответ:
Фазировка трансформаторов для включения их на параллельную работу



Фазировка трансформаторов проводится для включения их на параллельную работу.
Фазировкой называется проверка совпадения по фазам одноименных напряжений включаемого трансформатора и сети или другого, работающего трансформатора. Проверка сводится к отысканию пар выводов, напряжение между которыми равно нулю. На обмотках до 0,4 кВ проверка производится вольтметром, до 10 кВ — указателями напряжения, свыше 10 кВ — с помощью измерительных трансформаторов напряжения.
Приборы для фазировки трансформаторов с заземленными нейтралями должны быть рассчитаны на двойное линейное напряжение. На напряжении до 10 кВ используются два указателя напряжения, в один из которых вместо конденсатора и неоновой лампы встроены резисторы сопротивлением 3—4 МОм при напряжении до 6 кВ и 5—7 МОм — при 10 кВ. Зажимы указателей соединяют гибким проводом с усиленной изоляцией.
Условия параллельной работы трансформаторов:
1. – группы соединений обмоток трансформаторов должны быть одинаковы;
2. – равенство коэффициентов трансформации линейных напряжений на холостом ходу;
3. – равенство напряжений короткого замыкания. Фазировка трансформаторов это проверка совпадения фаз вторичных напряжений у двух трансформаторов, включаемых на параллельную работу.
Как выполнить фазировку трансформаторов
Как правило фазировка выполняется на низшем напряжении трансформаторов. На обмотках напряжением до 1000 В фазировка проводится вольтметром на соответствующее напряжение.
Для получения замкнутого электрического контура при выполнении измерений, фазируемые обмотки следует предварительно соединить в одной точке, у обмоток с заземленной нейтралью такой точкой является соединение нейтралей через землю.
У обмоток с изолированной нейтралью перефазировкой соединяют любые два вывода фазируемых обмоток.
При фазировке трансформаторов с заземленными нейтралями, смотрите рисунок а – измеряют напряжение между выводом а1 и тремя выводами а2, в2, с2, затем между выводом в1 и этими же тремя выводами, и наконец между с1 и всё теми же тремя выводами.

Схемы фазировки трансформаторов для включения их на параллельную работу
При фазировке трансформаторов без заземленных нейтралей, смотрите рисунок б, последовательно ставят перемычку сначала между выводами а2 – а1 и измеряют напряжение между выводами b2 – b1 и c2 – c1, затем ставят перемычку между выводами b2 – b1 и замеряют напряжение между выводами а2 – а1 и с2 – с1, и наконец ставят перемычку между выводами с2 – с1 и замеряют напряжение между выводами а2 – а1 и b2 – b1.
Для параллельной работы трансформаторов соединяются те выводы между которыми нет напряжения.

Фазировка силовых трансформаторов (Т1 и Т2) на напряжении выше 1 кВ с помощью трансформаторов напряжения (TV1 и ТV2), шинносоединительный выключатель Q отключен.
На параллельную работу включаются трансформаторы с одинаковыми группами соединения. В ряде случаев одна группа может быть приведена к другой путем простых пересоединений. Так, возможность параллельной работы групп 0, 4, 8; 6, 10, 2; 11,3, 7; 5, 9, 1, разнящихся на 4 часа (120 электрических градусов), обеспечивается круговой перестановкой фаз.
Трансформаторы групп 0,4 и 8 могут работать параллельно с трансформаторами групп 6, 10 и 2 (сдвиг на 180 град. эл.), если поменять местами начало и конец первичной или вторичной обмотки одного из трансформаторов.
Параллельную работу некоторых нечетных групп можно обеспечить, перекрестив две фазы на высшем и низшем напряжении. В то же время практически невозможно осуществить параллельную работу трансформаторов четных и нечетных групп.
Ответ:
Как выполняется защита силовых трансформаторов



