Уход за электрическими контактами высоковольтного электрооборудования


СОДЕРЖАНИЕ:

Очистка промышленного электрического оборудования с помощью продуктов Fixel.

Электроочистители Fixel быстро и эффективно произведут очистку любых электрических машин, распределительных и коммутационных устройств, станций и т.п.

Типовые задачи, решаемые с помощью этих продуктов, следующие:

  • очистка сильных загрязнений: все виды смазок, масла, пыли и других стойких загрязнений, вызывающих утечки тока и короткие замыкания;
  • разрушение оксидных пленок и их удаление с поверхностей контактов и других элементов электрооборудования;
  • очистка элементов электрооборудования (в т.ч. в определенных ситуациях возможна очистка электрооборудования под напряжением);
  • сушка очищенного электрооборудования — нанесение специальных составов для последующей защиты электрооборудования от влаги.

Ниже приведены фотоматериалы, иллюстрирующие процесс и результаты очистки. Если Вас заинтересовала эта услуги и Вы хотели бы получить дополнительную информацию, пожалуйста, обратитесь за ней: контакты. Имеет также смысл заглянуть на www.fixel.ee.

Очистка электрооборудования дизель-поезда.

Предварительная обработка составом Fixel OR для размягчения и удаления оксидной пленки с электроконтактов

Подготовка оборудования для мойки под давлением

Мойка электрооборудования составом Fixel TEC

Сушка электрооборудования после мойки

Чистка внутренних и внешних стенок эл/щита низкощелочным универсальным очистителем Fixel WBC

Очистка масляного трансформатора

Нанесение состава Fixel CC для размягчения старых загрязнений

Очистка трансформатора составом Fixel TEC

Очистка трансформатора составом Fixel TEC

Сушка трансформатора составом после очистки

Очистка корпуса масляного трансформатора 220/110Кв

Корпус масляного трансформатора до очистки

Корпус масляного трансформатора после очистки

Очистка изоляторов

Изоляторы до очистки

Изоляторы после очистки

Очистка высоковольтных разъединителей

Разъединители до очистки

Разъединители после очистки

Очистка под напряжением главного распределительного щита буксира

Главный распределительный щит (ГРЩ) буксира

Очистка элементов ГРЩ под напряжением составом Fixel SEC

Очистка элементов ГРЩ под напряжением составом Fixel SEC

Очистка электродвигателя

Предварительная обработка статора составом Fixel OR для снятия оксидной пленки

Очистка статора составом Fixel TEC

Обработка ротора составом Fixel CC для размягчения старой смазки и грязи

Задание 8. ОБСЛУЖИВАНИЕ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ НАПРЯЖЕНИЕМ 6. 35 кВ

Цель работы. Изучить приемы обслуживания распределительных устройств (РУ) напряжением свыше 1 кВ. Ознакомиться с системой планово-предупредительного ремонта и технического обслуживания электрооборудования в сельском хозяйстве (ППРЭсх), показателями качества электрооборудования. Изучить сроки, объемы и нормы осмотров и испытаний электрооборудования распределительных устройств.

Оборудование и приборы. Плакаты по устройству комплектных распределительных устройств (КРУ). Трехполюсный разъединитель. Нейтральный вазелин. Набор исправных и неисправных изоляторов на напряжения 6, 10, 20, 35 кВ. Испытательный аппарат АКИ-50 (АИИ-70 или АИИМ-72). Вводы и опорные бакелитовые изоляторы — обычные и маслонаполненные. Испытательный мост типов МД-16, МДП или Р595.

Последовательность выполнения задания. 1. Изучить перечень работ и мероприятий, входящих в систему ППРЭсх.

  • 2. Ознакомиться с категориями сред производственных помещений в сельском хозяйстве.
  • 3. Уяснить особенности производственного и межремонтного технического обслуживания оборудования.
  • 4. Освоить показатели качества электрооборудования: надежность, безотказность, долговечность, ремонтопригодность и др.
  • 5. Изучить периодичность осмотров оборудования РУ.
  • 6. Овладеть последовательностью операций при осмотре масляного выключателя.
  • 7. Изучить операции по подготовке к испытаниям оборудования КРУ.
  • 8. Отрегулировать механическую часть трехполюсного разъединителя.
  • 9. Смазать контактные поверхности разъединителя нейтральным вазелином.
  • 10. Испытать имеющиеся изоляторы повышенным напряжением.
  • 11. Испытать маслонаполненные и бакелитовые изоляторы.
  • 12. Оформить отчет.

Методические пояснения. Эффективная работа электрифицированных машин и механизмов в условиях сельскохозяйственного производства непосредственно зависит от надежной и экономичной системы эксплуатации электрооборудования. Важной составной частью этой проблемы является система ППРЭсх. Она разработана на основе обобщения результатов исследований, выполненных различными научно-исследовательскими организациями, анализа систем ППР, действующих в различных отраслях народного хозяйства, с учетом передового опыта эксплуатации электрооборудования в сельскохозяйственном производстве и требований инструкций заводов-изготовителей оборудования.

Системой ППРЭсх и технического обслуживания (ТО) электрооборудования в сельском хозяйстве называется совокупность организационных и технических мероприятий по уходу, надзору за электрооборудованием, его обслуживанию и ремонту, проводимым профилактически с целью обеспечения безотказной его работы. Система

ППРЭсх призвана обеспечивать исправность электрооборудования, его полную работоспособность, максимальную производительность и высокое качество обрабатываемых рабочими машинами продуктов и изделий.

В систему ППРЭсх входят следующие работы и мероприятия:

определение видов работ по ТО и ремонту электрооборудования и их описание;

установление периодичности между ТО и ремонтами;

планирование профилактических операций и контроль за их выполнением;

разработка системы оплаты труда работников энергетической службы;

организация снабжения энергетической службы материалами и запасными частями;

разработка методов и организация контроля качества ТО и ремонта;

организация ТО и ремонта; составление графиков ТО и ремонта и их выполнение;

организация производственной базы для выполнения ремонтных работ;

разработка и уточнение различных нормативов (трудоемкости, простоев, расхода материалов и запасных частей и т. п.).

Система ППРЭсх нуждается в постоянном совершенствовании, поскольку электротехническая промышленность поставляет сельскому хозяйству все более надежное электрооборудование, улучшается культура эксплуатации электрооборудования, накапливается опыт его эксплуатации, улучшается технология сельскохо-. зяйственного производства.

Главное достоинство системы ППРЭсх состоит в ее плановости. Электротехническая служба заранее с учетом имеющихся графиков ТО и ремонта электрооборудования подготавливает необходимое оборудование, материалы, инструменты, приборы, готовит кадры и проводит все требуемые операции быстро, без простоев технологического оборудования и высококачественно. Все это повышает эксплуатационную надежность электрооборудования.

Система ППРЭсх создает необходимые предпосылки для эффективного использования оборудования, увеличения времени его полезной работы, снижения стоимости ремонтных работ, улучшения их качества и уменьшения физического износа оборудования. Она позволяет увеличить срок службы электродвигателей и другого электрооборудования в 2. 3 раза и снизить эксплуатационные расходы более чем на 25 %.

На работу электрооборудования, используемого в сельском хозяйстве, значительное влияние оказывает окружающая среда. Среда, в которой работает электрооборудование в сельскохозяйственном производстве, многообразна.

Правила технической эксплуатации подразделяют среды на пять основных категорий:

  • 1 — чисто сухие помещения, при этом температура среды не оговаривается, но следует предполагать, что в нормальных пределах она составляет около 20 °С;
  • 2 — пыльные помещения (пункты или цехи приготовления концентрованных кормов, переработки грубых сухих кормов, столярные мастерские и др.). Влажность и температура среды в таких помещениях практически не отличаются от влажности и температуры наружной среды. В последнее время делаются попытки утепления таких помещений с целью облегчения работы электродвигателя и рабочих машин, особенно в зимнее время;
  • 3 — влажные и сырые помещения (водокачки, кормокухни, молочные и др.). Обычно температура среды в этих помещениях положительная и изменяется в незначительных пределах;
  • 4 — навесы и открытые площадки;
  • 5 — сырые помещения с выделением аммиака (животноводческие помещения).

Комплекс работ для поддержания исправного состояния и работоспособности электрооборудования в процессе эксплуатации называется техническим обслуживанием. Техническое обслуживание электрооборудования в сельском хозяйстве подразделяют на два вида: производственное и межремонтное.

Производственное ТО осуществляют в процессе эксплуатации персонал, обслуживающий рабочие машины, и дежурные электромонтеры.

Производственное ТО включает в себя очистку от пыли и грязи, регулировку креплений (болтов, винтов, гаек), контроль за режимом работы электрооборудования и другие операции. Электромонтеры контролируют выполнение производственными рабочими правил эксплуатации электрооборудования, проверяют и регулируют электрооборудование, проводят ежедневный осмотр и устраняют обнаруженные мелкие неисправности.

В объем межремонтного ТО электрических машин и сварочных трансформаторов входят операции производственного обслуживания, а также проверка заземления, степени нагрева (корпус, контактные кольца, подшипники), отсутствия ненормальных шумов при выполнении центровки привода и рабочей машины, надежности соединений, правильности работы и при необходимости регулировка пускозащитной аппаратуры или ее выбор, проверка измерительных приборов, выявление и устранение мелких неисправностей.

Техническое обслуживание внутренних проводок заключается в очистке от пыли и грязи, проверке надежности крепления всех элементов проводок, целостности изоляции и изоляторов, исправности соединения проводов и их натяжения, уплотнений, заземлений, в поддержании надлежащего состояния окраски конструкционных элементов и устранении выявленных неисправностей. Один раз в два года в помещении с нормальной средой и один раз в год в сырых, пыльных и пожароопасных помещениях измеряют сопротивление изоляции проводок мегомметром на 1000 В. Оно должно быть не ниже 0,5 МОм.

Техническое обслуживание осуществляет эксплуатационный или ремонтный персонал без разборки электрооборудования на рабочем месте в период технологических перерывов в работе, в нерабочие смены или выходные дни.

Большое значение в сельскохозяйственном производстве имеет качество электрооборудования, основной показатель которого — надежность его работы в различных условиях эксплуатации. Надежность — это свойство объекта выполнять заданные функции, сохраняя эксплуатационные показатели (производительность, экономичность, расход электроэнергии и другие паспортные характеристики) в заданных пределах в течение требуемого промежутка времени. Надежность — комплексное свойство объекта, включающее в себя безотказность, долговечность, ремонтопригодность и в значительной мере зависящее от условий эксплуатации.

Безотказность — это свойство устройства сохранять работоспособность в течение некоторого времени без вынужденных перерывов. Под работоспособностью в данном случае понимают состояние объекта, при котором он способен выполнять заданные функции, сохраняя значения заданных параметров в установленных документацией пределах. Понятие работоспособности уже понятия надежности. Например, электродвигатель, работающий в тяжелых условиях животноводческих ферм, работоспособен, но ненадежен и может выйти из строя в любой момент времени.

Долговечность — свойство машины, агрегата сохранять работоспособность до наступления предельного состояния при установленной системе ТО и ремонтов. Предельное состояние объекта определяется невозможностью его дальнейшей эксплуатации из-за непоправимого изменения заданных параметров, неустранимого снижения эффективности эксплуатации ниже допустимой и т. п.

Ремонтопригодность — это состояние объекта, при котором можно устранять повреждения и восстанавливать его технические параметры путем проведения ремонтов и ТО.

Показатели надежности характеризуют следующими основными терминами: неисправность, отказ, наработка, ресурс, время безотказной работы, срок службы, межремонтный срок службы и др.

Неисправность — это состояние оборудования, при котором оно не соответствует хотя бы одному из технических требований.

Отказ — событие, заключающееся в нарушении работоспособности объекта. Это частичная или полная утрата таких свойств, которые обеспечивают работоспособность объекта.

Наработка — это продолжительность или объем работы, выполненной аппаратом или машиной. Наработка на отказ — средняя продолжительность работы объекта между отказами.

Ресурс — продолжительность работы изделия до наступления предельного состояния, при котором его дальнейшее использование невозможно. Различают ресурс до первого ремонта, межремонтные и т. д.

Надежность работы электрооборудования может быть представлена показателями надежности. При определении надежности электрооборудования часто пользуются следующими качественными показателями: время безотказной работы, вероятность безотказной работы, интенсивность отказов, срок службы и межремонтный срок службы.

Время безотказной работы оценивают средним числом часов работы оборудования до первого отказа и определяют на основе статистических данных:

где /4 — время безотказной работы i-го аппарата до первого отказа; п — общее число рассматриваемых объектов.

На практике часто используют вероятность безотказной работы P(t), заключающуюся в том, что в заданном интервале времени или в пределах заданной наработки машина работает без отказа. Например, для коммутационных аппаратов вероятность безотказной работы определяют по статистическим данным:

где N0 — число испытуемых аппаратов в начальный период времени; ДN — число отказавших аппаратов за время (.

Интенсивность отказов представляет собой вероятность отказа неремонтируемой машины в единицу времени. Вероятность отказов определяют по статистическим данным:

где AN— число машин, отказавших за время Дг; Д(—интервал времени наблюдения.

Срок службы — это продолжительность работы аппарата до момента возникновения предельного состояния, определяемого техническими условиями. Различают сроки службы до первого капитального ремонта, между ремонтами и т. п.

Межремонтный срок службы, или межремонтный ресурс, — наработка аппарата, прошедшего ремонт, до состояния, при котором он подлежит следующему очередному ремонту.

Эксплуатационная надежность зависит от качества активных и конструкционных материалов, используемых при изготовлении электроаппаратов, качества изготовления и ремонта, условий эксплуатации и определяется на основе статистических материалов наблюдения за работой аппарата в процессе эксплуатации.

В сельском электроснабжении значительное распространение получили комплектные распределительные устройства наружной установки (КРУН). Шкафы КРУН могут быть использованы как РУ напряжением 6. 10 кВ и как элементы комплектных трансформаторных подстанций (КТП) напряжением 35/6. 10 кВ. В шкафах КРУН напряжением 6. 10 кВ устанавливают малообъемные масляные выключатели с грузовыми и пружинными приводами, трансформаторы напряжения с разрядниками и др. Для сельской электрификации используют КТП напряжением 6. 10/0,4 кВ, состоящую из высоковольтного ввода 6. 10 кВ, трехфазных понижающих трансформаторов и РУ напряжением до 1 кВ.

Эксплуатация электрооборудования РУ складывается из осмотров, профилактических испытаний и ремонтов.

Для наружного осмотра не требуется отключать оборудование. В процессе осмотра проверяют состояние электрооборудования, выявляют неисправности и принимают меры к их устранению.

Периодичность осмотра устанавливают в зависимости от типа устройства, его назначения и формы обслуживания. Примерные сроки осмотров устанавливают следующим образом.

1. В РУ, обслуживаемых сменным персоналом, дежурящим на самой ТП или на дому, — ежесуточно.

При неблагоприятной погоде (мокрый снег, туман, сильный и продолжительный дождь, гололед и т. п.), а также после коротких замыканий и при появлении сигнала о замыкании на землю в сети проводят дополнительные осмотры. Рекомендуется один раз в неделю осматривать устройство в темноте для выявления возможных разрядов коронирования в местах повреждения изоляции и местных нагревов токоведущих частей.

  • 2. В РУ ТП с высшим напряжением 35 кВ и выше, не имеющим постоянного дежурного персонала, график осмотра составляют в зависимости от типа РУ (закрытое или открытое) и от значения ТП для энергосистемы. В этом случае осмотры выполняет начальник группы ТП или назначенный для этого мастер не реже одного раза в месяц.
  • 3. Трансформаторные подстанции и РУ электрических сетей напряжением 10 кВ и ниже, не имеющие дежурного персонала, осматривают не реже одного раза в шесть месяцев.
  • 4. Внеочередные осмотры на объектах без постоянного дежурного персонала проводят в сроки, устанавливаемые местными инструкциями с учетом мощности короткого замыкания и состояния оборудования. Во всех случаях независимо от значения отключенной мощности короткого замыкания осматривают выключатель после цикла неуспешного автоматического повторного включения и отключения короткого замыкания.

О всех неисправностях, замеченных при осмотрах РУ, делают запись в эксплуатационный журнал. Неисправности, которые угрожают нарушением нормальной работы, необходимо устранять в кратчайший срок.

