Электромонтаж. Повреждения магнитопровода ( вмятины и забоины на краях пластин ярем или стержней)
 Скачать 264.92 Kb.
|
При капитальном ремонте электродвигателя производятся следующие работы:Ниже предложен перечень основных работ для капитального ремонта электродвигателей постоянного и переменного тока. Полная разборка электродвигателя, и последующая диагностика с выявлением дефектов. 2) Выемка и ремонт роторов электродвигателя. 3) Проверка статора, чистка, восстановление и обновление статорных обмоток. 4) Ремонт, промывка или замена подшипниковых узлов электродвигателя. 5) Сборка с испытанием двигателя в работе. 2 вопрос При этих неисправностях, следует проводить внеплановый ремонт электродвигателя, т.к. неисправности весьма серьёзные, их игнорирование может привести к серьёзным последствиям, да и нормальной работой это не назовёшь. Износ и трение в подшипниках. Проявляется в повышении механической вибрации и шума при работе. В этом случае требуется замена подшипников, иначе неисправность приведет к перегреву и падению производительности двигателя. Проворачивание ротора на валу. Ротор может вращаться в магнитном поле статора, а вал будет неподвижен. Требуется механическая фиксация ротора на валу. Зацепление ротора за статор. Эта проблема связана с механической поломкой подшипников, их посадочных мест или корпуса двигателя. Кроме того, подобная неисправность приводит к повреждению обмотки статора. Практически не подлежит ремонту. Повреждение корпуса двигателя. Может происходить из-за ударов, повышенных нагрузок, неправильного крепления или низкого качества двигателя. Ремонт является трудоемким из-за трудностей соосной установки переднего и заднего подшипников. Билет 13 1 вопрос Характеристики масляных выключателей проверяются, потому что масляные выключатели пожароопасны. Ещё для того, чтобы быть уверенными в том, что они сработают на отключение при КЗ или другом повреждении. От выключателей требуется надёжность. У масляных выключателей контролируются уровень масла, отсутствие его утечек, температура и степень загрязненности масла. Внешние осмотры выключателей без отключения проводят, учитывая местные условия, не реже 1 раза в шесть месяцев. При наружном осмотре проверяют: положение выключателя по показаниям его сигнальных устройств; состояние поверхности фарфоровых вводов, изоляторов и тяг; наличие выброса масла из газоотводов и просачивания через уплотнения и прокладки; крепление контактов и их температуру (но цвету термопленок). 2 вопрос Схема релейной защиты при использовании отделителей и короткозамыкателей приведена на рис. 12. Короткозамыкатель 1 имеет пружинный привод 4. Механизм расцепления 6 привода может срабатывать от реле максимального тока мгновенного действия 8 и независимого расцепителя 10. От трансформатора тока 3 питается электромагнит 9 расцепителя отделителя 2. Отделитель отключается под действием пружины 5. При нормальной работе подстанции отделитель 2 включен, а короткозамыкатель 1 выключен. При внутреннем повреждении трансформатора срабатывает либо реле дифференциальной защиты КА, либо газовое реле Вг. Промежуточное реле при этом включает электромагнит независимого расцепителя 10. В результате короткозамыкатель 1 включается и через трансформатор тока 3 течет ток КЗ. Электромагнит 9 включается, и его якорь 11 заводит пружину 12. Схема будет находиться в таком состоянии до тех пор, пока от своей защиты не отключится выключатель, установленный на стороне высокого напряжения 220 кВ (выключатель QF1 на схеме рис. 9). После отключения этого выключателя ток через короткозамыкатель 1ив обмотке трансформатора 3 прекратится. Электромагнит 9 обесточится, его якорь под действием возвратной пружины освобождает защелку 7, и отделитель 2 размыкается.  