Для силовых трансформаторов с обмоткой высшего напряжения больше 1000 В предусматривается релейная защита от следующих видов повреждении и ненормальных режимов работы:
1) многофазных замыканий в обмотках и на их выводах,
2) внутренних повреждений (витковых замыканий в обмотках и «пожара стали» магнитопровода),
3) однофазных замыканий на землю,
4) сверхтоков в обмотках, обусловленных внешними короткими замыканиями,
5) сверхтоков в обмотках, обусловленных перегрузкой (если она возможна),
6) понижения уровня масла.
При выполнении защит трансформатора необходимо учитывать некоторые особенности его нормальной работы: броски тока намагничивания при включении трансформатора под напряжение, влияние коэффициента трансформации и схем соединения обмоток трансформатора.
Для защиты от многофазных замыканий в обмотках и на выводах трансформаторов мощностью 6300 кВА и выше, работающих одиночно, мощностью 4000 кВА и выше, работающих параллельно, а также мощностью 1000 кВА и выше, если токовая отсечка не обеспечивает необходимой чувствительности, максимальная токовая защита имеет выдержку времени более 0,5 с и отсутствует газовая защита, предусматривается продольная дифференциальная защита с циркулирующими токами, действующая на отключение выключателей силового трансформатора без выдержки времени.
Особенностью дифзащиты трансформаторов по сравнению с дифзащитой генераторов, линий и т. л. является неравенство первичных токов разных обмоток трансформатора и их несовпадение в общем случае по фазе.
Для компенсации сдвига токов по фазе вторичные обмотки трансформаторов тока, установленных со стороны звезды силового трансформатора, соединяют в треугольник, а вторичные обмотки трансформаторов тока, установленных со стороны треугольника силового трансформатора, — в звезду. Компенсация неравенства первичных токов достигается правильным подбором коэффициентов трансформации трансформаторов тока.
Когда нельзя подобрать коэффициент трансформации трансформаторов тока таким образом, чтобы разность вторичных токов в плечах дифзащиты была меньше 10 % (так как трансформаторы тока имеют стандартное значение коэффициента трансформации), при выполнении защиты для компенсации неравенства токов используют дифференциальные реле типа РНТ, реже — выравнивающие трансформаторы и автотрансформаторы.
Если не предусматривается продольная дифференциальная защита (как правило, на одиночно работающих трансформаторах мощностью ниже 6300 кВА и параллельно работающих трансформаторах мощностью ниже 4000 кВА), то в этих случаях со стороны источника питания устанавливается токовая отсечка без выдержки времени, охватывающая часть обмотки трансформатора.
На рабочих и резервных трансформаторах собственных нужд тепловых электростанций применяется продольная дифзащита, при мощности 4000 кВА допускается токовая отсечка.

Наиболее простой схемой выполнения продольной дифзащиты является дифференциальная токовая отсечка, которая применяется в случаях, когда она удовлетворяет требованиям чувствительности. Если это условие не выполняется, в продольной дифзащите используют реле типа РНТ.
Реле РНТ имеют насыщающиеся трансформаторы (НТ), обеспечивающие снижение токов, обусловленных бросками тока намагничивания, и токов небаланса, возникающих во время переходного процесса при внешних коротких замыканиях, и компенсирующие неравенство вторичных токов трансформаторов тока.
На трансформаторах с регулированием напряжения под нагрузкой или многообмоточных трансформаторах с несколькими питающими обмотками, когда вследствие больших токов небаланса в реле при внешних коротких замыканиях защита с насыщающимися трансформаторами не обеспечивает требуемой чувствительности, предусматривается дифзащита с торможением и установкой реле типа ДЗТ или их заменяющими.
Предварительно защита рассчитывается для случая применения реле без торможения. Если она оказывается недостаточно чувствительной, применяют реле с минимальным числом тормозных обмоток, обеспечивающих требуемую чувствительность. Ток срабатывания продольной дифзащиты должен быть отстроен от токов намагничивания и токов небаланса.
Защита силовых трансформаторов от внутренних повреждений
Для защиты от внутренних повреждений (витковых замыканий в обмотках, сопровождающихся выделением газа) и от понижения уровня масла на трансформаторах мощностью 6300 кВА и выше, а также на трансформаторах мощностью 1000 - 4000 кВА, не имеющих дифзащиты или отсечки, и если максимальная токовая защита имеет выдержку времени 1 с и более, применяется газовая защита с действием на сигнал при слабых и на отключение при интенсивных газообразованиях. Применение газовой защиты является обязательным на внутрицеховых трансформаторах мощностью 630 кВА и выше независимо от наличия других быстродействующих защит.
Газовая защита устанавливается на трансформаторах, автотрансформаторах и реакторах с масляным охлаждением, имеющих расширители, и осуществляется с помощью поплавковых, лопастных и чашечных газовых реле. Газовая защита является единственной защитой трансформаторов от «пожара стали» магнитопровода, возникающего при нарушении изоляции между листами стали.
Допускается действие газовой защиты па сигнал как при слабом, так и при сильном газообразовании на трансформаторах, имеющих дифзащиту или отсечку, не имеющих выключателей, а также на внутрицеховых мощностью 1600 кВА и меньше при наличии защиты от коротких замыканий со стороны источника питания.