Исправность резервных элементов РУ (трансформаторов, выключателей, шин и др.) нужно регулярно проверять, включая их под напряжение в сроки, установленные местными инструкциями. Резервное оборудование должно быть в любой момент готово к включению без какой-либо предварительной подготовки.

Периодичность очистки РУ от пыли и грязи зависит от местных условий и устанавливается главным инженером предприятия.

При наружном осмотре масляного выключателя проверяют следующее: уровень масла в баках и отсутствие течи масла; состояние изоляторов (чистота поверхности и отсутствие видимых дефектов, трещин, подтеков заливочной мастики); нет ли следов выброса масла из газоотводов; целость мембран аварийных клапанов; нет ли тресков и шумов внутри бака, на вводах, а также короны и разрядов; состояние механических крщ1лений выключателя и привода; не нагреваются ли контактные соединения; состояние проводки вторичной коммутации, сборок зажимов и заземляющей проводки.

При осмотрах малообъемных выключателей особое внимание необходимо обращать на состояние наконечников контактных стержней, целость гибких медных компенсаторов, фарфоровых тяг выключателей (типа ВМГ). Если уровень масла в цилиндрах выключателя ниже допустимого (нижней черты маслоуказателя), выключатель должен быть выведен из работы для доливки масла.

Если масло в выключателе потемнело или отсутствует в масломерном стекле, выключатель должен быть выведен из работы для замены масла. При этом ток нагрузки разрывают другим выключателем или снижают нагрузку на выключателе до нуля. Если при осмотре обнаружен обрыв одной, двух или трех тяг выключателя типа ВМГ, его следует немедленно вывести из работы.

Ненормальный нагрев дугогасительных контактов малообъемных выключателей вызывает потемнение и подъем уровня масла в маслоуказательном стекле, а также характерный запах. Если температура бачка выключателя превышает 70 °С, выключатель следует вывести в ремонт.

В местностях с минимальной температурой ниже -20 °С выключатели оборудуют автоматическим устройством для подогрева масла в баках.

При эксплуатации КРУ запрещается отвинчивать съемные детали шкафа, поднимать и открывать автоматические шторки при наличии напряжения в тех местах, доступы в которые закрывает шторка. В шкафах КРУ выкатного типа для заземления отходящих линий при помощи заземляющих разъединителей, встроенных в

КРУ, нужно сделать следующее: отключить выключатель, выкатить тележку, проверить отсутствие напряжения на нижних разъединяющих контактах, включить заземляющий разъединитель, поставить тележку в испытательное положение.

Предохранители в шкафу трансформатора собственных нужд можно менять только при снятой нагрузке. При проведении работы внутри отсека выкатной тележки на автоматической шторке необходимо вывешивать плакаты: «Стой, опасно для жизни!», «Под напряжением».

Выкатывать тележку с выключателем и устанавливать ее в рабочее положение может только оперативный персонал. Вкатывать тележку в рабочее положение разрешается только при отключенном заземляющем разъединителе. В шкафах КРУ, где связь вторичных цепей выкатной тележки с корпусом осуществляется штепсельным разъемом типа СШР, на вставке и колодке наносят риски красного цвета. При полном сочленении разъема соединительную гайку навинчивают до положения, когда остается виток разъема, а штырь входит в гнездо примерно на 6 мм, при этом сочленение разъема будет надежное.

При регулировании механической части трехполюсных разъединителей проверяют одновременность включения ножей. При регулировании момента касания и вжатия подвижных ножей изменяют длину тяги или хода ограничителей и упорных шайб либо слегка перемещают изолятор на цоколе или губки на изоляторе. При полном включении нож на 3. 5 мм не должен доходить до упора контактной площадки. Наименьшее усилие вытягивания одного ножа из неподвижного контакта должно составлять 200 Н для разъединителей на номинальные токи 400. 600 А и 400 Н для разъединителей на номинальные токи 1000. 2000 А. Плотность прилегания контактов разъединителя контролируют по значению сопротивления постоянному току, которое должно быть в следующих пределах (мкОм):

для разъединителей РЛН 35 кВ на номинальный ток 600 А — 200;

для остальных типов разъединителей на все напряжения с номинальным током 600 А — 175; 1000 А — 120; 1500. 2000 А — 50.

Поворачивая подвижную часть разъединителя, регулируют одновременность включения и ход контактов. Проверяют состояние поверхности и площадь прилегания контактов, регулируют усилие сжатия контактов. Допускается несоосность вертикальных осей фаз разъединителя не более ±2 мм, отличие угла поворота подвижных ножей фаз не должно быть более 3%. Параллельность подвижных ножей и одновременность их замыкания регулируют изменением межполюсных тяг и перестановкой упоров. Разновременность включения ножей фаз может составлять не более 3 мм для разъединителей на напряжение до 10 кВ и 5 мм для разъединителей на напряжение 35 кВ.

Контактные поверхности разъединителей в процессе эксплуатации смазывают нейтральным вазелином с примесью графита. Трущиеся части привода покрывают незамерзающей смазкой. Состояние изоляторов разъединителей оценивают по сопротивлению изо; ляции, распределению напряжения на отдельных элементах штыревых изоляторов или по результатам испытания изолятора повышенным напряжением промышленной частоты.

Блок-контакты привода, предназначенные для сигнализации и блокировки положения разъединителя, должны быть установлены так, чтобы сигнал об отключении разъединителя поступал после прохождения ножом 75% полного хода, а сигнал о включении — не ранее момента касания ножом неподвижных контактов.

Изоляторы очищают чистыми тряпками (без ворса), смоченными в растворе СМС. Проверяют состояние контактов и при обнаружении следов обгорания контакты зачищают или заменяют. Старую смазку с трущихся поверхностей механизма удаляют и тонким слоем наносят новую (в зимнее время НК-30 или ГОИ-54 с 10%-ной присадкой графита), подтягивают болты и гайки на подводящем проводе и в других местах крепления.

Наладка короткозамыкателя и отделителя заключается в проверке работы привода на включение и отключение, положения ножей, заводе отключающей пружины для привода с блокирующим реле, регулировке хода сердечников электромагнитов и реле.

Продолжительность движения подвижных частей короткозамыкателя на напряжение 35 кВ от подачи импульса до замыкания контактов должна быть не более 0,4 с, а отделителя от подачи импульса до размыкания контактов — соответственно 0,5 с.

В процессе эксплуатации отделителей и короткозамыкателей особое внимание следует уделять наиболее ненадежным их узлам: открытым или недостаточно защищенным от возможных загрязнений и обледенения пружинам, контактным системам и шарнирным соединениям, а также незащищенным подшипникам, выступающим с задней стороны.

Состояние частей, находящихся под напряжением, и контактных соединений шин и аппаратов можно выявить при осмотрах по внешним признакам: потемнению поверхности, испарению влаги с поверхности (при дожде), отсутствию снега на зажиме (при наличии его на других зажимах), по свечению или искрению контакта. Состояние этих частей можно определить также по температуре нагрева при помощи электротермометров или термосвечей и термоуказателей (термопленок).

Контакты сборных шин и ошиновки открытых РУ и ТП проверяют методом измерения переходного сопротивления. Значение сопротивления участка шин в месте контактного соединения не должно превышать сопротивления цельной шины такой же длины более чем в 1,2 раза.

Профилактические испытания аппаратов РУ проводят в следующие сроки:

а — масляных выключателей и их приводов, приводов дистанционного управления разъединителями одновременно с капитальным ремонтом, а маслонаполненных баковых измерительных трансформаторов не реже одного раза в три года;

б — бетонных реакторов, конденсаторов связи, статических конденсаторов не реже одного раза в три года;

в — штыревых изоляторов 6. 10 кВ, шинных мостов и изоляторов ШТ-30 не реже одного раза в год; штыревых изоляторов ШТ-35, ИШД-35 и ОС-1 не реже одного раза в два года; остальных аппаратов и подвесных изоляторов не реже одного раза в 6 лет;

г — контактов соединений шин и присоединений к аппаратуре не реже одного раза в три года.

При наличии дефектов в оборудовании сроки между испытаниями сокращаются и дополнительно определяются техническим руководителем предприятия.

Профилактические эксплуатационные испытания электрооборудования сводятся в основном к проведению испытаний изоляции и йзмерению переходных сопротивлений контактов различной аппаратуры. Профилактические испытания изоляции в условиях эксплуатации необходимы для того, чтобы выявить дефекты, которые нельзя обнаружить путем внешнего осмотра. Эти дефекты не нарушают нормальной работы оборудования, но в дальнейшем могут привести к аварии в установке.

Профилактическим испытаниям с целью проверки состояния изоляции подвергают опорные и проходные изоляторы, линейные выводы, аппаратные изоляторы разъединителей и предохранителей, выключатели, измерительные трансформаторы, разрядники и т. п. В объем испытаний изоляции входят измерения сопротивления изоляции и тангенса диэлектрических потерь, тока утечки и испытание повышенным напряжением.

Изоляция может быть подвергнута испытанию повышенным напряжением только при положительных’результатах предшествующих проверок. Испытание повышенным напряжением обязательно для электрооборудования напряжением 35 кВ и ниже, а при наличии испытательных устройств и для оборудования напряжением выше 35 кВ, за исключением случаев, оговоренных нормами. Изоляторы и оборудование с номинальным напряжением, превышающим номинальное напряжение установки, в которой они эксплуатируются, можно испытывать повышенным напряжением по нормам, принятым для класса изоляции данной установки.

В качестве испытательного напряжения используют обычно

Рис. 64. Принципиальная схема испытания изоляции ячейки КРУ:

Т — повышающий трансформатор; 1 — опорные изоляторы, 2 — масляный выключатель, 3 — разъединитель

напряжение промышленной частоты. Продолжительность действия испытательного напряжения для гигроскопической изоляции составляет 5 мин, для всех остальных видов изоляции— 1 мин. В тех случаях, когда изоляцию испытывают как переменным, так и выпрямленным напряжением, испытание выпрямленным напряжением должно предшествовать испытанию переменным напряжением.

Изоляция считается выдержавшей испытание повышенным напряжением в том случае, если не было пробоя, выделений газа или дыма, резкого снижения напряжения, возрастания тока через изоляцию и ее местного нагрева.

Испытание изоляции ячеек и сборных шин проводят комплексно для всего оборудования, смонтированного в ячейке: опорных и проходных изоляторов, трансформаторов тока, разъединителей, выключателей, реакторов. В этих испытаниях не участвуют силовые кабели, перед испытанием их отъединяют. Схема испытания изоляции ячейки приведена на рисунке 64. Значение испытательного напряжения составляет 32 и 43 кВ соответственно для КРУ напряжением 6 и 10 кВ и 47 и 110 кВ для наружных РУ напряжением соответственно 10 и 35 кВ. Испытанию можно подвергать одновременно все три фазы относительно земли при выключателе, включенном по данной схеме.

При испытании ячеек с однобаковым масляным выключателем (МВ) следует испытывать каждую фазу при заземленных двух других фазах и одновременном испытании междуфазовой изоляции МВ.

Если ячейка отключена от шин для испытания, но на момент испытания шины находятся под напряжением, необходимо соблюдать изоляционные расстояния по воздуху между ножами и губками отключенного шинного разъединителя.

Испытание повышенным напряжением можно проводить для каждого изолятора в отдельности (рис. 65) или нескольких изоляторов одновременно (рис. 66). Значение приложенного испытатель-

Рис. 65. Принципиальная схема испытания отдельного изолятора повышенным напряжением

Рис. 66. Принципиальная схема испытания нескольких изоляторов подвесной гирлянды повышенным напряжением

ного напряжения на каждый элемент штыревого изолятора и подвесной гирлянды должно быть равно 50 кВ.

Нормы на испытательные напряжения переменного тока для изоляторов проходного типа, а также одноэлементных опорных изоляторов приведены в таблице 10.

10. Испытательные напряжения для изоляторов

Значения испытательного напряжения (кВ) промышленной частоты для изоляторов на напряжение, кВ

Перечень работ производимых электромонтерами (электриками) учебного корпуса (общежития) университета в порядке текущей эксплуатации электрооборудования

ВЛАДИМИРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

производимых электромонтерами (электриками) учебного корпуса

(общежития) университета в порядке текущей

1. Электромонтер (электрик) в административном порядке подчиняется заведующему общежитием, учебным корпусом. Техническое руководство и контроль ремонта и эксплуатации электрооборудования осуществляется Главным энергетиком университета.

Электромонтер (электрик) обязан :

1. Знать электрическую схему своего участка.

2. Знать и выполнять правила электробезопасности при ремонте электрооборудования.

3. Соблюдать периодичность прохождения инструктажа по охране труда на рабочем месте.

4. Знать и выполнять правила работы на высоте (инструкция по охране труда № 61).

5. Знать правила работы без снятия напряжения и со снятым напряжением.

6. Знать правила обслуживания установок наружного и внутреннего освещения, щитовых, а также электроприемников, подключенных к групповым линиям с защитными аппаратами на номинальные токи до 20 А.

1. Выполняемые работы.

1.Работы, выполняемые в течение одной смены без снятия напряжения вдали от токоведущих частей, находящихся под напряжением. К работам данной категории относятся:

1.1. Уборка служебных помещений и помещений щитов управления.

1.2. Ремонт осветительной аппаратуры и замена лапм, расположенных вне камер и ячеек (при снятии напряжения с участка осветительной сети, на которой производятся работы).

1.3. Уход за кольцами и коллекторами электрических машин, возобновление надписей на кожухах оборудования, ограждений и т. д.

1.4. Нанесение и обновление маркировки элементов электрических цепей: розеток, силовых групп в электрощитовой, кнопок магнитных пускателей и т. п.

1.5. Ежедневное производство осмотра электрооборудования в учебном корпусе, общежитии: проверка качества контактов (соединений) в распределительных щитах и коробках, контроль соответствия электрических схем щитков и их закрытость, проверка фазировки электрических цепей во избежание перекоса фаз и перегрузки сети. Контроль качества заземления и зануления электрооборудования на вверенном участке и устранение мелких неисправностей.

1.6. Работы по п. 1.1. допускается выполнять электрику с группой по электробезопасности не ниже II.

1.7. Работы по п. п. 1.2. – 1.5. могут выполняться электриком, имеющим группу по электробезопасности не ниже III.

2. Работы со снятием напряжения.

К работам данной категории относятся:

2.1. Ремонт магнитных пускателей, пусковых кнопок, автоматических выключателей, рубильников, контакторов и аналогичной пусковой и коммутационной аппаратуры при условии установки ее вне щитов и сборок.

2.2. Ремонт отдельных электроприемников (электродвигателей, электрокаллориферов).

2.3. Замена предохранителей.

2.4. Ремонт проводки осветительной сети (арматуры, дросселей, выключателей, стартеров, лапм накаливания и люминисцентных ламп, электропатронов, скрытой и наружной проводки).

2.5. Ремонт и замена элементов цепей вторичной коммутации (розетки, выключатели, электрокоробки и патроны). При высоте расположения проводки и других элементов электрооборудования до 5 метров допускается их обслуживание с приставных лестниц и стремянок.

2.6. Ремонт скрытой и наружной проводки слаботочных цепей с напряжением от 12 до 220 В.

2.7. Указанные работы выполняются двумя лицами, одно из которых должно иметь группу по электробезопасности не ниже III, а другое – не ниже II. В отдельных случаях, по распоряжению главного энергетика, эти работы могут выполняться одним электриком с группой не ниже III.

3. Обслуживание установок наружного и внутреннего освещения, щитовых, а также электроприемников, подключенных к защитным аппаратам, на номинальные токи до 20 А в служебных и жилых помещениях на территории университета могут производится только с уведомления службы главного энергетика о месте, начале и конце проведения работы, о чем оператор службы делает запись в оперативном журнале и дает разрешение на работу.

1.Производить ремонт энергоемкого оборудования без согласования с главным энергетиком.

2. Работать неисправным инструментом и без средств индивидуальной защиты.