Рис. 12. Схема релейной защиты при использовании отделителей и короткозамыкателей Теперь выключатель на питающем конце линии может включаться вновь. Такая схема применяется только тогда, когда выключатель срабатывает (отключается) от замедленно действующей защиты. При быстродействующей защите линии применяются другие схемы. Описанные выше конструкции короткозамыкателей и отделителей имеют большое время срабатывания (0,5—1 с), что удовлетворяет современные требования к энергосистемам. В перспективе это время должно быть уменьшено до 0,08—0,12 с при напряжениях до 220 кВ. Рассмотренные аппараты не обеспечивают также достаточную надежность работы при гололеде и сильных морозах. Для уменьшения времени включения замыкателя и времени отключения отделителя необходимо сокращать междуконтактное изоляционное расстояние путем применения элегазогой или вакуумной среды. Более перспективным является использование элегазовых аппаратов, так как удается получить необходимую прочность при одном разрыве. Для вакуумных аппаратов необходимо включение нескольких разрывов последовательно. В итоге. Краткий ответ. Мы юзаем схему релейной защиты, т.е. автоматики, чтобы определить время срабатывания КЗ и О. далее сравниваем их с данными, которым они должны соответствовать. Билет 14 1 вопрос В процессе эксперимента замера ХХ трансформатора можно найти: электроток холостого хода (замеряется амперметром) – обычно его значение невелико, не больше 0,1 от номинального показателя тока первой обмотки; мощность, теряемую в магнитопроводе прибора(или другими словами потери в стали); показатель трансформации напряжения – примерно равен значению в первичной цепи, деленному на таковое для вторичной (оба значения – данные вольтметров); по результатам замеров силы тока, мощности и напряжения первичной электроцепи можно высчитать коэффициент мощности: мощность делят на произведение двух других величин. При проведении опыта холостого хода появляется возможность определить следующие характеристики агрегата: коэффициент трансформации; мощность потерь в стали; параметры намагничивающей ветви в замещающей схеме. Для опыта на устройство подаётся номинальная нагрузка 2 вопрос Измерение сопротивления основной изоляции оборудования (изоляции первичных цепей) мегаомметром на 2500 В; это сопротивление должно быть не меньше значений, приведенных в табл. 1.3,сопротивление изоляции, МОм, при номинальном напряжении, кВ. Сопротивление основной изоляции. Таблица 1.3
2. Измерение сопротивления изоляции вторичных цепей мегаомметром на 1000 В; это сопротивление должно быть не меньше 1 МОм; 3. Испытание основной изоляции оборудования повышенным напряжением в течение 1 мин. Величины испытательных напряжений приведены в табл. 1.4. Величины испыт. напряжений оборудования в течение 1 мин. Таблица 1.4
4. Испытание изоляции вторичных цепей проводится напряжением 1 кВ в течение 1 мин. 5. Тепловизионный контроль оборудования РУ. Ремонт оборудования РУ осуществляется по мере необходимости с учетом результатов осмотров и профилактических испытаний. Билет 15 1 вопрос Воздушные линии с самонесущими изолированными проводами, подлежащие приемке в эксплуатацию, должны быть проверены на соответствие строительно-монтажных работ и линии в целом проектной документации и требованиям нормативно-технических документов. Должны быть выполнены выборочные проверки конструкций опор, элементов и узлов ВЛИ 0,38 кВ, результаты которых оформляют протоколами в установленном порядке. Выборочным проверкам подлежат: опоры, глубина их установки в грунте, качество засыпки котлованов; скрученный в жгут изолированный провод; элементы крепления анкерных и поддерживающих зажимов к опорам, стенам зданий и сооружениям; анкерные, поддерживающие, соединительные и ответвительные зажимы; защитные изолирующие накладки, кожухи, колпачки, изолирующие бандажные ленты и хомуты; зажимы и устройства заземлений и защиты от перенапряжений; габариты, приближения, пересечения и сближения, в том числе на опорах; сопротивления петли «фаза-нуль»; сопротивления заземляющих устройств. 