Защита трансформаторов от однофазных замыканий на землю
Для защиты от однофазных замыканий на землю повышающих трансформаторов мощностью 1000 кВА и более, присоединенных к сетям с большими токами замыкания на землю, а также на понижающих трансформаторах с заземленной нейтралью предусматривается максимальная токовая защита нулевой последовательности от токов внешних замыканий на землю, действующая на отключение.
В связи с широким применением трансформаторов 6 - 10/0,4 - 0,23 кВ со схемой соединения обмоток треугольник — звезда, имеющих глухозаземленную нейтраль на стороне 0,4 кВ, у которых реактивное и активное сопротивления нулевой последовательности равны сопротивлениям прямой последовательности, токи однофазных коротких замыканий на стороне 0,4 кВ будут равны токам трехфазных коротких замыканий при коротких замыканиях на зажимах трансформатора или вблизи них.
При этих токах может работать максимальная токовая защита, установленная на стороне ВН, с достаточной чувствительностью, и защиту в нейтрали трансформатора допустимо не устанавливать, оставив ее только для защиты трансформатора при схеме блока трансформатор — магистраль при протяженном шинопроводе магистрали. Ток срабатывания реле защиты от однофазных коротких замыканий трансформаторов при коротких замыканиях на стороне 0,4 кВ (защита присоединена к трансформатору тока в пулевом проводе у нейтрали трансформатора) должен составлять для соединения обмоток:

где kн —коэффициент надежности, равный 1,15—1,25; kп — коэффициент, учитывающий перегрузку и равный 1,3 для масляных и 1,4 для сухих трансформаторов при отсутствии расчетных данных, kвоз — коэффициент возврата реле, kт.т — коэффициент трансформации трансформатора тока, Iном.т — номинальный ток силового трансформатора.
В сетях с малыми токами замыкания на землю защита от однофазных замыканий на землю с действием на отключение устанавливается на трансформаторах в том случае, если такая защита имеется в сети.

Защита трансформаторов от сверхтоков в обмотках, обусловленных внешними короткими замыканиями
Для защиты понижающих трансформаторов от токов, обусловленных внешними короткими замыканиями, предусматривается максимальная токовая защита без пуска или с пуском от реле минимального напряжения, действующая на отключение выключателя. Вследствие низкой чувствительности максимальная токовая защита без пуска от реле минимального напряжения применяется только на трансформаторах мощностью до 1000 кВА.
Для защиты повышающих трансформаторов от внешних коротких замыканий. применяется максимальная токовая защита с пуском от реле минимального напряжения или токовая защита нулевой последовательности.
Максимальная токовая защита с пуском от реле минимального напряжения для повышающих многообмоточных трансформаторов получается довольно сложной (из-за наличия нескольких комплектов реле минимального напряжения) и недостаточно чувствительной по току. В этом случае применяется токовая защита нулевой последовательности. Последняя рекомендуется на повышающих трансформаторах мощностью 1000 кВА и более с глухозаземленной нейтралью.
Если защита повышающих трансформаторов не обеспечивает требуемой чувствительности, то для защиты трансформаторов допускается использовать токовые реле соответствующей защиты генераторов.
В ряде случаев для защиты мощных трансформаторов применяется токовая защита обратной последовательности, которая легко согласуется с аналогичной защитой генераторов.
На многообмоточных трансформаторах с питанием с нескольких сторон для обеспечения избирательности действия защита выполняется направленной.
Для защиты от перегрузки параллельно работающих нескольких трансформаторов мощностью по 400 кВА и более, а также при раздельной работе и наличии АВР предусматривается однофазная максимальная токовая защита, действующая на сигнал.
На необслуживаемых подстанциях защита может выполняться с действием на автоматическую разгрузку или отключение трансформатора.
Ответ:

Силовые трансформаторы - неотъемлемые элементы энергосистемы. Данные элементы выполняют очень важную функцию - они преобразуют электроэнергию из одного значения напряжение в другое значение, необходимое для дальнейшей передачи энергии или для питания конечных потребителей.
Важнейшей задачей энергетики является поддержание нормального и бесперебойного режима работы оборудования, в том числе и силовых трансформаторов, который может быть обеспечен только при правильной его эксплуатации. В данной статье подробно рассмотрим особенности эксплуатации силовых трансформаторов.

Требования к установке силовых трансформаторов
Прежде всего, следует отметить, что правильная и безаварийная эксплуатация силовых трансформаторов возможна только при соблюдении требований при его установке.
Трансформаторы, конструктивно имеющие газовую защиту, должны устанавливаться на фундамент оборудования под небольшим уклоном таким образом, чтобы верхняя крышка трансформатора поднималась в сторону газового реле на 1-1,5%, а маслопровод к расширителю на 2-4 %. Трансформаторы номинальной мощностью до 1000 кВА, как правило, не комплектуются газовой защитой, поэтому они устанавливаются без уклона.
Наиболее важным условием правильной эксплуатации силового трансформатора является соблюдение нормированного температурного режима при его работе. Поэтому очень важно выполнить все требования завода-изготовителя относительно установки трансформатора. Основная задача в данном случае – обеспечить нормальную работу трансформатора под нагрузкой с учетом возможных изменений температуры окружающей среды.
Температурный режим работы трансформатора
Работа трансформатора в нормальном температурном режиме обеспечивается, прежде всего, предусмотренной конструктивно системой охлаждения. Соответственно нормальная эксплуатация силового трансформатора возможна только при условии исправности и эффективной работы системы охлаждения.
Если трансформатор устанавливается в закрытой камере, то помимо штатной системы охлаждения должна быть обеспечена эффективная вентиляция в помещении. Для трансформаторов небольшой мощности, как правило, ограничиваются естественной вентиляцией. В зависимости от местных условий, характеристик работы силового трансформатора и его мощности, может быть предусмотрено наличие принудительной приточно-вытяжной вентиляции. Эффективность охлаждения трансформатора определяется по разнице температур приточного и отводимого воздуха – она не должна превышать 15 град.
Отвод тепла от обмоток масляных трансформаторов обеспечивается при помощи трансформаторного масла, в которое помещены обмотки данного элемента оборудования. Во избежание повреждения обмоток в процессе эксплуатации должен быть соблюден требуемый уровень масла в баке трансформатора. Поэтому эксплуатация трансформатора предусматривает контроль уровня масла в расширителе бака трансформатора. Уровень масла должен находиться в пределах допустимых границ и примерно соответствовать температуре окружающей среды с учетом текущей нагрузки на трансформаторе.
Также на трансформаторах устанавливаются термометры или датчики температуры, посредством которых осуществляется контроль над температурой верхних слоев масла трансформатора, которая должна соответствовать требованиям, предъявляемым к той или иной системе охлаждения.

Нагрузочный режим работы трансформатора
Контроль нагрузочного режима – одна из важнейших задач при эксплуатации силового трансформатора. Ток нагрузки каждой из обмоток трансформатора не должен превышать номинальное значение. Допускаются незначительные перегрузки, величина и продолжительность которых зависит от множества факторов – эти данные указываются в документации по эксплуатации.
Продолжительная перегрузка трансформаторов выше допустимых норм негативно сказывается на сроке эксплуатации трансформатора. Поэтому в случае нехватки мощности трансформатор должен быть заменен на более мощный, который будет соответствовать текущим потребностям потребителей.
В случае сезонных перепадов нагрузок при нехватке мощности вариантом решения проблемы будет установка дополнительного трансформатора, который при необходимости включается в параллельную работу. Включать на параллельную работу трансформаторы можно только при соблюдении нескольких условий:
равенство групп соединения обмоток;
соотношение номинальных мощностей трансформаторов не более 1 к 3;
равенство номинальных напряжений (допускается 0,5% разницы между коэффициентами трансформации);
равенство напряжения короткого замыкания (допускается отклонение 10%);
соблюдение фазировки при соединении обмоток.