РД 34.20.506 Типовая инструкция по эксплуатации и ремонту комплектных распределительных устройств 6 — 10 кВ

МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ СССР

ГЛАВНОЕ ТЕХНИЧЕСКОЕ УПРАВЛЕНИЕ ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ ЭНЕРГОСИСТЕМ

ТИПОВАЯ ИНСТРУКЦИЯ ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ И РЕМОНТУ
КОМПЛЕКТНЫХ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ 6 — 10 КВ

Срок действия установлен с 01.01.84

РАЗРАБОТАНО РЭУ «Брестэнерго»

СОСТАВИТЕЛЬ И.С. Млынчик

УТВЕРЖДЕНО Главным техническим управлением по эксплуатации энергосистем 30.12.83

Заместитель начальника К.М. Антипов

Настоящая Типовая инструкция по эксплуатации и ремонту комплектных распределительных устройств 6 — 10 кВ предназначена для персонала, обслуживающего комплектные распределительные устройства на напряжение 6 — 10 кВ.

В Типовой инструкции приведены данные по обслуживанию и ремонту комплектных распределительных устройств.

1. ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ

1.1. Указания настоящей Типовой инструкции предназначены для персонала, обслуживающего электроустановки с комплектными распределительными устройствами (КРУ) на напряжение 6 — 10 кВ с воздушной, полимерной (в том числе эпоксидной) и фарфоровой изоляцией.

1.2. Комплектные распределительные устройства должны быть изготовлены в соответствии с техническими условиями на КРУ и требованиями ГОСТ 14693-77, испытаны в соответствии с ГОСТ 14694-76. Изоляция КРУ должна быть испытана в соответствии с ГОСТ 1516.1-76, а изоляция КРУ, работающая в условиях конденсации влаги, — дополнительно по ГОСТ 20248-74.

1.3. Комплектные распределительные устройства на объекте должны быть смонтированы согласно заводским инструкциям и проекту и приняты в эксплуатацию в соответствии с требованиями СНиП III-3-81 «Электрические устройства. Правила организации и производства работ. Приемка в эксплуатацию» и местными инструктивными материалами на приемку оборудования.

1.4. Эксплуатация шкафов КРУ должна вестись в соответствии с требованиями действующих руководящих документов (Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей, Правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок, Норм испытания электрооборудования, директивных документов Минэнерго СССР и др.) и указаниями настоящей Типовой инструкции. Основные неисправности КРУ и способы их устранения приведены в приложении 1.

1.5. Для обеспечения надежной работы КРУ должны удовлетворять следующим дополнительным требованиям:

1.5.1. Каждый шкаф КРУ должен иметь на корпусе порядковый номер, назначение присоединения и единое диспетчерское наименование. Шкафы КРУ двустороннего обслуживания должны иметь указанные надписи с двух сторон. При наличии возможного питания шкафа от второго источника рекомендуется нанести на него отличительную метку (например, красную полосу).

1.5.2. При наличии в электроустановке нескольких секций КРУ между ними на крышках с обеих сторон межсекционных ячеек на высоте около 0,5 м должны быть надписи с обозначением секций.

1.5.3. На все низковольтные аппараты (автоматы, переключатели, реле и т.п.) и розетки должны быть нанесены надписи, указывающие их функциональное назначение и, при необходимости, номинальные или предельные данные (ток, напряжение). Вторичные цепи должны маркироваться влагостойкой краской в соответствии с исполнительными монтажными схемами. Шкалы приборов должны иметь отметки, соответствующие номинальным данным присоединений.

1.5.4. Для обеспечения нормальных условий работы аппаратов в релейном отсеке (отсеке управления) и отсеке масляного выключателя КРУ наружной установки (КРУН) должны быть установлены нагревательные устройства, управляемые, по возможности автоматически (от датчиков, температуры, влажности). Мощность нагревательных устройств должна быть выбрана исходя из условий экономичности, а при автоматизации их включения — из условия минимального количества срабатываний включающей аппаратуры.

1.5.5. Температура воздуха в КРУ не должна превышать предельных значений, определяемых ГОСТ 14693-77 для данной категории размещения или встраиваемой комплектующей аппаратуры.

Для уменьшения нагрева КРУН в летнее время рекомендуется их наружную поверхность окрашивать белой краской (например, эмалью ПФ-115 ГОСТ 6465-76). При установке шкафов КРУН в южных районах страны рекомендуется выполнять защиту их поверхности от перегрева специальными экранами, устанавливаемыми над крышей.

1.5.6. С целью предотвращения затекания воды в КРУН их крыша и стены должны быть уплотнены. Сварные швы, крепящие патрубки для крепления проходных изоляторов наружной установки должны быть сплошными, без щелей и покрашены. Токоведущие шины этих изоляторов не должны иметь нарушения уплотнений.

Стыки шкафов, двери, крышки должны иметь надежное уплотнение. Щели в днищах шкафов, проходы кабелей должны быть уплотнены и залиты эпоксидной или кровельной смолой, а нижние жалюзи закрыты. При наличии гидрофобных покрытий на изоляции верхние жалюзи могут быть открыты для лучшего удаления взрывоопасных газов.

Некоторые способы уплотнения шкафов КРУ приведены в приложении 2.

1.5.7 . Металлические части конструкций шкафов должны иметь сплошное антикоррозионное покрытие. Резьбовые, трущиеся поверхности должны быть покрыты смазками:

— контактные соединения покрываются тонким слоем чистой смазки, например, технического вазелина (ГОСТ 782-69), ЦИАТИМ-201, (ГОСТ 6267-74) и др.;

— подвижные и неподвижные электрические контакты покрываются техническим вазелином;

— трущиеся детали механизмов КРУ покрываются низкотемпературной смазкой, например, ЦИАТИМ-203 (ГОСТ 8773-73).

1.5.8. Шкафы КРУ должны быть по возможности оборудованы устройствами дистанционного управления выключателями. При отсутствии устройств дистанционного включения рекомендуется смонтировать их в первую очередь для выключателей ВМП-10П, ВМПП-10, ВМГ-133 и ВМГ-10 с пружинными и пружинно-грузовыми приводами. Пример исполнения такого устройства с помощью переносного пульта и шлангового кабеля, подключаемого к розетке приведен в приложении 3.

1.5.9. Во избежание образования цементной пыли полы коридора ЗРУ должны быть окрашены, не разрушаться при перемещении тележек.

1.5.10. На КРУ должна вестись техническая и ремонтная документация, в которую заносятся все сведения о ремонтах и испытаниях КРУ и их элементов.

2. МЕРЫ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ОБСЛУЖИВАНИИ КРУ

2.1. К обслуживанию КРУ допускается специально обученный технический и оперативный персонал, имеющий соответствующую квалификационную группу по технике безопасности и знающий конструкцию и особенности эксплуатации КРУ.

2.2. Исходя из условий безопасности к КРУ предъявляются следующие требования.

2.2.1. Двери шкафов КРУ должны быть оборудованы замками и иметь надежные петли, предотвращающие их срыв при дуговых замыканиях внутри ячеек. Обе двери коридора обслуживания шкафов КРУН и двери ЗРУ с КРУ должны иметь легко открывающиеся изнутри замки (запоры), позволяющие персоналу в случае повреждений КРУ легко выйти наружу.

2.2.2. Фасадные двери всех шкафов КРУ должны быть нормально закрытыми, а фасадные перегородки уплотнены (съемные крышки надежно закреплены, стекла смотровых окон вставлены, проемы закрыты и т.п.). Нарушение этих требований представляет опасность для персонала при дуговых замыканиях внутри КРУ.

2.2.3. Шторки КРУ с выкатными тележками должны автоматически закрываться при выкатывании тележек и иметь приспособления для их запирания. На шторках должны быть нанесены предупредительные надписи в соответствии с требованиями ПТБ.

2.2.4. Шкафы КРУ должны быть заземлены (сваркой или болтовыми соединениями). На конструкции КРУ должны быть болтовые зажимы, а на токоведущих шинах при необходимости оставлены не закрашенные места для подключения переносных заземлений.

2.2.5. Корпус выкатных тележек шкафов КРУ с выдвижными элементами должен иметь не менее двух непрерывных надежных электрических контактов с корпусом шкафа в рабочем, контрольном и промежуточном положении тележки.

2.2.6. Рукоятки приводов заземляющих ножей КРУ должны быть окрашены в красный цвет.

2.2.7. Объем блокировочных устройств КРУ определяется требованиями «Сборника директивных материалов. Электротехническая часть» (М.: СПО Союзтехэнерго, 1983) и проектом на данную электроустановку. В частности, в шкафах КРУ с выкатными тележками должны быть выполнены следующие виды блокировок, запрещающих:

а) перемещение тележки из рабочего положения в контрольное, а также из контрольного в рабочее при включенном выключателе;

б) перемещение тележки из контрольного положения тележки в рабочее при включенном заземляющем разъединителе;

в) включение выключателя при нахождении тележки в промежутке между рабочим и контрольным положениями;

г) вкатывание и выкатывание тележек с разъединяющими контактами под нагрузкой (шкафы без выключателей);

д) включение заземляющих разъединителей сборных шин, если тележки с выключателями вводов рабочего и резервного питания находятся в рабочем положении;

е) перевод тележек ввода рабочего и резервного питания в рабочее положение при включенном заземляющем разъединителе сборных шин;

ж) включение заземляющего разъединителя в шкафу секционирования при рабочем положении секционного выключателя.

2.2.8. В шкафах КРУ со стационарным размещением аппаратов должны быть выполнены следующие виды блокировок, запрещающих:

а) включение и отключение разъединителей при включенном выключателе;

б) включение основных ножей разъединителя при включенных заземляющих ножах и включение заземляющих ножей при включенных основных;

в) включение заземляющего разъединителя сборных шин при включенном положении выключателей (разъединителей) ввода и секционных и включение последних при включенном положении заземляющего разъединителя сборных шин. Допускается при сложности выполнения блокировки запирание заземляющих разъединителей сборных шин на специальный замок;

г) открывание дверей высоковольтного отсека (при отсутствии сетчатого ограждения) при наличии напряжения в отсеке.

2.2.10. Кроме того, в соответствии с проектной схемой шкафы КРУ могут иметь блокировочные устройства с внешними коммутационными аппаратами (отделителями и разъединителями на стороне высшего напряжения и т.п.).

2.3. Персоналу, обслуживающему КРУ, необходимо знать, что в КРУ некоторых серий имеется ряд мест, опасных для персонала. Наиболее опасны из них:

— шкафы трансформаторов СН, серии К-VI ранних выпусков, у которых трансформатор подсоединяется через разъединитель РВФ-10 к сборным шинам. Это приводит к тому, что при наличии на них напряжения разъединитель в другом отсеке оставался под напряжением;

— шкафы серии К-ХIII (выпусков до 1968 г.), у которых верхние разъединяющие контакты не закрывались горизонтальными шторками при выкатывании тележки, что не позволяет работать на трансформаторах тока из-за возможного приближения к верхним разъединяющим контактам;

— шкафы СБРУН, не имеющие блокировки разъединителей с дверьми (сетчатыми ограждениями).

Дополнительные правила техники безопасности при обслуживании КРУ должны быть указаны в местных инструкциях.

2.4. При обслуживании КРУ помимо общих должны соблюдаться следующие правила техники безопасности.

2.4.1. При обслуживании КРУ запрещается:

а) проникать без снятия напряжения и наложения заземления на токоведущие части в высоковольтную часть ячейки для работы на ней;

б) производить демонтаж защитных шторок, блокировочных устройств и перегородок между отсеками ячейки;

в) производить работы на выключателе или приводе при взведенном положении рабочих пружин и включенных цепях управления выключателем;

г) накладывать заземления (включать заземляющие разъединители) без видимого разрыва токоведущей цепи или без проверки отсутствия напряжения;

д) использовать основные ножи разъединителей в качестве заземляющих, когда заземление токоведущих частей происходит автоматически при отключении разъединителя;

е) открывать выхлопные (разгрузочные) клапаны, так как это может привести к ошибочному отключению выключателя;

ж) хранить в коридоре обслуживания КРУ и ЗРУ легковоспламеняющиеся и взрывоопасные вещества и горючие предметы;

з) производить плановые осмотры КРУН во время грозы и дождя.

2.4.2. Для производства работ на выкатной тележке КРУ необходимо:

а) отключить выключатель данного присоединения;

б) выкатить тележку в ремонтное положение;

в) запереть дверцы шкафа, а при их отсутствии — автоматические шторки;

г) на дверцах шкафа вывесить плакат «Не включать — работают люди», а при их отсутствии — на верхней шторке «Стой, высокое напряжение!», «Не включать — работают люди».

2.4.3. Для производства кратковременных работ в отсеке, где находилась тележка КРУ, необходимо:

а) запереть на замок защитные шторки, закрывающие отсеки с токоведущими частями, которые находятся под напряжением;

б) вывесить плакаты: на шторках «Стой, высокое напряжение!», в отсеке — «Работать здесь».

2.4.4. При работах в КРУ в отсеках кабельных и воздушных линий (например, на трансформаторах тока) необходимо:

— выкатить тележку в ремонтное или контрольное (в КРУ с двусторонним обслуживанием) положение;

— зафиксировать тележку в контрольном положении;

— убедиться в отсутствии напряжения;

— включить заземляющий разъединитель при отсутствии напряжения со стороны линии;

— вывесить плакат «Не включать — работают люди» на тележке, находящейся в контрольном положении;

— вывесить плакат «Работать здесь» в отсеке, где производятся работы.

2.4.5. Для опробования выключателей и проверки действия устройств защиты в шкафу КРУ необходимо:

— выкатить тележку в ремонтное (при наличии удлиняющего жгута) или контрольное положение и зафиксировать в нем;

— прекратить все работы в отсеках КРУ.

Ранее наложенные в шкафу КРУ заземления при опробовании оборудования не снимать.

2.5. Следует помнить, что при наличии дефектов в оборудовании КРУ или неудовлетворительной его эксплуатации КРУ могут представлять опасность для обслуживающего персонала. Наибольшую опасность представляют КРУ с масляными выключателями, в которых при нарушении их контактной системы (недовключении, повреждении контактов и т.п.) под действием электрической дуги разлагается трансформаторное масло и выделяется взрывоопасная смесь газов.

Наиболее взрывоопасны выключатели с пружинными приводами из-за недостаточного усилия рабочих пружин, которые могут недовключить выключатель при коротком замыкании на линии, что может привести к его повреждению.

Выключатели с электромагнитными приводами более надежны и поэтому менее опасны для персонала.

2.6. При обслуживании КРУ необходимо соблюдать следующие меры предосторожности.

2.6.1. Перед осмотром КРУ необходимо убедиться в отсутствии шума и потрескиваний внутри КРУ. При обнаружении дыма или ненормального шума запрещается приближение к КРУ до снятия напряжения с поврежденного шкафа, например, путем дистанционного отключения выключателя ввода.

2.6.2. При осмотре действующего КРУ необходимо в первую очередь проверить положение сигнальных устройств защиты и автоматики, а также оборудование шкафов КРУ, выключатели которых аварийно отключались.

2.6.3. Включение выключателя после его аварийного отключения (включение на возможное короткое замыкание) необходимо производить только дистанционно.

2.6.4. При плановых выключениях выключателей следует выполнять рекомендации п. 4.12.

2.6.5. При ремонтных работах на выключателе необходимо соблюдать следующие меры безопасности:

а) цепи управления выключателем должны быть отключены во избежание случайной подачи импульса на включение и отключение;

б) в случае необходимости в приводах устанавливаются стопорные приспособления, препятствующие освобождению включающего и отключающего механизмов;

в) силовые пружины приводов во избежание случайного включения (отключения) выключателя должны быть разгружены;

г) при опробовании выключателя запрещается проведение других работ вблизи выключателя.

2.6.6. Запрещается без ведома вышестоящего оперативного персонала деблокирование блокировочных устройств коммутационных аппаратов. При использовании в КРУ блок-замков системы Гинодмана следует помнить, что ключи из замков можно вынуть только при полностью запертом замке, т.е. после фиксации блокируемого аппарата.

2.6.7. При работах с полным обесточиванием секции КРУ, имеющих коридор управления, напряжение от постороннего источника должно подаваться только к отдельным потребителям, минуя сборки 0,4 кВ, так как это создает повышенную опасность для персонала из-за наличия напряжения 220 В практически во всех ячейках.