2 вопрос Опоры и их элементы: отсутствие условных обозначений, нумерации опор, предупредительных плакатов или знаков; глубина установки стоек или приставок опор менее предусмотренной проектом; отсутствие или неправильная установка ригелей, опорных или анкерных плит, предусмотренных проектом; некачественное уплотнение грунта в пазухах котлованов опор при их установке; отклонение опор вдоль или поперек оси линии сверх допустимых норм; деформация металлических элементов опор (траверс, крюков, кронштейнов, штырей, узлов крепления); трещины, сколы на поверхности железобетонных элементов опор сверх допустимых норм; обнажение продольной или поперечной арматуры железобетонных стоек или приставок; использование в агрессивной среде железобетонных стоек или приставок, не пригодных для эксплуатации в агрессивной среде, или отсутствие защиты от воздействия агрессивной среды; обрывы или ослабление проволочных бандажей; загнивание деревянных элементов опор сверх допустимых норм; уменьшенное сверх допустимых норм расстояние между стойкой и подкосом (или подкосами) сложных опор; прочность бетона на сжатие железобетонных элементов опор менее предусмотренного проектом значения; защитный слой бетона железобетонных стоек или приставок менее допустимого значения; наличие на опорах птичьих гнезд или других посторонних предметов; обгорание или расщепление деревянных элементов опор; наличие следов обгорания железобетонных элементов опор в результате длительного протекания через опору тока замыкания на землю. Провода и элементы их крепления: наличие набросов на проводах; наличие оборванных или перегоревших проволок, вспучивания верхнего повива провода; наличие следов перекрытия или оплавления провода; разрегулировка проводов в одном или нескольких промежуточных пролетах; значения стрел провеса проводов не соответствуют данным проекта; значения расстояний по вертикали от проводов до земли, зеленых насаждений и других объектов менее допустимых; значения расстояний до пересекаемых ВЛ, ПВ или линий связи менее допустимых; значения расстояний между проводами ВЛ и другими объектами при их сближении или параллельном прохождении менее допустимых; значения расстояний между проводами разных ВЛ или ВЛ и ПВ, проложенных на общих опорах, менее допустимых. Арматура и изоляторы: неисправности в креплениях и соединениях проводов; неправильный монтаж зажимов или соединений; вытяжка провода из зажима или соединителя; приближение петли к элементам сложных опор на расстояние менее допустимого; ослабление крепления (вязки) провода к штыревому изолятору; проскальзывание провода в вязке при нормальных условиях эксплуатации; наличие не предусмотренных проектом конструкций креплений (вязок) проводов; механические повреждения изолятора (скол части изолятора, наличие трещин); наличие следов перекрытия изоляторов (повреждение или разрушение материала изолятора); неправильная установка штыревого изолятора на штырь (или крюк); деформации (отклонение от вертикали) штырей или штыревой части крюков более допустимых; наличие коррозии арматуры и шапок изоляторов; наличие трещин в арматуре или деформации отдельных деталей. Заземляющие устройства: повреждения или обрывы заземляющих спусков на опоре; неудовлетворительный контакт соединения заземлителя с арматурой железобетонных стоек; сопротивление заземления опоры выше допустимого значения; коррозия проводников заземления выше допустимого. Разъединители: разрегулировка контактов при включении превышает допустимые значения; удар ножа о губки неподвижного контакта; люфт в приводе выше допустимого; повреждение фарфоровых элементов; коррозия токоведущих частей. Предохранители: повышенный нагрев контактов; повреждение контактов, армировки колпачков; загрязнение изоляторов и трубок выше допустимого; неисправность устройства заземления. Вентильные разрядники: повреждение фарфоровых крышек, наличие сколов, трещин в местах крепления; загрязнение фарфора выше допустимого; повреждение подводящих и заземляющих шин; коррозия металлических деталей. Искровые промежутки и трубчатые разрядники: превышение значения внешнего искрового промежутка выше допустимого; разрушение электродов; повреждение изолирующей трубки; Билет 16 1 вопрос |