Пожарная безопасность при эксплуатации силовых трансформаторов
Силовые трансформаторы – это оборудование повышенной пожарной опасности. Поэтому в процессе эксплуатации силовых трансформаторов необходимо строго соблюдать правила пожарной безопасности.
В закрытой камере или на территории открытого распределительного устройства, где установлен трансформатор, должны быть в наличии необходимые средства пожаротушения – ящики с песком, огнетушители.
Для трансформаторов большой мощности монтируются специальные автоматические установки для тушения пожара. В данном случае эксплуатация трансформаторов предусматривает периодические проверки работоспособности и техническое обслуживание данных установок.
Для трансформаторов с большим объемом трансформаторного масла во избежание растекания масла в случае нарушения герметичности бака устанавливаются специальные маслоприемники, которые связаны трубопроводами с резервуаром-маслосборником. В случае повреждения трансформатора весь объем масла попадет в маслосборник.
На энергетических объектах особое внимание уделяется подготовке обслуживающего персонала в вопросах пожарной безопасности: организуется обучение, периодическая проверка знаний правил пожарной безопасности, проводятся противопожарные тренировки, разрабатываются специальные схемы пожаротушения с учетом местных условий.
Защита силовых трансформаторов
Эксплуатация силовых трансформаторов в пределах заявленного срока службы обеспечивается благодаря наличию защитных устройств, основная задача которых - защита трансформаторов от нежелательных перегрузок и внутренних повреждений.
Поэтому эксплуатация трансформаторов также включает в себя своевременную проверку и техническое обслуживание элементов релейной защиты и автоматики трансформатора.

Как осуществляется эксплуатация силовых трансформаторов на энергетических объектах
Для обеспечения бесперебойной и продолжительной работы эксплуатация силовых трансформаторов на подстанциях включает в себя следующие мероприятия:
проведение периодических осмотров оборудования;
проведение плановых текущих и капитальных ремонтов;
устранение неисправностей после аварийных ситуаций.
Периодичность осмотров трансформаторов зависит от типа электроустановки. В электроустановках с постоянным дежурством оперативного персонала осмотр осуществляется один раз в сутки, без постоянного персонала - не менее одного раза в месяц, а осмотр трансформаторов в распределительных пунктах - один раз в 6 месяцев.
В зависимости от условий работы трансформатора, в частности нагрузочного режима, температуры окружающей среды, а также технического состояния элемента оборудования в целом периодичность осмотров может быть изменена.
В случае возникновения аварийных ситуаций, после срабатывания защит или резкого изменения температуры окружающей среды производятся внеочередные осмотры трансформатора.
Осмотры трансформаторов производятся без их отключения. При осмотре силового трансформатора проверяются:
показания датчиков температуры, уровень масла в расширителе и соответствие этих данных среднесуточной температуре окружающей среды с учетом величины нагрузки силового трансформатора;
отсутствие посторонних потрескиваний внутри бака трансформатора, шумов, не характерных для нормальной работы трансформатора;
целостность заземляющего проводника (шины);
целостность и отсутствие загрязнений изоляторов вводов, давление масла и отсутствие течи на герметичных вводах;
состояние ошиновки и контактных соединений, отсутствие их нагрева;
отсутствие течи масла на баке трансформатора, трубопроводах и других элементах конструкции;
состояние сигнального силикагеля в воздухоосушителе;
исправность и правильную работу маслоочистного оборудования, охлаждающих устройств;
при наличии РПН – соответствие положения РПН на приводе, расположенном на трансформаторе и на указателе, находящемся на панели защит, управления и автоматики;
также на панели защит проверяются показания приборов – ток нагрузки и уровни напряжения по каждой из сторон, отсутствие посторонних сигналов защит и автоматики, соответствие положений переключающих устройств нормальной схеме работы оборудования.
Эксплуатация трансформаторов также включает в себя контроль над уровнями напряжений у потребителя. В случае отклонения напряжений за пределы допустимых значений осуществляется регулировка напряжения посредством переключений ответвлений обмоток устройствами ПБВ или РПН.
Ответ:
Параллельная работа трансформаторов – подключение трансформаторов на совместную работу, при таком подключении соединяются между собой одноименные выводы обмоток со стороны высокого напряжения и выводы обмотки сторон низкого напряжения.
Соединение только первичных, или только вторичных обмоток между собой не следует смешивать с параллельной работой трансформаторов. Такое соединение определяется, как совместная работа двух трансформаторов.
При необходимости включения трансформаторов на параллельную работу во избежание негативных последствий для оборудования необходимо учитывать несколько факторов. Рассмотрим подробно условия включения силовых трансформаторов на параллельную работу.