3. ПОДГОТОВКА КРУ К ЭКСПЛУАТАЦИИ

3.1. Монтаж КРУ должен быть произведен в соответствии с проектом и заводскими инструкциями.

3.2. После окончания монтажа необходимо проверить комплектность КРУ, очистить конструкции, оборудование, аппараты от пыли и загрязнений, произвести уборку коридора управления КРУН или ЗРУ. С эпоксидной изоляции трансформаторов тока и напряжения и других деталей с помощью растворителей уайт-спирита или авиационного бензина (ГОСТ 1012-72) удалить консервационную смазку.

3.3. Провести тщательный осмотр и оценку состояния шкафов КРУ и всех его элементов. При осмотре необходимо:

3.3.1. Проверить правильность установки корпусов шкафов КРУ. Они должны быть установлены вертикально, без перекосов, без больших (не более 1 — 2 мм) зазоров между стенками соседних шкафов, надежно прикреплены к фундаментам.

3.3.2. Проверить уплотнения внешней оболочки. Не должно быть щелей в крыше, стенках, полу и проходных изоляторах. Выявленные щели устраняются по рекомендациям приложения 2.

3.3.3. Проверить целостность и комплектность высоковольтных аппаратов, надежность их крепления, правильность подключения и наличие заземления в соответствии с инструкциями заводов-изготовителей.

3.3.4. Проверить состояние фарфоровых изоляторов, наличие уплотнения проходных изоляторов между соседними отсеками и шкафами КРУ. При проверке необходимо убедиться в отсутствии на изоляторах трещин и сколов.

3.3.5. Выявить ослабленные изоляционные воздушные промежутки КРУ (менее 100 мм), которые по возможности должны быть доведены до нормы или усилены с помощью изоляционных барьеров из влагостойких изоляционных материалов (гетинакса, стеклотекстолита и др.).

Каждый электрик должен знать:  Включение электроизмерительных приборов через измерительные трансформаторы

3.3.6. Проверить состояние аппаратуры вторичных цепей: надежность их крепления, затяжку винтов на контактах и зажимах. При необходимости производится их подтяжка и расконсервация аппаратов.

3.3.7. Проверить выборочно (с разборкой) контактные соединения токоведущих частей КРУ. При необходимости контактные соединения зачистить до блеска и покрыть тонким слоем чистой смазки (см. п. 1.5.7.). В том случае, когда предполагается электрическая нагрузка на шинах, близкая к номинальной, производится оснащение контактных соединений термоиндикаторами (пленочными и др.).

Зачистка контактных поверхностей выводов аппаратов, имеющих гальваническое покрытие (серебрение, облуживание), недопустима, производится лишь промывка нейтральными растворителями (например, бензином-растворителем БР-1 (ГОСТ 443-76), спиртом (ГОСТ 11547-76) и т.п.

3.3.8. Проверить наличие смазки в трущихся частях. При сильном загрязнении ее заменить. Смазка должна быть нанесена на трущиеся детали механизмов перемещения и фиксации, шторочного механизма, заземляющего разъединителя, блокировки, петли дверей, крышки, подшипники колес тележек, вентиляторов, петли разгрузочного клапана, трущиеся детали привода и выключателя. Рекомендуемые типы смазок приведены в п. 1.5.7.

3.3.9. Проверить наличие и надежность подсоединения корпусов шкафов КРУ к контуру заземления.

3.4. Перед наладкой оборудования КРУ необходимо проверить работу основных механизмов и устройств КРУ.

3.4.1. В первую очередь следует проверить работу механизма перемещения и фиксации тележек. Для этого необходимо, чтобы направляющие и площадки для перемещения тележек были ровные, без перекосов. Механизм перемещения должен обеспечивать свободное и плавное перемещение тележек из разобщенного в контрольное и рабочее положения и обратно. Механизм фиксации должен обеспечивать надежную фиксацию тележек в контрольном и рабочем положениях.

Механизмы перемещения тележек КРУ выпускаются в основном трех типов: рычажный (шкафы К-VI-V и др.), с храповым устройством (шкафы К-Х III ) и с червячной передачей (шкафы К-37).

На рис. 1 приведена схема механизма перемещения тележек шкафов КРУ серии К-VI -V , который одновременно выполняет фиксацию тележек. Поворотом рычага 1 вниз производится перемещение (доводка) тележки в контрольное или рабочее положение и фиксация в нем тележки с помощью захода подвижной трубки на рычаге в вырез в пазу сегмента 5. При этом ролики вала доводки должны входить в пазы скоб 4, укрепленных на боковых стенках так, чтобы между ними и дном паза обеспечивался зазор 1 — 2 мм. При отсутствии такого зазора возможны поднятие и перекос тележки.

Механизм перемещения тележек шкафов КРУ серии К-ХIII сложен в работе, а применение случайных предметов в качестве рычагов вместо механизма перемещения может привести к перекосу тележек и несовпадению разъединяющих контактов. Для исключения этого может быть применен простейший механизм доводки (рис. 2).

Механизм перемещения тележек с помощью червячной передачи в шкаф КРУ серии К-37 работает достаточно надежно и, как правило не требует подрегулировки (рис. 3).

Рис. 1. Схема механизма перемещения и фиксации шкафов КРУН серии К-VI-V

1 — рычаг; 2 — фиксатор; 3 — ролик вала; 4 — скоба; 5 — сегмент; 6 — передняя крышка тележки; 7 — вал

Рис. 2. Упрощенный механизм доводки шкафов серии К-XIII

а — схема работы механизма; б — общий вид

Рис. 3. Общий вид механизма перемещения шкафов К-37:

1, 2 — подшипники; 3, 15— вал; 4, 12, 18 — рычаги; 5 — червячное колесо; 6 — фланец; 7, 11 — фиксатор;
8 — пружина; 9 — штифт; 10 — шпонка; 13 — ручка; 14 — палец; 16 — втулка; 17, 19 — тяга

3.4.2. Проверить надежность работы фиксирующих устройств тележки в контрольном и рабочем положениях. Фиксация и расфиксация должны происходить легко, без заедания и, в зависимости от положения, позволять или запрещать производить необходимые операции с тележкой и выключателем. Устройства фиксации просты и не требуют специальных регулировок.

3.4.3. Проверить исправность механической блокировки, предотвращающей включение выключателя в расфиксированном (промежуточном) положении тележки и выкатывание ее из рабочего положения с включенным выключателем. Предотвращение этих операций достигается с помощью специальных устройств. Например, в шкафах КРУ серии К-VI-V это достигается введением упорных регулируемых секторов, расположенных на валу приводов и валу механизма доводки, в шкафах КРУ серии К-37 — с помощью рычагов и тяг, взаимодействующих с приводами выключателей.

Опробование блокировки следует производить в два приема: при выкатывании тележки из рабочего положения в контрольное и при вкатывании ее из контрольного в рабочее в следующей последовательности:

б ) попытаться расфиксировать и переместить тележку;

в) отключить выключатель;

г) расфиксировать тележку;

д ) попытаться включить выключатель;

е) переместить тележку в другое положение и зафиксировать в нем.

В этом положении операции по пп. а — д повторить.

При отказе в запрете операций по пп. б, д в одном из положений отрегулировать механизм перемещения или устройств фиксации и блокировки.

3.4.4. Проверить работу шторочного механизма несколькими операциями по вкатыванию тележки в рабочее положение и выкатыванию ее в ремонтное положение. Шторки при этом должны плавно и надежно закрываться и открываться без заеданий и нарушения изоляционных промежутков между ними и токоведущими шинами. При необходимости произвести проверку возможности открывания нижней шторки при запертой на замок верхней, для чего расчленить соединительные тяги.

3.4.5. В КРУ с выкатными тележками проверить соосность и измерить вхождение разъединяющих контактов непосредственно, если имеется доступ к ним в рабочем положении тележки, или с помощью приспособлений по одной из методик, приведенных в приложении 4, если такой доступ отсутствует.

Несоосность контактов не должна превышать 4 — 5 мм, вхождение подвижного контакта в неподвижный должно быть не менее 15 мм, запас хода — не менее 2 мм. Регулирование соосности производится перемещением изоляторов или трансформаторов тока с неподвижными контактами, регулирование вхождения контактов производится с помощью прокладок под изоляторы или неподвижные контакты.

Кроме того, выборочно в соответствии с техническими условиями на данный тип КРУ производятся измерения контактного нажатия ламелей подвижных контактов на неподвижные или измерения вытягивающего усилия неподвижного контакта из подвижного (неподвижный контакт имитируется шаблоном).

Значения усилий и вхождений контактов должны соответствовать указанным в рабочих чертежах на конкретные типы КРУ.

3.4.6. В ячейках КРУ без втычных элементов проверить состояние блокировки выключателя с разъединителем. Она не должна позволять производить операции с разъединителем при включенном выключателе.

Фиксация положения разъединителя должна обеспечивать его надежную работу.

3.4.7. Проверить работу заземляющих разъединителей ячеек с выключателями путем производства нескольких операций отключения и включения. При этом разъединитель должен надежно фиксироваться в положениях «включено» и «отключено» при сохранении требуемых изоляционных промежутков.

3.4.8. Провести опробование блокировки, предотвращающей вкатывание тележки в рабочее положение при включенном заземляющем разъединителе. При неудовлетворительной работе блокировок в некоторых типах КРУ можно их усовершенствовать в соответствии с рекомендациями, изложенными в приложении 5.

3.4.9. Проверить правильность установки и работы разгрузочного клапана КРУ (рис. 4). Клапан должен свободно открываться, воздействуя при этом на срабатывание контакта защиты от дуговых замыканий. При наличии в КРУ внутренней установки вентиляционных отверстий они должны быть постоянно открыты.

Рис. 4. Схема сборки разгрузочного клапана шкафов К-37:

а — правильная; б — неправильная;
1 — крышка сборных шин; 2 — разгрузочный клапан; 3 — концевой выключатель

3.4.10. Проверить объем, соответствие проекту и исправность блокировок коммутационных аппаратов применительно к конкретной электрической схеме данного объекта. Блокировка не должна разрешать выполнение ошибочных операций.

3.5. Перед включением КРУ в работу необходимо:

а) провести ревизию оборудования КРУ в соответствии с заводскими инструкциями;

б) очистить изоляцию оборудования и токоведущих шин от загрязнений;

в) отрегулировать низковольтную аппаратуру и аппаратуру защиты и автоматики;

г) проверить целостность предохранителей и параметры их плавкой вставки в соответствии с уставками;

д) проверить вторичные цепи и опломбировать электрические счетчики учета электроэнергии;

е) проверить и опробовать цепи СН (обогрева, освещения КРУ, электросварки и т.п.);

ж) проверить работу аппаратуры связи.

3.6. При производстве наладочных работ на оборудование и аппаратуру наносятся все необходимые надписи в соответствии с исполнительными схемами, функциональным назначением аппаратов и требованиями настоящей Типовой инструкции.

3.7. После производства всех работ на высоковольтном оборудовании производятся пусконаладочные испытания КРУ и комплектующего оборудования в соответствии с гл. 6 настоящей Типовой инструкции. Результаты испытаний заносятся в техническую документацию.

3.8. При необходимости производится усиление высоковольтной изоляции (нанесение гидрофобных покрытий на изоляцию КРУ, усиление ослабленных изоляционных промежутков и т.д.) по методике, при веденной в приложении 2, и выполняются мероприятия по повышению надежности работы КРУ и комплектующей аппаратуры, приведенные в приложении 3.

3.9. Непосредственно перед включением КРУ необходимо выполнить следующие подготовительные работы:

а) провести контрольный осмотр КРУ, чтобы убедиться в отсутствии внутри шкафов посторонних предметов, переносных заземлений и т.п.;

б) проверить надежность крепления задних стенок, ограждений, люков КРУ, положение жалюзей, клапанов крышек приводов и т.п.;

в) установить высоковольтные предохранители для защиты трансформаторов СН, трансформаторов напряжения; их тележки (выдвижные блоки) устанавливаются в рабочее положение;

г) проверить положение накладок, автоматов, переключателей, наличие предохранителей во вспомогательных цепях.

3.10. Включение КРУ в работу следует проводить по специальной программе. При этом нужно учитывать, что на упрощенных подстанциях с переменным оперативным током предварительно необходимо провести зарядку конденсаторов отключающих устройств от постороннего источника переменного тока.

Оперирование коммутационными аппаратами и выдвижными элементами КРУ проводится в соответствии с инструкциями на данный тип КРУ и указаниями настоящей Типовой инструкции (гл. 4).

3.11. После включения КРУ под напряжение необходимо его осмотреть. При наличии ненормальных шумов и потрескиваний немедленно отключить КРУ для выявления и устранения дефекта.


4. ОПЕРАТИВНО-ЭКСПЛУАТАЦИОННОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ КРУ

4.1. В оперативно-эксплуатационное обслуживание КРУ, осуществляемое оперативным или оперативно-ремонтным персоналом предприятий энергосистем или электростанций, входят:

а) периодические осмотры, проводимые в те же сроки, что и осмотр всей электроустановки;

б) внеочередные осмотры, проводимые после отключении коротких замыканий, после грозы, ливневых дождей, снежных бурь, заносов, гололеда;

в) ведение заданного режима работы по схеме, нагрузке, напряжению, температуре воздуха;

г) производство необходимых оперативных переключений: плановых, внеплановых, аварийных и с целью допуска к работам ремонтных и специализированных бригад;

д) снятие показаний электрических приборов и электросчетчиков;

е) уход за низковольтными электрическими аппаратами и аппаратами вспомогательных цепей (чистка от пыли, замена предохранителей и т.п.);

ж) производство небольших по объему ремонтно-эксплуатационных работ (ремонт цепей освещения, устройств обогрева, аппаратуры блокировки, слив и доливка масла в малообъемные масляные выключатели, небольшие покрасочные работы на оборудовании, ограждениях, уборка помещений и т.п.);

з) ликвидация небольших по объему аварийных повреждений на оборудовании КРУ.

4.2. Сроки проведения осмотров КРУ и ремонтно-эксплуатационных работ определяются исходя из местных условий и опыта эксплуатации и должны быть утверждены главным инженером энергосистемы (электросети).

4.3. Объем работ, выполняемых при периодических осмотрах, определяется категорией размещения, способом обслуживания, типом КРУ.

4.4 . При периодическом осмотре КРУ внутренней установки визуально определяется:

а) состояние элементов здания ЗРУ (исправность замков, дверей, отсутствие течи крыши, состояние кабельных каналов и др.);

б) состояние изоляции (загрязненность, отсутствие видимых дефектов, частичных разрядов и т.п.);

в) наличие, цвет и уровень масла в маслонаполненных аппаратах, отсутствие выброса масла из масляных выключателей;

г) состояние приводов (соответствие заданному положению выключателя, наличие защитных кожухов, крышек, состояние блок-контактов и т.п.);

д) состояние доступных для осмотра разъединяющих контактов КРУ с выкатными тележками, надежность фиксации тележек;

е) состояние реле и низковольтных аппаратов СН (автоматов, предохранителей и др.);

ж) состояние и исправность освещения КРУ;

з) показание измерительных приборов, характеризующих нагрузку, напряжение, состояние электрооборудования КРУ;

и) состояние видимых термоиндикаторов на токоведущих частях.

4.5. При периодическом осмотре КРУ наружной установки дополнительно к п. 4.4. определяется:

а) исправность дверей и замков (запоров) шкафов;

б) состояние оболочки шкафов КРУ (наличие щелей в крыше, проходных изоляторах, днищах, положение жалюзи и т.п.);

в) состояние гидрофобной пасты на изоляции, доступной для осмотра;

г) состояние грозозащитных разрядников на подходе к КРУ воздушных линий электропередачи;

д) состояние строительной части КРУ (фундаментов, площадок, отмосток).

4.6. При обнаружении дефектов, могущих привести к аварии, необходимо принимать срочные меры по их устранению. Сведения о других дефектах, не требующих срочного устранения, записываются в оперативную документацию для последующего принятия мер по их устранению.

4.7. При периодическом осмотре КРУ необходимо опробовать:

— связь с местным оперативным персоналом и телесигнализацию;

— аппаратуру и автоматику подогрева;

— коммутационную аппаратуру (при совпадении времени осмотра с графиком опробования) в соответствии с п. 4.12.