Равенство групп соединения обмоток
Существует несколько групп соединений обмоток трансформатора. Каждая группа отличается своим углом сдвига фаз первичного и вторичного напряжений. Поэтому если включить два трансформатора с разными группами соединения обмоток на параллельную работу, то это приведет к возникновению больших уравнительных токов в обмотках, которые приведут к выходу из строя трансформаторы.
Поэтому первым условием включения трансформаторов на параллельную работу является равенство их групп соединений обмоток.

Номинальная мощность трансформаторов
Второе условие, необходимое для возможности включения трансформаторов на параллельную работу – соотношение их номинальной мощности не более 1 к 3. Например, если номинальная мощность одного трансформатора 1000 кВА, то он может быть включен на параллельную работу с другим трансформатором, мощностью 400 кВА до 2500 кВА – все величины из данного диапазона мощности в соотношении с мощностью 1000 кВА не более 1 к 3.
Параллельная работа трансформаторов с различной номинальной мощностью:


Номинальное напряжение обмоток, коэффициент трансформации
Третье условие – равенство номинальных напряжений обмоток подключаемых на совместную работу трансформаторов. Если напряжение на вторичных обмотках трансформаторов будет отличаться, то это приведет к возникновению уравнительных токов, которые в свою очередь приводят к падениям напряжения и нежелательным потерям.
На трансформаторах, где предусмотрена возможность регулировки коэффициента трансформации путем увеличения или уменьшения количества витков обмотки, нужно учитывать положение переключающих устройств – ПБВ или РПН. При необходимости посредством применения данных устройств можно откорректировать напряжение на трансформаторе до требуемых значений, после чего можно соединять вторичные обмотки – включать трансформаторы на параллельную работу.

Напряжение короткого замыкания
На каждом трансформаторе в паспорте указывается такой параметр, как напряжение короткого замыкания Эта величина показывает процентное соотношение к номинальному напряжению первичной обмотки силового трансформатора, которое необходимо подать на первичную обмотку, чтобы по обмотке протекал номинальный электрический ток, при замкнутых накоротко выводах вторичной обмотки.

Напряжение короткого замыкания характеризует внутреннее сопротивление обмоток силового трансформатора. Поэтому если включить параллельно трансформаторы с разными показателями напряжения короткого замыкания, то внутренние сопротивления трансформаторов будут непропорциональны и при подключении нагрузки трансформаторы будут нагружены неравномерно: один из трансформаторов может быть перегружен, а другой недогружен.
В данном случае нагрузка будет распределяться обратно пропорционально напряжению короткого замыкания – то есть трансформатор с меньшим значением напряжения КЗ будет перегружен.
Поэтому четвертым условием включения трансформаторов на параллельную работу является равенство напряжений короткого замыкания. Допускается разница напряжений короткого замыкания на 10%.