4.8. Во время внеочередного осмотра помимо работ, проводимых при периодическом осмотре, необходимо дополнительно выполнить следующее.

4.8.1 . После отключения короткого замыкания выключателем необходимо:

— определить положение привода и выключателя;

— осмотреть состояние и положение деталей выключателя, а также оборудование и изоляцию КРУ;

— определить цвет, уровень масла в выключателе и наличие выброса его из выключателя;

— определить по положению указателей правильность работы защит и автоматики (АПВ, АВР и др.)

4.8.2. Во время осмотра после грозы, кроме работ по п. 4.8.1, обходимо проверить всю доступную для осмотра изоляцию КРУ и состояние разрядников.

4.8.3. После ливневых дождей и снежных бурь необходимо проверить отсутствие в шкафах КРУН воды и снега.

4.8.4. При ночных обходах дополнительно осматриваются доступные контактные соединения и изоляция на наличие свечения и коронирования.

4.9. Результаты осмотров КРУ должны записываться в журнал.

4.10. Не реже одного раза в год осмотр КРУ должен проводиться инженерно-техническим персоналом, закрепленным за данной электроустановкой, с целью более квалифицированного определения состояния электрооборудования, аппаратуры и строительной части.

4.11. При перемещении выкатной тележки с выключателем необходимо соблюдать следующие меры предосторожности.

4.11.1. Перед вкатыванием тележки в корпус шкафа из ремонтного положения в контрольное необходимо убедиться, что:

— со шторок снят навесной замок;

— заземляющий разъединитель отключен (переносное заземление снято);

— положение фиксирующего устройства тележки соответствует заданной операции;

— в ячейке и на вкатываемой тележке нет посторонних предметов (инструмента, ветоши, проволоки и др.).

4.11.2. После вкатывания тележки в контрольное положение ее необходимо запереть фиксирующим устройством.

4.11.3. В контрольном положении тележки необходимо выполнить соединение штепсельных разъемов вторичных цепей, завести рабочие пружины привода и опробовать выключатель в последовательности, указанной в п. 4.12.1.

4.11.4. При необходимости вкатывания тележки в рабочее положение необходимо:

а) проверить отключенное положение выключателя и заземляющего разъединителя;

б) расфиксировать тележку;

в) с помощью механизма перемещения (при его отсутствии вручную) докатить тележку до рабочего положения;

г) зафиксировать ее в рабочем положении.

4.11.5. Через смотровые окна проверить точность вхождения разъединяющих контактов первичной цепи (если это позволяет конструкция и способ установки шкафов). При их несовпадении производится регулирование вхождения по методике, приведенной в приложении 4.

4.11.6. Перед выкатыванием тележки из рабочего положения в ремонтное необходимо убедиться, что выключатель отключен. После проверки и расфиксации тележка перемещается в контрольное положение.

4.11.7. В контрольном положении тележки выполнить рассоединение штепсельных разъемов вторичных цепей, после чего тележку можно выкатить в ремонтное положение.

Следует помнить, что во избежание пробоя изоляции вторичных цепей трансформаторов тока высоким напряжением запрещается рассоединение и соединение штепсельных разъемов в рабочем положении тележки, так как выключатель может быть не отключенным.

4.11.8. При вкатывании тележки в рабочее положение не следует применять больших усилий. Необходимо пользоваться механизмом перемещения (доводки). Если тележка не входит или входит с трудом в рабочее положение, это свидетельствует или о несовпадении осей подвижных и неподвижных разъединяющих контактов, которые следует отрегулировать, или о наличии в ячейке посторонних предметов, или о преждевременной фиксации тележки.

4.12 . Плановые включения выключателей, например, после ремонта, следует проводить в следующей последовательности.

4.12.1 . В контрольном положении тележки или при отключенных разъединителях (в КРУ без выкатных элементов) произвести опробование работы выключателей, для чего:

а) подготовить привод к включению (завести пружины, поднять груз) и проверить соответствие положения деталей привода заданному положению (при необходимости снять крышку с привода);

б) выключатель включить дистанционно (при отсутствии дистанционного управления — вручную) и проверить положение его деталей и деталей привода;

в) при успешном включении выключатель отключить.

4.12.2. Для последующего включения выключателя в рабочем положении необходимо:

а) перевести тележку с выключателем в рабочее положение или включить разъединители в КРУ без выкатных элементов;

б) проверить положение и фиксацию аппаратов в рабочем положении;

в) подготовить привод к включению (в пружинных приводах завести пружины);

г) включить выключатель и сразу проверить посадку привода на защелку и убедиться в отсутствии ненормального шума в выключателе;

д) если произошло недовключение выключателя, его необходимо немедленно отключить и принять меры для устранения дефекта;

е) при успешной посадке пружинного или пружинно-грузового привода на защелку подготовить выключатель для работы в цикле АПВ, для чего завести пружины (поднять груз), ввести в работу автоматический моторный редуктор (АМР) и убедиться в правильном положении рычагов привода, воздействующих на блок-контакты, участвующие в АПВ.

4.13. Перед включением или отключением трансформаторов СН необходимо проверить отключенное положение вводных аппаратов низшего напряжения (автомата или рубильника в шкафу низковольтной аппаратуры). Включение трансформаторов СН проводится в соответствии с заводской инструкцией. Например, в шкафах КРУН серии К-VI-V — путем поднятия съемным рычагом блока предохранителей, в шкафах КРУ с выкатной тележкой с предохранителями — путем ее вкатывания, в шкафах КРУН без выкатных элементов — путем включения разъединителя в цепи питания трансформатора СН и т.д.

4.14. При аварийном повреждении выключателя или привода может возникнуть необходимость в замене поврежденной выкатной тележки резервной. Учитывая, что тележки могут быть не взаимозаменяемы, необходимо перед вкатыванием новой тележки выполнить следующее:

а) убедиться, что номинальный ток резервной тележки соответствует току заменяемой;

б) убедиться, что выключатель и привод резервной тележки исправны (при необходимости отрегулировать выключатель и привод резервной тележки);

в) проворить идентичность защит и вторичных цепей у резервной и заменяемой тележек (при необходимости опробовать и отрегулировать защиту);

г) опробовать в контрольном положении дистанционное и местное управление выключателем;

д) проверить действие механизма перемещения, блокировки и произвести пробное вкатывание и выкатывание и, при необходимости, подрегулировать разъединяющие контакты первичной цепи и контакты вторичных цепей.

4.15. При эксплуатации КРУ должны также выполняться рекомендации заводских инструкций.

При применении гидрофобных покрытий изоляции подогрев КРУ во влажную погоду с целью предупреждения образования росы на поверхности изоляции может не выполняться.

4.16. Объем работ по техническому обслуживанию КРУ исходя из конкретных конструкций КРУ, комплектующих аппаратов и местных условий может быть расширен решением главного инженера энергосистемы (электросети, электростанции).

5. РЕМОНТ КРУ

5.1. Сроки проведения плановых текущих и капитальных ремонтов КРУ, выключателей и приводов должны определяться на основании ПТЭ главным инженером энергосистемы.

5.2. Внеочередной текущий ремонт проводится для устранения дефектов, обнаруженных при осмотрах или выявленных в процессе эксплуатации.

5.3. Внеочередной капитальный ремонт КРУ следует проводить после появления в КРУ значительных дефектов или повреждений, препятствующих их дальнейшей надежной и безопасной работе (например, необходимости замены встроенного оборудования, ошиновки, механизмов и т.п.).

5.4. Перед проведением ремонта должна быть составлена ведомость дефектов. Одновременно с проведением ремонтов должны выполняться мероприятия, направленные на повышение надежности и безопасности КРУ в соответствии с директивными документами.

5.5. Текущий ремонт КРУ и встроенного оборудования выполняется со снятием напряжения. В объем ремонта входит:

5.5.1. Текущий ремонт масляных выключателей и их приводов, который предусматривает:

— наружный осмотр выключателя и привода. При этом следует обращать особое внимание на состояние изоляторов, уровень и цвет масла в выключателях; при необходимости следует долить масло в баки выключателей, устранить течи масла и очистить маслоуказательные стекла;

— проверку взаимодействия механизмов привода и выключателя и опробование их в контрольном и ремонтном положении тележки при номинальном напряжении оперативного тока согласно п. 4.12.1*;

* Для опробования выключателя в ремонтном положении рекомендуется применять удлиняющий жгут вспомогательных цепей со штепсельными разъемами.

— ремонт дугогасительной камеры выключателя при значительном потемнении масла, а также при большом количестве отключений коротких замыканий;

— определение состояния смазки и при необходимости ее замену с разборкой деталей привода.

5.5.2. Осмотр и опробование в работе основных механизмов и узлов КРУ: механизма перемещения тележек, шторочного механизма, устройства фиксации и блокировок КРУ с выкатными тележками согласно гл. 3 настоящей Типовой инструкции. При необходимости производится их ремонт и замена смазки трущихся частей.

5.5.3. Осмотр и при необходимости регулирование и смазка разъединяющих контактов первичной цепи и ремонт разъемов вторичных цепей.

5.5.4. Осмотр, регулирование и смазка разъединителей первичной цепи и разъединителей заземления.

5.5.5. Осмотр встроенных в КРУ трансформаторов СН, измерительных трансформаторов, предохранителей и при необходимости их ремонт или замена.

5.5.6. Осмотр, очистка от пыли и испытание изоляции КРУ.

5.5.7. Замена гидрофобных покрытий при неудовлетворительных результатах испытаний (см. гл. 6 и приложение 2).

5.5.8. Осмотр и при необходимости ремонт цепей и приборов освещения, обогрева и СН, а также приборов защиты и автоматики, замена ламп освещения.

5.5.9. Проверка состояния уплотнений оболочки КРУН. При ее нарушении производится ремонт (см. рекомендации приложения 2).

5.6. В соответствии с местными условиями и конкретными дефектами КРУ во время текущего ремонта могут выполняться и другие работы по устранению неисправностей, приведенных в приложении 1.

5.7. Перед капитальным ремонтом КРУ должны быть выполнены следующие подготовительные работы:

5.7.1. На основании осмотра, ранее обнаруженных дефектов и профилактических испытаний составляется ведомость объема и программа работ, подлежащих выполнению при капитальном ремонте, или сетевой график.

5.7.2. Подготавливается инструмент, необходимые приспособления, запасные агрегаты и узлы, запасные части и материалы, необходимые для ремонта. Перечень инструмента и приспособлений для проведения ремонта КРУ определяется объемом ремонтных работ.

5.7.3. Подготавливаются необходимые измерительные приборы для испытаний электрооборудования.

5.7.4. Проводится инструктаж бригады.

5.8. Капитальный ремонт КРУ и выключателей проводится в соответствии с действующими заводскими инструкциями и технологическими картами по ремонту.

Капитальный ремонт остального комплектного оборудования проводится по результатам внешнего осмотра и профилактических испытаний. При их проведении также необходимо пользоваться заводскими инструкциями.

5.9. При капитальном ремонте шкафов КРУ помимо работ, выполняемых при текущих ремонтах, должны выполняться следующие работы.

5.9.1. Замена дефектных изоляторов и в случае необходимости усиление изоляции (см. приложение 2).

При капитальном ремонте КРУ замена гидрофобных покрытий изоляции должна проводиться независимо от результатов испытаний изоляции.

5.9.2. Разборка забракованных испытаниями или осмотром контактных соединений первичных цепей, зачистка, смазка и повторная затяжка. При необходимости проводится ремонт разъединяющих контактов. Проверяется нажатие ламелей на неподвижные контакты. Усилие нажатия одной ламели на нож должно быть не менее приведенного в заводских инструкциях. После регулирования контакты смазываются смазкой ЦИАТИМ-201 или техническим вазелином (ГОСТ 782-69).

5.9.3. Ремонт оболочки КРУ. Пораженные ржавчиной места зачищаются и прокрашиваются. Петли дверей смазываются низкотемпературными смазками (НК-30 и др.).

5.9.4. Ремонт строительной части КРУ (фундаментов, отмосток, полов в коридоре управления и т.п.).

5.9.5. Полная проверка и при необходимости профилактическое восстановление устройств релейной защиты ремонтируемых присоединений КРУ.

5.9.6. Высоковольтные и другие испытания КРУ (см. гл. 6) после окончания ремонтных работ.

5.10. Приемка секций КРУ из капитального ремонта должна осуществляться комиссией, назначаемой приказом по предприятию (электростанции). Акт приемки утверждается главным инженером предприятия.

6. ИСПЫТАНИЯ КРУ

6.1. Испытания КРУ и встроенного в них комплектного оборудования должны проводиться специально обученным персоналом.

6.2. Различают следующие виды испытаний КРУ:

а) приемо-сдаточные испытания вновь вводимого в эксплуатацию КРУ;

б) испытания при капитальном ремонте КРУ;

в) испытания при текущем ремонте КРУ;

г) межремонтные испытания.

6.3. Сроки проведения различных видов профилактических испытаний устанавливаются на основании Правил технической эксплуатации и действующих «Норм испытаний электрооборудования» с учетом конкретных местных условий и утверждаются главным инженером энергосистемы (предприятия).

6.4 . Испытание повышенным напряжением вновь смонтированных КРУ должно проводиться до подключения воздушных или кабельных линий с включенными выключателями.

Находящиеся в эксплуатации КРУ должны испытываться повышенным напряжением после отсоединения линий и с включенными выключателями. С целью исключения нарушения изоляции кабельных линий при их отсоединении и присоединении допускается часть изоляции КРУ испытывать выпрямленным напряжением вместе с кабелем и кабельными разделками.

6.5. Пусконаладочные испытания и испытания КРУ при капитальном ремонте необходимо проводить в следующем объеме.

6.5.1. Измерить сопротивление изоляции первичных цепей мегаомметром на напряжение 2500 В. Значение сопротивления должно быть не менее 1000 МОм для новых и 300 МОм для эксплуатируемых КРУ.

6.5.2. Измерить сопротивление изоляции вторичных цепей мегаомметром на напряжение 500 — 2500 В. Значение сопротивления изоляции каждого присоединения должно быть не менее 1 МОм, цепей освещения — не менее 0,5 МОм.

6.5.3. Испытать повышенным напряжением изоляцию первичных цепей ячеек (см. п. 6.4) в течение 1 мин, если изоляция не содержит деталей из органических материалов, и в течение 5 мин, если они имеются. Испытательное напряжение должно быть: для КРУ 6 кВ с чисто фарфоровой изоляцией — 32 кВ; с наличием органической изоляции — 28,8 кВ; для КРУ 10 кВ — соответственно 42 и 37,8 кВ. Для выявления ослабленных изоляционных промежутков разрешается и при наличии органической изоляции испытывать напряжением 32 и 42 кВ в течение 1 мин соответственно для КРУ 6 и 10 кВ.

6.5.4. Испытать изоляцию вторичных цепей при вводе в эксплуатацию повышенным напряжением 1000 В в течение 1 мин. Последующие испытания повышенным напряжением промышленной частоты можно заменять измерением изоляции мегаомметром на напряжение 2500 В.

6.5.5. Провести механические испытания в соответствии с инструкциями заводов-изготовителей.

К механическим испытаниям относятся:

а) вкатывание и выкатывание выкатных тележек с проверкой взаимного вхождения разъединяющих контактов, а также работы шторок, блокировок, фиксаторов и т.п.;

б) измерение (выборочное) контактного нажатия разъединяющих контактов первичной цепи;

в) проверка работы и состояния заземляющего разъединителя.

6.5.6. Проверить (выборочно 2 — 3 % соединений) качество болтовых контактных соединений шин (проверка на затяжку болтов).

6.5.7. Измерить сопротивление постоянному току контактов шин, разъединяющих контактов первичной цепи и скользящих разъединяющих контактов вторичной силовой цепи. Сопротивление их не должно превышать значения, приведенных в таблице.

Допустимые значения сопротивления постоянному току контактов КРУ

Допустимое значение сопротивления

Контакты сборных шин

Сопротивление участка шин в месте контактного соединения не должно превышать более чем в 1,2 раза сопротивление участка шин той же длины без контакта.

Разъединяющие контакты первичной цепи*

Допустимые значения сопротивления контактов приведены в заводских инструкциях.

В случае, если значения сопротивления контактов в заводских инструкциях отсутствуют, они должны быть не более:

для контактов на 400 А — 75 мкОм,

для контактов на 600 А — 60 мкОм,

для контактов на 900 А — 50 мкОм,

для контактов на 1200 А — 40 мкОм,

для контактов на 2000 А — 33 мкОм.

Разъединяющие контакты вторичной цепи (только контакты скользящего типа)

Не более 400 мкОм

* Измерение выполняется, если позволяет конструкция КРУ.

6.5.8. Испытать масляные и электромагнитные выключатели в следующем объеме:

а) измерить сопротивление изоляции и провести испытание повышенным напряжением промышленной частоты изоляции первичных и вторичных цепей выключателей (обычно с испытаниями КРУ). Кроме этого, повышенным напряжением испытывается разрыв выключателей;

б) измерить сопротивление токоведущего контура каждого полюса. Оно не должно превышать данные заводских норм и действующих Норм испытания электрооборудования;

в) измерить сопротивление обмоток включающих и отключающих электромагнитов. Оно не должно отличаться от заводских данных;

г) измерить скоростные и временные характеристики, которые должны соответствовать заводским нормам и действующим Нормам испытания электрооборудования;

д) проверить регулировочные характеристики выключателей (ход подвижных частей, вжим контактов при включении, одновременность замыкания и размыкания контактов и др.). Они должны соответствовать заводским данным;

е) проверить в работе механизм свободного расцепления не менее чем в двух положениях контактов при включении:

— в момент замыкания первичной цепи выключателя;

— при полностью включенном положении;

ж) измерить фактические значения напряжения срабатывания приводов, которые должны соответствовать нормам или быть на 15 — 20 % меньше нижнего предела рабочего напряжения на зажимах электромагнитов приводов;

з) провести испытание выключателей многократными опробованиями при следующих значениях напряжения на зажимах электромагнитов:

включения — 110; 100; 80 % номинального;

отключения — 120; 100; 65 % номинального.

Выключатели должны быть опробованы в цикле ВО (без выдержки времени), а выключатели, предназначенные для работы в режиме АПВ, — в циклах ОВ, ОВО.

Число операций включения и отключения должно быть три-пять при каждом значении напряжения на зажимах электромагнитов.

При возможности опробовать выключатели при верхнем пределе напряжения.

6.5.9. Трансформаторы СН, установленные в КРУ, необходимо испытывать в следующем порядке:

а) измерить сопротивление изоляции и определить коэффициент абсорбции;

б) испытать изоляцию повышенным напряжением промышленной частоты: для изоляции 6 кВ — 21 кВ, для 10 кВ — 30 кВ. Продолжительность испытания 1 мин;

в) измерить сопротивление обмоток постоянному току. Значения не должны отличаться от заводских данных и по фазам более чем на 2 %;

г) проверить коэффициент трансформации. Его значение не должно отличаться более чем на 2 % от заводских данных и по фазам;

д) испытать трансформаторное масло на пробой. Прочность его для 10 кВ должна быть не менее 25 кВ для новых трансформаторов и на менее 20 кВ для эксплуатируемых;

е) провести испытание трехкратным включением на номинальное напряжение.

6.5.10. Испытать измерительные трансформаторы в следующем объеме:

а) измерить сопротивление изоляции;

б) испытать изоляцию повышенным напряжением промышленной частоты;

в) измерить ток холостого хода трансформаторов напряжения при номинальном напряжении вторичной обмотки. Значение тока не нормируется, но сравнивается с заводскими данными или результатами предыдущих испытаний;

г) снять характеристики намагничивания сердечника трансформаторов тока. Снятую характеристику сравнить с характеристиками исправных трансформаторов тока;

д) измерить коэффициент трансформации трансформаторов напряжения.

6.5.11. Разрядники, устанавливаемые в КРУ, испытать в следующем объеме:

а) измерить сопротивление изоляции разрядника мегаомметром на напряжение 2500 В. Сопротивление не должно отличаться более чем на 30 % от заводских данных:

б) измерить ток проводимости разрядников РВМ или РВРД, который должен быть в пределах допустимых значений (по заводской и нормативной документации).

6.6. В объем межремонтных испытаний и испытаний при текущем ремонте должны при необходимости включаться следующие виды испытаний.

6.6.1. Испытание изоляторов с гидрофобным покрытием повышенным напряжением промышленной частоты с увлажнением изоляторов распыленной дистиллированной водой. Для испытания выбирается один или несколько наиболее загрязненных изоляторов.

Гидрофобное покрытие следует заменять при снижении разрядных напряжений более чем на 30 % по сравнению с испытательным напряжением в сухом состоянии, а также при потере гидрофобности паст (см. приложение 2).

6.6.2. Измерение сопротивления постоянному току токоведущего контура выключателей.

6.6.3. Измерение скоростных, временных и механических характеристик выключателей, если проводится ремонт выключателей или их регулирование.

6.6.4. Измерение сопротивления изоляции трансформаторов собственных нужд и измерительных трансформаторов.

6.6.5. Измерение степени нагрева доступных контактов первичной цепи (например, с помощью тепловизора). Нагрев не должен превышать больше чем на 20 ° С температуру сплошной токоведущей шины.

6.6.6. Измерение сопротивления вентильных разрядников.

6.7. Данные всех испытаний КРУ и их элементов заносятся в соответствующую техническую документацию.

Приложение 1

ОСНОВНЫЕ НЕИСПРАВНОСТИ КРУ И ИХ УСТРАНЕНИЕ

Характер и признак неисправности

Возможные причины неисправности

Способы устранения неисправности

Несовпадение разъединяющих контактов первичных цепей корпуса и выкатной тележки, тележка вкатывается с большим усилием и не фиксируется

1. Неисправность или деформация контактов тележки

1. Выкатить тележку и выяснить причину деформации. Если недостаточная жесткость контактов (шкафы КРУН К-ХIII), то необходимо усилить ее. Вкатывание производить с помощью механизма перемещения (доводки)

Отрегулировать втычные контакты по методике приложения 4.

2. Ослаблено крепление катков тележки

2. Проверить крепление, отрегулировать и затянуть болты

3. Попадание посторонних предметов

3. Очистить катки и направляющие рамы

4. Ослаблено крепление несущих изоляторов

4. Закрепить несущие изоляторы и токоведущие стержни. Отрегулировать контакты

5. Перекос корпуса КРУ при установке на фундамент

5. Исправить перекос и отрегулировать разъединяющие контакты

Наличие нагара или оплавлений на ламелях разъединяющих контактов

1. Ослабление пружин вследствие перегрева контактов

2. Самоотвинчивание гаек на пружинах

1. Заменить пружины. Отрегулировать нажатие контактов

2. Отрегулировать нажатие пружин. Установить контргайки

Нарушение контактных соединений на разъединяющих контактах вспомогательных цепей скользящего типа (старых конструкций КРУ)

Поломка или остаточная деформация пластинчатых пружин при несовпадении или чрезмерном нажатии

Произвести замену контактов скользящего типа на штепсельные разъемы втычного типа

Несовпадение контактов штепсельного разъема

Повреждение шпонки в колодке разъема из-за небрежного обращения при стыковке элементов штепсельного разъема

Заменить колодку штепсельного разъема. Правильно производить операции с разъемом

Обрыв проводников в штепсельном разъеме или деформация элементов разъема

Несоблюдение правил по выкатыванию тележки и рассоединению разъема

Соединить оборванные проводники, проверить правильность соединения

Ослабление затяжки регулировочных болтов шторочного механизма

Подтянуть регулировочные болты и отрегулировать шторочный механизм

Шторки не закрываются и не открываются при оперировании с выкатной тележкой

1. Повреждение шайбы замка (шкафы КРУН серии К-37)

1. Установить шайбу-замок

2. Расцепление шторочного механизма

2. Произвести зацепление тяг и регулирование шторочного механизма

3. Нарушено взаимодействие тележки с приводом шторок

3. Восстановить взаимодействие тележки с приводом шторок

Заедание механизма перемещения (доводки) тележки

1. Ослабление болтовых креплений деталей механизма

1. Подтянуть болты крепления деталей механизма

2. Наличие посторонних предметов в ячейке

2. Выкатить тележку и осмотреть ячейку

3. Несовпадение разъединяющих контактов первичных цепей

3. Выкатить тележку и отрегулировать разъединяющие контакты

4. Поломка деталей механизма

4. Заменить поломанные детали

5. Не отключен выключатель и блокировка не позволяет вкатить тележку

5. Проверить и отключить выключатель

Наличие сильных частичных разрядов (короны) на изоляции

Загрязнены и увлажнены изоляторы

1. Очистить изоляцию, покрыть ее гидрофобной пастой

2. Испытать и найти дефектные изоляционные конструкции и усилить их

Привод заземляющего разъединителя не фиксируется во включенном положении

1. Нарушено регулирование в узлах кинематической связи привода с разъединителем

2. Произошло смещение контактов заземляющего разъединителя

1. Отрегулировать тягу с вилкой в передаче от рукоятки к заземляющему разъединителю

2. Отрегулировать вхождение контактов заземляющего разъединителя

Приложение 2

СПОСОБЫ ПОВЫШЕНИЯ НАДЕЖНОСТИ РАБОТЫ ИЗОЛЯЦИИ КРУ 1

1 Способы опробованы в ряде энергосистем (в том числе в Брестэнерго) и включены в Типовую инструкцию в качестве справочного материала.

1. Основные причины ослабления изоляции в КРУ:

а) увлажнение изоляции путем прямого попадания воды в КРУ или из-за конденсации влаги при суточных изменениях температуры и относительной влажности воздуха. Испытаниями обнаружено, что увлажнение росой незагрязненных изоляторов снижает примерно в два раза их разрядные напряжения;

б) загрязнение изоляции, которое вместе с увлажнением может снизить разрядные напряжения до рабочего напряжения сети;

в) выхлопные газы выключателей, содержащие в большой концентрации водород, могущие несколько снизить электрическую прочность промежутков как в зоне выхлопных устройств выключателей, так и в зоне неплотностей (например, дефектной кожаной манжеты проходных изоляторов выключателей ВМГ-133, ВМГ-10). Значительное снижение электрической прочности изоляции происходит при воспламенении или взрыве смеси выхлопных газов с воздухом (например, при поджигании ее искрой в разъединяющих контактах КРУ);

г) уменьшение отдельных изоляционных промежутков в КРУ как при их изготовлении, так и в процессе эксплуатации, которые могут перекрываться в работе, особенно при перенапряжениях. Наиболее характерные из них приведены на рис. 5;

д) применение нетрекингостойких эпоксидных компаундов для изоляции трансформаторов тока (ТВЛМ, ТПЛ и др.), которые перекрываются в условиях конденсации влаги, образуя так называемые дорожки-треки;

е) повреждение изоляторов при оперировании с аппаратами (выкатными тележками);

ж) неудовлетворительное выполнение концевых кабельных разделок;

з) дефектные контактные соединения, приводящие к искрению и выбросу расплавленного алюминия при протекании токов короткого замыкания и перекрытию изоляционных промежутков.

Рис. 5. Ослабленный воздушный промежуток серии К-VI — V между
заземляющими ножами и токоведущими шинами в шкафах серии К- VI — V

Кроме перечисленных, имеется ряд других факторов, косвенно влияющих на снижение надежности изоляции.

Наиболее опасно ослабление изоляции в сочетании с перенапряжениями: грозовыми и коммутационными, вызванными дуговыми замыканиями и коммутациями в сети.

2. Для повышения надежности работы изоляции КРУ могут быть применены следующие способы.

2.1. Уплотнение оболочки КРУ. Нарушение уплотнения крыши КРУ может привести к прямому попаданию влаги на изоляцию, а плохое уплотнение днищ и стенок — к усилению конденсации влаги за счет проникновения влажного воздуха, к загрязнению изоляции пылью, к проникновению в отсеки мелких животных.

Для повышения надежности работы изоляции рекомендуется уплотнять внешнюю оболочку КРУН следующими способами:

а) стыки шкафов уплотняются резиновой трубкой, войлоком, пеньковой веревкой с последующей замазкой влагостойкой шпатлевкой ПФ-00-2, XB -00-5 и покраской;

б) отверстия в крыше и по сварным швам при установке проходных изоляторов на патрубках (в старых конструкциях КРУ) завариваются и прокрашиваются;

в) проверяются и уплотняются проходные изоляторы наружной установки. При нарушении уплотнения проходной шины производится замазка его цементом с добавлением глифталевого лака ГФ-95. Армированные швы изоляторов прокрашиваются краской или эмалью ПФ-115 или XB-125. С целью исключения шунтирования части поверхности изолятора рекомендуется срезать патрубок, на котором крепится изолятор, но при этом резиновая прокладка под фланец изолятора должна укладываться на лаке или краске;

г) с целью предотвращения попадания в КРУН снега, пыли, насекомых и мелких животных днища шкафов, проходы кабелей уплотняются с последующей заливкой щелей кровельным битумом или эпоксидной смолой;

д) двери и люки уплотняются войлоком, резиной, закрепляемыми лаком или клеем;

е) дверные нижние жалюзи КРУН закрываются, а верхние (при покрытии изоляции гидрофобными пастами) могут оставаться открытыми для облегчения выхода газов выключателей наружу.

2.2. Предотвращение конденсации влаги в КРУ. В сочетании с уплотнением оболочки эффективным средством для предотвращения конденсации влаги в КРУ наружной установки является подогрев воздуха, осуществляемый с помощью различных нагревательных устройств, управляемых автоматически или вручную.

Схемы автоматизации включения нагревательных устройств по температуре и по относительной влажности воздуха в КРУ приведены в приложении 3.

2.3. Замена изоляторов. Изоляторы 10 кВ с малой длиной пути тока утечки (115 — 130 мм), если они установлены в местах, подверженных интенсивному загрязнению и увлажнению (например, у жалюзей), рекомендуется по возможности заменять на ребристые изоляторы исполнения У2 с большей длиной пути тока утечки. Это позволит повысить разрядные напряжения при росе пропорционально увеличению длины пути тока утечки.

2.4. Применение гидрофобных покрытий изоляции в КРУ наружной установки. В случае, когда ослабление изоляции происходит из-за увлажнения и загрязнения одновременно, замена изоляторов на изоляторы с большей длиной пути тока утечки не всегда обеспечивает требуемую надежность. Лучшие результаты в этом случае дает применение гидрофобных покрытий. В качестве гидрофобных покрытий изоляции КРУН могут быть применены пасты ОРГРЭС, кремнийорганический вазелин КВ-3 (ГОСТ 15975-70), синтетический солидол УС (ГОСТ 4366-76) и др.

Срок службы гидрофобных покрытий зависит от их качества и условий работы и составляет в среднем три-четыре года. В ряде случаев при небольших естественных загрязнениях и в облегченных условиях работы в КРУН срок службы гидрофобных покрытий (например, синтетического солидола) составляет пять-семь лет.

Пасты наносятся слоем 1 — 2 мм на очищенные от загрязнения изоляторы, предварительно испытанные повышенным напряжением по нормам, приведенным в гл. 6 настоящей Типовой инструкции. Наносить пасты рекомендуется в сухую погоду. Расход пасты при равномерном нанесении составляет 1 — 2 кг на 1 м 2 поверхности. Пасты наносятся на изоляторы вручную или кистью, на трансформаторы тока — кистью.

Срок эффективности действия пасты определяется по двум критериям: гидрофобности и разрядным напряжениям при увлажнении, а также на основе наблюдения за поведением изоляторов во влажную погоду (коронирование, появление частичных разрядов).

Рекомендуется следующая периодичность контроля паст: первый раз после трех лет эксплуатации, в дальнейшем 1 раз в год по следующим методикам.

Гидрофобность пасты определяется путем обработки нескольких самых загрязненных изоляторов водой из пульверизатора. Если вода на поверхности пасты собирается в отдельные капли, не впитываясь в нее, паста сохранила гидрофобность. Если же вода смачивает пасту, не собираясь в капли, то паста потеряла гидрофобность и подлежит замене.

Для определения разрядных напряжений несколько изоляторов одного типа (наиболее загрязненных и с высохшей пастой) обрызгиваются водой из пульверизатора до насыщения, затем плавным увеличением напряжение поднимается до перекрытия. За разрядное напряжение принимается наименьшее из полученных на отдельных изоляторах. Если оно снизилось более чем на 30 % (для 10 кВ — ниже 28 кВ) по сравнению с испытательным сухоразрядным, то гидрофобная паста подлежит замене.