Распределение нагрузки между трансформаторами разной мощности
При необходимости включения трансформаторов на параллельную работу возникает вопрос: а как будет распределена нагрузка между трансформаторами разной номинальной мощности? При соблюдении вышеперечисленных условий нагрузка на трансформаторах будет распределена пропорционально, в соответствии с их номинальными мощностями.
Но, не смотря на соответствие паспортных данных вышеприведенным условиям, фактические параметры включаемых на параллельную работу трансформаторов могут немного отличаться.
В первую очередь это связано с техническим состоянием трансформатора, возможными несоответствиями, допущенными на производстве либо внесенными изменениями в конструкцию при выполнении ремонтно-восстановительных работ. В таком случае при включении трансформаторов на параллельную работу может наблюдаться непропорциональное распределение нагрузки.
Возможный вариант решения данной проблемы - изменение коэффициента трансформации переключением устройства ПБВ или РПН. В данном случае необходимо экспериментально откорректировать напряжение на вторичной обмотке трансформаторов таким образом, чтобы на обмотке недогруженного трансформатора напряжение было выше, чем на другом трансформаторе.
После выбора трансформаторов с учетом вышеприведенным условий необходимо выполнить еще одно важное условие – соблюзти фазтровку при подключении выводов вторичных обмоток во избежание создания аварийной ситуации в электросети – междуфазного короткого замыкания.
То есть перед тем как соединить выводы вторичных обмоток необходимо убедиться в том, что будут подключены одноименные выводы – для этого выполняется пофазная проверка специальными указателями для фазировки.
При включении трансформаторов на параллельную работу не менее важно правильно выбрать оборудование для их подключения к электрической сети.
Выбор коммутационных аппаратов и соединительных токопроводов по стороне ВН и НН трансформаторов осуществляется по номинальному току обмоток трансформатора с учетом допустимых кратковременных перегрузок.
Защитные аппараты – высоковольтные выключатели, автоматически выключатели или предохранители должны быть выбраны таким образом, чтобы обмотки не подвергались перегрузкам выше допустимых значений, были защищены от возможных коротких замыканий в электрической сети.
Вопрос:
В чем преимущество вашего оборудования, если существуют СТП с масляными силовыми трансформаторами ?
Ответ:
О применении инновационного метода в преобразовании электроэнергии для питания оборудования освещения автомобильных дорог
Вопрос экономного и надежного стационарного освещения автомобильных дорог в тех местах, где этого требуют Национальные стандарты Российской Федерации, остается открытым в течение долгого времени. Новый способ его решения предложили ярославские производители энергетического оборудования.
На сегодня далеко не все предусмотренные стандартом точки оборудованы освещением, и эта работа продолжается. Однако в ряде случаев она связана с огромными затратами ввиду необходимости подвода линий электропередач, установки больших масляных трансформаторов и т.д. Чтобы снизить эти затраты, Производственным объединением «ЭНГОРА», г. Ярославль на основе отечественной элементной базы разработаны, запатентованы и производятся малогабаритные комплектные СТПМ (типа СТПМ, СТПОМ, СТПМ-У, СТПОМ-У). Разработчики уверены - применение СТПМ для электроснабжения объектов дорожной инфраструктуры позволит не только продлить срок службы энергетического оборудования и снизить затраты на его обслуживание и ремонт, но и повысить безопасность дорожного движения. Ведь СТПМ позволяет обеспечить надежность поставки электроэнергии, сократить частоту отключений объектов освещения и светофоров, а в случае отключения уменьшить время восстановления электроснабжения.
Испытание и сравнительный анализ вариантов присоединения приборов освещения к сетям с напряжением на уровне СН-2/НН с использованием подстанция СТПМ и используемого в настоящее время оборудования был проведен ГКУ ЯО «Ярдорслужба» в марте 2016 года. Комиссия пришла к выводу, что данное решение следует считать технически целесообразным и экономически выгодным. Возможный экономический эффект достигается как за счет снижения капитальных затрат на строительство, так и за счет снижения эксплуатационных расходов вследствие увеличения интервалов межсервисного обслуживания. Такие устройства гораздо надежнее в эксплуатации. К тому же использованные в разработке СТПМ схемотехнические решения предоставляют возможность более рационального использования энергоресурсов, а предусмотренные защиты и блокировки препятствуют возникновению аварийных, чрезвычайных и других внештатных ситуаций. Таким образом, установка СТПМ вместо эксплуатируемых сейчас комплектных трансформаторных подстанций с масляными трансформаторами наружной установки позволяет не только снизить капитальные затраты на сооружение понижающей трансформаторной подстанции более чем в два раза, но и добиться их работоспособности на протяжении гораздо более длительного времени эксплуатации.