Перед нанесением новой пасты необходимо удалить старую. Очистку производить ветошью, смоченной растворителем (бензином). При замене паст требуется соблюдать правила техники безопасности и пожарной безопасности.

2.5. Усиление ослабленных изоляционных промежутков. В некоторых случаях изоляционные промежутки могут быть увеличены, например путем регулирования хода заземляющих ножей (см. рис. 5), что соответственно повысит их электрическую прочность. В других случаях, когда ослабленные промежутки не выдерживают испытательных напряжений, они могут быть усилены путем установки изоляционных барьеров из водостойких материалов (гетинакса, стеклотекстолита и др.) либо изолировкой токоведущих шин полихлорвиниловой лентой (рис. 6, 7, 8).

Рис. 6. Установка изоляционного барьера между горшками выключателя ВМГ-133:

1 — изоляционные барьеры; 2 — уголок для крепления

Рис. 7. Установка изоляционного барьера между губками предохранителя ПК-10
и корпусом шкафа СН серии К-VI-I:

1 — изоляционный барьер; 2 — кронштейн; 3 — винт М6

Примечание . Приварка кронштейна производится на расстоянии более 120 мм от предохранителя.

Рис. 8. Установка изоляционного барьера между выхлопной частью выключателя
ВМП-10 и корпусом шкафа КРУ 2-10:

1 — изоляционный барьер; 2 — стойка; 3 — винт М5 ´ 20; 4 — шайба

Для предотвращения перекрытия изоляционных промежутков из-за выхлопных газов следует исключить возможность их поджога за счет искрения разъединяющих контактов КРУ, которые должны быть отрегулированы в соответствии с заводскими инструкциями и приложением 4, особенно при токах КЗ более 10 кА. Следует также устранять неплотности, через которые могут прорываться выхлопные газы (по фланцевым соединениям, токоведущим стержням выключателей ВМГ-133, ВМГ-10, по валам выключателей ВМП-10 и др.).

2.6. Контроль контактных соединений и концевых кабельных разделок. Для исключения перекрытий изоляционных промежутков из-за ненадежных контактных соединений за последними может быть усилен контроль путем наклейки пленочных термоиндикаторов, периодических измерений переходных сопротивлений и проведения контрольных разборок. Рекомендуется проводить контроль доступных контактов с помощью тепловизора. Аналогичные требования предъявляются и к кабельным наконечникам, которые должны по возможности привариваться к жилам кабеля.

Для предотвращения перекрытия сухих кабельных разделок в КРУ, где может выпадать роса, их рекомендуется заменять на более надежные мастиконаполненные или эпоксидные. Эпоксидные поверхности кабельных муфт в КРУ наружной установки рекомендуется покрывать гидрофобными пастами.

2.7. Защита КРУ от внутренних перенапряжений. Много повреждений КРУ совпадает с внутренними перенапряжениями, вызванными аварийными процессами и коммутациями в сети, питаемой от КРУ. С целью уменьшения уровня перенапряжений при дуговых замыканиях сеть 10 кВ, питаемая от КРУ, должна иметь компенсацию емкостных токов с помощью заземляющих реакторов.

2.8. Улучшение грозозащиты КРУ с воздушными линиями. Перекрытия в КРУ при грозе часто имеют место при нормированной грозозащите КРУ от волн, набегающих со стороны воздушных линий (рис. 9, а). Это происходит потому, что номинальное импульсное напряжение срабатывания трубчатых разрядников 10 кВ при внешнем промежутке 15 мм составляет 80 кВ, импульсное разрядное напряжение штыревых линейных изоляторов 10 кВ при полной волне 90 кВ, а пробивное импульсное напряжение КРУ с изоляционным промежутком 100 мм равно 75 кВ. Таким образом, изоляция КРУ может быть ослаблена по сравнению с изоляцией подхода воздушной линии, если линия будет отключена или будет отключен разрядник РВП на шинах. Поэтому для грозозащиты КРУ от набегающих волн при повторных ударах молнии в линии, которые могут быть длительно отключенными, особенно на подстанциях без обслуживающего персонала, на выводах воздушных линий КРУ рекомендуется устанавливать разрядник РВП-10 взамен РТ-2 (рис. 9, б). Опыт такого улучшения грозозащиты оказался положительным во многих энергосистемах.

Выбор конкретных мероприятий по повышению надежности работы изоляции КРУ зависит от местных условий: климатических факторов, загрязняемости, способа обслуживания электроустановок и т.п. Например, при цементирующихся загрязнениях целесообразно применять не гидрофобные покрытия, а автоматическую сушку воздуха в КРУ.

Рис. 9. Схема грозозащиты КРУН подстанций от набегающих с линий волн перенапряжений:

а — нормированная грозозащита; б — улучшенная грозозащита

Приложение 3

МЕРОПРИЯТИЯ ПО ПОВЫШЕНИЮ НАДЕЖНОСТИ РАБОТЫ ОБОРУДОВАНИЯ КРУ

Ниже приведены в качестве справочного материала мероприятия по повышению надежности работы КРУ и комплектующей аппаратуры, нашедшие применение в ряде энергосистем (Брестэнерго, Мосэнерго и др.) и давшие положительные результаты.

1. Регулирование микроклимата в шкафах КРУ наружной установки

Каждый электрик должен знать:  Кабельные лотки виды, размеры, фото

При суточных изменениях температуры относительная влажность в КРУ может достигать 100 % и на изоляторах и металлических частях выпадает роса. Наличие напряжения на изоляторах не может противодействовать процессу конденсации влаги на их поверхности.

В зимнее время температура воздуха в шкафах КРУН может снижаться до -25 °С и ниже, что при отсутствии подогрева может привести к неудовлетворительной работе встроенной в КРУ аппаратуры.

В летнее время из-за нагрева солнечными лучами температура в КРУН может повыситься на 10 — 15 °С (в средней полосе страны) и превысить максимально допустимую (40 °С). Такая температура отрицательно влияет на работу концевых кабельных разделок, нагруженных контактных соединений шин, некоторых аппаратов и персонала, работающего в коридоре управления КРУН.

Поэтому регулированием микроклимата в шкафах КРУН должны решаться три задачи:

— создание нормальных условий работы электрических аппаратов зимой;

— предотвращение перегрева оборудования КРУН летом.

Первые две задачи решаются включением в КРУН нагревательных устройств различной мощности, которая зависит от их назначения, величины наружной охлаждаемой поверхности КРУН, состояния ее уплотнения и теплоизоляции.

Определено, что при отсутствии теплоизоляции для создания превышения температуры в шкафу по отношению к наружной температуре 5 ° С требуется мощность 35 Вт на 1 м 2 наружной поверхности или 250 — 500 Вт в среднем на шкаф. Указанное превышение температуры, как правило, достаточно для предупреждения росообразования. Для создания превышения температуры при зимнем отоплении, например, на 10 °С, мощность нагрева должна удваиваться и т.д. Наличие открытых жалюзи требует увеличения мощности нагрева дополнительно. Например, наличие жалюзи в КРУН серии К- VI — V вызывает необходимость дополнительного увеличения мощности на 20 %. В качестве нагревательных устройств могут быть применены нагревательные элементы типа НВС мощностью от 0,3 до 1 кВт, нагревательные элементы от электро плиток, остеклованные сопротивления и т.п.

Включение нагревательных устройств рекомендуется выполнять автоматизированным с помощью реле влажности воздуха в термореле (рис. 10). В качестве реле влажности воздуха можно использовать выпускаемый промышленностью влагорегулятор ВДК. Чтобы исключить частое срабатывание («прыгание») пусковой аппаратуры (реле, пускателей) из-за замедленного переключения контактов ВДК, целесообразно применять схему с двумя ВДК (рис. 11), имеющими разные уставки по относительной влажности воздуха (например 80 и 90 %). Исследования показали, что поскольку роса в КРУН выпадает в широком диапазоне положительных температур, в цепь управления подогревом по относительной влажности воздуха нельзя вводить контакт датчика температуры.

Регулирование отопления в шкафах КРУН и в помещениях с КРУ легко автоматизировать с помощью датчиков температур ДТКБ. Для управления подогревом приводов и низковольтной аппаратуры возможно применение датчика ДТКБ-49, срабатывающего в пределах температур от +10 до -10 °С. Для управления подогревом масляных выключателей удобны датчики ДТКБ-36 и ДТКБ-48, срабатывающие в пределах температур от 0 до -30 °С.

Исходя из разных уставок по температуре и разной мощности нагревательных устройств, целесообразно либо раздельное управление нагревательными устройствами отсека управления и аппаратуры вторичных цепей и отсека масляных выключателей, либо переключение двух элементов одного шкафа с параллельного соединения на последовательное, что уменьшает мощность нагрева в четыре раза и позволяет контролировать исправность нагревательных элементов. Процесс такого переключения легко автоматизировать с помощью вышеуказанных датчиков ДТКБ и двух пускателей (рис. 12).

Снижение температуры перегрева КРУН солнечными лучами в летнее время может достигаться окраской поверхности шкафов белой масляной краской. При большой температуре перегрева должны быть установлены над крышей КРУН экраны-навесы из шифера или белой жести и принудительная вытяжная вентиляция.

Теплоизоляция оболочки КРУН значительно уменьшает (в четыре раза и более) как мощность нагревательных устройств, так и перегрев солнечными лучами. Однако из-за трудности ее выполнения в условиях действующих подстанций она может быть выполнена лишь в заводских условиях.

Рис. 10. Принципиальная схема упрощенного устройства для сушки воздуха
и отопления в шкафах КРУ:

АВ — автомат; Т — термореле; Вл — реле влажности воздуха; К — магнитный пускатель.

Рис. 11. Схема автоматического управления подогревом в КРУ с помощью двух влагорегуляторов и термореле;
Т 1 , B 2 — влагорегуляторы ВДК;
РП — промежуточное реле РП-25; К — магнитный пускатель ПA -320

Рис. 12. Схема автоматического переключения нагревательных элементов
КРУ с последовательного соединения на параллельное:

а — при соединении элементов в треугольник; б — при соединении элементов в звезду;
АВ — автомат; Т1 — датчик ДТКБ-49; Т2 — датчик ДТКБ-48; К1, К2 — магнитные пускатели ПА-320

2. Повышение надежности работы маломасляных выключателей

В последние годы в ряде энергосистем произошли взрывы КРУ, сопровождающиеся большими разрушениями. Причинами взрывов явились отказы в работе выключателей. При недовключении выключателей или нарушении их контактной системы в дугогасительных камерах под воздействием тока нагрузки или тока короткого замыкания масло превращалось во взрывоопасную смесь газов, которая скапливалась и взрывалась в верхних невентилируемых отсеках КРУН.

Наименее надежны выключатели ВМП-10П и ВМПП-10, которые из-за недостаточного усилия рабочих пружин или дефектов пружинного привода (возможность включения выключателя ВМПП-10 при недозаведенных пружинах) могут выключаться без посадки привода на защелку. Наиболее опасно включение выключателя на короткое замыкание при ручной операции. У выключателя ВМПП-10 даже небольшая задержка кнопки включения в конечном (утопленном) положении может привести к повторному включению выключателя на короткое замыкание после его автоматического отключения.

Для повышения надежности работы указанных выключателей необходимо добиваться во время ремонта необходимой включающей способности привода, измеряя при этом не только скорость включения выключателей, но и статические моменты на валу привода.

Для повышения включающей способности выключателей с пружинными приводами ПП-67 (ПП-67К) необходимо выполнять указания §8.7 «Об испытании выключателей высокого напряжения с пружинными приводами ПП-67 (ПП-67К) на включающую способность» Сборника директивных материалов. Электротехническая часть (М.: СПО Союзтехэнерго, 1983).

При включении выключателей в работу следует выполнять также указания п. 4.12 настоящей Типовой инструкции.

При недостаточной работоспособности пружинных приводов серии ПП можно предотвратить нежелательные последствия недовключения выключателя путем монтажа на приводе специальной блокировки, которая автоматически отключает выключатель при его недовключении (рис. 13). Детали блокировки могут крепиться на корпусе пружинного буфера. Указанная блокировка имеет положительный опыт эксплуатации в Брестэнерго.

Рис. 13. Схема работы блокировки, исключающей медленное отключение
выключателя при повторной заводке пружинно-грузовых приводов для АПВ:

а — включение выключателя; б — расцепление провода с выключателем при повторной заводке пружин
для АПВ из недовключенного положения.
1 — серповидный груз (ударник расцепления); 2 — включающий рычаг; 3 — рычаг вала;
4 — включающая защелка; 5 — удерживающая защелка; 6 — расцепитель
включающей защелки с рычагом вала; 7 — пружина; 8 — неподвижная ось

Для безопасности персонала, выполняющего включение выключателя на возможное короткое замыкание, необходимо смонтировать переносный пульт управления, подсоединяемый шланговым кабелем к розетке привода (рис. 14). Такой пульт позволяет выполнять операции включения с безопасного расстояния.

В целях быстрейшего удаления из отсеков КРУ взрывоопасных газов некоторые предприятия усиливают вентиляцию отсеков КРУ с помощью специальных зонтов (рефлекторов), устанавливаемых в наивысших местах на боковых стенках (при количестве шкафов до 10) и дополнительно на крыше среднего шкафа (при количестве шкафов более 13). Пример выполнения такой вентиляции показан на рис. 15. Следует, однако, учитывать, что усиленная вентиляция увеличивает росообразование и может быть допущена только при покрытии всей изоляции КРУ гидрофобными пастами.

Рис. 14. Схема установки вентиляционных зонтов в шкафах КРУН при
количестве шкафов более 10:

1 — шкаф КРУН; 2 — вентиляционный зонт; 3 — дверные жалюзи

Рис. 15. Схема дистанционного управления масляным выключателем
с помощью переносного пульта:


1 — розетки; 2 — вилка; 3 — кабель; 4 — кнопка

3. Повышение локализационной способности КРУ

Ряд КРУ старых конструкций имеют недостаточную локализационную способность при возникновении аварийных дуг. Для повышения локализационной способности необходимо:

а) тщательно герметизировать отсеки и ячейки друг от друга (закрывать проемы, полости проходных изоляторов, вторичные цепи и др.);

б) проверять и задействовать быстродействующую защиту от дуговых замыканий, выполненную в некоторых КРУ (К-37 и др.). Для предупреждения ложных срабатываний в схему защиты необходимо ввести блокировку по току или напряжению;

в) реконструировать релейную защиту путем:

— исключения АВР секционных выключателей с целью недопущения их включения при коротком замыкании и на шинах КРУ;

— секционирования вторичных цепей больших секций рубильниками (разъемами);

— повышения надежности работы штепсельных разъемов вторичных цепей в КРУ (серии К- VI — V и др.) заливкой их кабельной массой, исключающей увлажнение;

г) максимально уплотнять фасадные перегородки КРУ и держать их двери постоянно закрытыми;

д) устанавливать в коридорах КРУН (К-III , К-37) и ЗРУ легко открывающиеся изнутри замки-запоры для облегчения выхода персонала из помещений.

4. Повышение надежности работы разъединяющих контактов

Разъединяющие контакты в некоторых КРУ (К-Х II , К-ХIII) обладают недостаточной жесткостью, что часто является причиной несовпадения контактов при вкатывании выключателя в рабочее положение. Для устранения возможности случайного изгиба токоведущей шины, к которой крепится контакт, можно усилить ее путем установки стальной планки так, как показано на рис. 16.

Рис. 16. Усиление разъединяющих контактов КРУН серии К-ХIII :

1 — планка жесткости; 2 — токоведущая шина; 3 — подвижный контакт;
4 — горшок выключателя ВМП-10

Приложение 4

МЕТОДИКА ПРОВЕРКИ РАЗЪЕДИНЯЮЩИХ КОНТАКТОВ КРУ

При проверке разъединяющих контактов КРУ необходимо проверить точность вхождения контактов и нажатие ламелей на нож контактов.

Существует несколько методик проверок, которые рекомендованы московским заводом «Электрощит» и СКТБ ВКТ Мосэнерго.

1. Методика проверки разъединяющих контактов КРУ серии К-ХII на номинальный ток 600 А

На рис. 17 показаны нормируемые московским заводом «Электрощит» значения взаимного вхождения разъединяющих контактов КРУ серии К-ХII .

Расхождение по вертикали осей подвижного и неподвижного контактов по нормам завода «Электрощит» не должно превышать 4 мм. Однако рекомендуется не допускать, чтобы ось неподвижного контакта оказывалась выше оси подвижного контакта (на выкатной тележке).

В случае необходимости производить регулирование положения неподвижных контактов. Категорически запрещается производить регулирование вхождения контактов подгибанием алюминиевых шинок, крепящих разъединяющие контакты на выкатной тележке.

Вертикальный люфт ламелей разъединяющих контактов выкатной тележки должен быть в пределах 8 — 14 мм.

Правильность взаимного вхождения разъединяющих контактов можно контролировать следующими методами.

1.1. Визуально, если позволяет способ установки шкафа КРУ (прислонный тип или с ремонтным проходом). В этом случае ламели разъединяющих контактов выкатной тележки предварительно устанавливаются в среднее положение, выкатная тележка вкатывается и останавливается за 6 — 7 см до фиксированного рабочего положения, затем визуально оценивается степень соосности контактов.

1.2. При отсутствии возможности визуального наблюдения за вхождением контактов может быть применена методика московского завода «Электрощит», описанная в заводской инструкции по монтажу и эксплуатации КРУ серии К-Х II . По этой методике подвижные контакты смазываются ровным слоем смазки, выкатная тележка вкатывается и доводится в рабочее положение и сразу же выводится в ремонтное положение. Правильность захода контактов определяется по следу, оставленному неподвижными контактами на ламелях подвижных контактов.

Рис. 17. Установка разъединяющих контактов КРУ серии К-ХII :

а — верхние контакты; б — нижние контакты

Как и в предыдущем случае, ламели подвижных контактов предварительно устанавливаются в среднее положение.

1.3. Более точные и наглядные результаты можно получить при использовании приспособления (рис. 18), которым можно пользоваться только при снятом напряжении с неподвижных разъединяющих контактов КРУ.

Рис. 18. Приспособление для проверки соосности разъединяющих контактов КРУ серии К-Х II :

а — стальной корпус; б — стальная планка (толщина 2 мм); в — резиновая подушка (резина маслостойкая
мягкая, толщина 3 — 4 мм); г — хомутик (проволока стальная пружинная, длина заготовки 380 мм; д — общий вид
1 — корпус; 2 — планка; 3 — подушка резиновая; 4 — хомутик; 5 — болт М4 ´ 12; 6 — гайка М4

Приспособление надевается на подвижные контакты выкаткой тележки в соответствии с рис. 19, поверхности резиновых подушек приспособлений смазываются тонким однородным слоем смазки, затем выкатная тележка вкатывается в ячейку и останавливается за 5 — 6 см до фиксированного рабочего положения. После выкатывания ее в ремонтное положение по следу на резиновых подушках приспособлений определяется степень соосности подвижных и неподвижных разъединяющих контактов. Проверку рекомендуется производить два раза: перед первым вкатыванием все ламели подвижных контактов отжимаются в крайнее нижнее положение, а перед вторым — в крайнее верхнее положение (в пределах свободного хода ламелей). В промежутке между первым и вторым вкатыванием слой смазки на приспособлении трогать не следует.

Рис. 19. Установка приспособления на контакты выкатной тележки КРУ серии К-Х II :

1 — ламели контактные; 2 — корпус приспособления; 3 — подушка резиновая; 4 — хомутик

2. Методика наладки и регулирования разъединяющих контактов в КРУ

Для проверки правильности регулирования разъединяющих контактов в КРУ серий К-ХIII , К-Х II и К-ХХ- VI СКТБ ВКТ Мосэнерго разработало устройство, позволяющее быстро, удобно и точно выполнять операции по контролю и наладке положения контактов как по высоте и относительному расположению их, так и по глубине захода.

Конструктивно устройство выполнено следующим образом (рис. 20). Ломающаяся рамка 6 изготовлена из стального уголка размером 20 ´ 20 мм. К рамке прикрепляется направляющая трубка 1, служащая для перемещения по ней сухарей 4 с указателями 2 и для хранения указателей в транспортном положении.

Для удобства установки устройства к нижней части рамки приварена полоса 7, а к верхнему сухарю крепится отвес 3. Болт 5 необходим для установки устройства на порог ячейки при контроле контактов средней фазы.

Наладка и регулирование контактов производятся при полностью снятом напряжении, наложенном заземлении и выполнении всех мероприятий по безопасности персонала согласно требованиям Правил техники безопасности по эксплуатации электроустановок. Выключатель выкатывается в ремонтное положение, после чего защитные шторки ячейки необходимо открыть. Контроль и, если необходимо, регулирование по высоте производятся следующим образом (рис. 21). Устройство устанавливается на полоз ячейки против контактов крайней фазы, регулируется упорный болт относительно порога ячейки. Затем центрируются указатели устройства относительно верхних и нижних (на рис. 21 показано применительно к нижним контактам) неподвижных контактов одной фазы и сравниваются с положением контактов выключателя, при этом устройство должно быть установлено на ту же плоскость, что и колеса тележки выключателя. Если несоосность контактов превышает 4 мм, то необходимо произвести их регулирование. Для контроля глубины захода контактов (рис. 22) необходимо приложить направляющую трубку 1 устройства к ламелям 8 выключателя, рамку при этом можно снять, а конец указателя упереть в ребро 9 выкатной тележки с выключателем.

Затем, не изменяя положения указателя, приложить трубку 1 к лицевой стороне ячейки. В этом случае конец указателя, положенный на неподвижный контакт ячейки, покажет величину захода контакта в ламели. На рисунке показан контроль нижнего контакта.

Рис. 20. Устройство для проверки правильности регулирования разъединяющих
контактов КРУ (УРК), разработанное СКТБ ВКТ Мосэнерго:

1 — направляющая трубка; 2 — указатель; 3 — отвес;
4 — сухарь; 5 — болт установочный; 6 — ломающаяся рамка; 7 — полоса

Рис. 21. Схема установки УРК по высоте:

1 — неподвижный контакт; 2 — порог ячейки; 3 — упорный болт; 4 — полоз

3. Контроль нажатия ламелей на нож разъединяющих контактов

Нормально разъединяющие контакты должны быть отрегулированы так, чтобы обеспечивалось определенное приведенное в заводской документации нажатие ламелей на нож контакта. Усилие нажатия должно быть 10 — 15 кгс/см 2 . Для определения нажатия можно пользоваться следующим способом (рис. 23). В зазор между ламелями 1 вставляется пластина 2 толщиной, равной толщине контакта (8 — 10 мм). Между ламелями и пластиной с одной стороны закладывается тонкий лист бумаги с грузиком 4 массой 50 — 100 г.

С помощью нити и динамометра ламель оттягивается до тех пор, пока бумага не выпадает (не вытянется вручную). Показание динамометра при выпадении бумаги соответствует нажатию ламели на контакт. Ее увеличение достигается заворачиванием гайки 6 или заменой пружины, которая может ослабнуть в процессе эксплуатации.

Рис. 22. Схема установки УРК для контроля глубины вхождения разъединявших контактов:

8 — ламель; 9 — ребро. Остальные обозначения те же, что и на рис. 20.

Рис. 23. Схема измерения нажатия ламелей разъединяющих контактов КРУ:

1 — ламель; 2 — пластина; 3 — лист бумаги; 4 — грузик; 5 — динамометр; 6 — гайка регулировочная

Приложение 5

УСОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ БЛОКИРОВКИ ЗАЗЕМЛЯЮЩИХ РАЗЪЕДИНИТЕЛЕЙ КРУ

1. О повышении надежности блокировки заземляющих разъединителей КРУ серии К-III-V.

В энергосистемах отмечались нарушения в КРУ серии К- III -V московского завода «Электрощит» во время перемещения в рабочее положение выкатных тележек с выключателями при включенных или находящихся в промежуточном положении ножах заземляющего разъединителя.

Эти нарушения стали возможными не только из-за ошибок оперативного персонала, но и вследствие несовершенства блокирующего устройства заземляющего разъединителя и его неудовлетворительного регулирования.

Рис. 24. Заземляющий разъединитель КРУ серии К- III — V :

1 — тележка в испытательном положении; 2 — скоба; 3 — упорный винт; 4 — пластина упорного болта с
гайкой; 5 — упор; 6 — косоугольная планка; 7 — тяга; 8 — вал; 9 — рычаг привода; 10 — болт фиксации рычага

Блокирующее устройство КРУ серии К- III — V московского завода «Электрощит» (рис. 24) состоит из упора, укрепленного на скобе 2, и косоугольной планки 6, приваренной к тяге 7. При включении заземляющего разъединителя косоугольная планка, передвигаясь вместе с тягой, поднимает упор 5 в горизонтальное положение, при этом он, вступая в зацепление с упорным уголком на раме выкатной тележки, не позволяет вкатывать его дальше испытательного положения. Пластина 4 с гайкой M 10 служит для завинчивания упорного болта.

При небольшом (1 — 2 мм) зацеплении упорного уголка (рис. 25) и больших зазорах в направляющих выкатной тележки, доходящих до 3 мм, имеется возможность вкатить ее в рабочее положение при включенном заземляющем разъединителе, что приведет к короткому замыканию внутри шкафа КРУ после включения выключателя.

В эксплуатации имели место отказы в работе КРУ серии К- III — V , когда при вкатывании в рабочее положение выкатной тележки выключателя заземляющие ножи, укрепленные на валу 8 (см. рис. 24), занимали промежуточное положение. При приближении нижних разъединяющих контактов выкатной тележки к находящимся под напряжением неподвижным контактам происходило перекрытие на заземляющие ножи. При этом блокировка не препятствовала вкатыванию выкатной тележки.

При неудовлетворительной работе блокировки заземляющие ножи, находящиеся в промежуточном положении, могут также включаться при перемещении выкатной тележки в рабочее положение от воздействия на них разъединяющих контактов.

Переход заземляющих ножей в промежуточное положение может происходить из-за отсутствия зазора между скользящими контактами выкатной те лежки и рычагом 9 привода ножей при недостаточной фиксации болтом 10, в результате чего при выкатывании выкатной тележки этот контакт, задевая за рычаг 9, переводит заземляющие ножи из отключенного положения в промежуточное.

Рис. 25. Упорный уголок выкатной тележки:

1 — тележка; 2 — упорный уголок; 3 — пластина; 4 — упор блокирующего устройства.

Примечание. Толщину пластины выбирать с учетом получения зацепления указанного значения.

Для повышения надежности КРУ серии К- III — V предлагается:

1.1. Тщательно проверить работу блокировки заземляющего разъединителя в соответствии с заводской инструкцией.

При этом необходимо:

а) проверить зацепление между упором блокирующего устройства и упорным уголком на раме выкатной тележки, смещая последний в его направлениях до предела влево, в сторону, противоположную месту установки упорного уголка.

Если зацепление составит менее установленной заводом нормы (3,5 мм), к упорному уголку следует приварить пластину 20 ´ 30 мм в соответствии с рис. 26. Толщина пластины должна быть подобрана такой, чтобы зацепление находилось в пределах 7 ± 3,5 мм;

Рис. 26. Пластина для завинчивания упорного болта КРУ серии К-III-V

б) проверить зазор между скользящим заземляющим контактом выкатной тележки и рычагом привода заземляющего разъединителя, не допуская задевания контактов за рычаг. При необходимости следует подпилить верхнюю кромку рычага и устранить неровности пола. Следует иметь в виду, что отметка чистого пола, должна быть заподлицо с плоскостью катания в направляющих;

в) проверить регулирование упорного болта 3 (рис. 27).

При отключенных ножах заземляющего разъединителя головка болта должна без нажима упираться в тягу.

1.2. В шкафах КРУ серии К-III — V , выпущенных заводом без упорных болтов и с косоугольными планками длиной 60 мм, в плановом порядке установить эти болты, а планки заменить новыми длиной 90 мм в соответствии с рис. 26 — 28.

1.3. Обратить внимание персонала, эксплуатирующего КРУ серии К-III — V , на необходимость тщательной затяжки болта при фиксации положения ножей заземляющего разъединителя, не допуская при этом фиксации их в промежуточном положении.

Рис. 27. Установка упорного болта;

1 — болт M10 ´ 15; 2 — гайка М10; 3 — упор блокирующего устройства.

Примечание. Болт M-10 устанавливается в упор к тяге, разъединитель — в положении «отключено»

Рис. 28. Тяга заземляющего разъединителя:

1 — косоугольная планка; 2 — тяга

2. О повышении надежности блокировки КРУ серии К-ХII

Комплектные распределительные устройства серии К-Х II , выпускаемые московским заводом «Электрощит», оборудованы механической блокировкой, запрещающей включение заземляющего разъединителя при рабочем положении выкатной тележки с выключателем и перевод выкатной тележки из контрольного положения в рабочее при включенном заземляющем разъединителе.

Однако в эксплуатации наблюдаются случаи, когда указанная блокировка не препятствует вкатыванию выкатной тележки в рабочее положение при включенном заземляющем разъединителе.

На рис. 29 а, в показаны заземляющий разъединитель с приводом и рама выкатной тележки (левая часть). При включенном заземляющем разъединителе (см. рис. 29, б и в) скоба 1, расположенная на раме выкатной тележки, упирается в упор 2, расположенный на рычажной планке 4 привода заземляющего разъединителя, что препятствует вкатыванию выкатной тележки в рабочее положение.

При отключении заземляющего разъединителя (см. рис. 29, а) рычажная планка 4 с упором 2 поворачивается на угол, близкий к 45°, и выкатная тележка со скобой 1 свободно проходит над ним.

Проверка работы блокировки в условиях эксплуатации и на заводе-изготовителе показала, что размер зацепления системы скоба-упор (см. рис. 29, в) может колебаться в пределах 2 — 10 мм и зависит глазным образом от точности изготовления и качества приварки скобы 1, а также от наличия люфтов и правильности установки шкафов КРУ. При минимальных размерах зацепления системы скоба-упор блокировка работает ненадежно, что приводит к отказам в работе.

С учетом изложенного предлагается:

1. Проверить надежность работы блокировки «выкатная тележка — заземляющий разъединитель» во всех шкафах КРУ серии К-ХII вкатыванием выкатной тележки из ремонтного положения в рабочее при включенном заземляющем разъединителе. Операцию произвести 4 — 5 раз; при этом блокировка не должна допустить ни одного успешного вкатывания выкатной тележки в рабочее положение.

2. Измерить расстояния А и Б (см. рис. 29, в). Разность А-Б дает размер зацепления системы скоба-упор, который должен быть не менее 7 мм.

Рис. 29. Заземляющий разъединитель с приводом КРУ серии К-ХII :

1 — скоба; 2 — упор; 3 — дополнительный упор; 4 — рычажная планка

3. При размере зацепления менее 7 мм изготовить и приварить дополнительный упор 3 к упору 2, расположенному на рычажной планке 4 (см. рис. 29, г) в следующей последовательности:

— изготовить дополнительный упор 3 (см. рис. 29 г, д). При этом допускается применение полосы из стали Ст3 или более жесткой, толщиной 8 — 10 мм;

— дополнительный упор 3 приварить к рычажной планке привода заземляющего разъединителя, как показано на рис. 29, г. Для обеспечения достаточной механической прочности упор 3 должен быть приварен к упору 2 и рычажной планке 4;

— после приварки дополнительного упора 3 проверить надежность блокировки, для чего при отключенном заземляющем разъединителе 2 — 3 раза произвести вкатывание выкатной тележки из ремонтного в рабочее положение и обратно. Скоба 1 на раме выкатной тележки должна свободно проходить над дополнительным упором 3. Затем измерить расстояние от пола до верхнего края дополнительного упора 3 и от пола до нижнего края скобы 1 при включенном заземляющем разъединителе. Разность полученных значений должна составлять 25 — 30 мм (см. рис. 29, е).

6.2 Выбор и проверка основного высоковольтного электрооборудования

К коммутационным аппаратам выше относятся высоковольтные выключатели, выключатели нагрузки, разъединители, отделители и короткозамыкатели. Все эти аппараты имеют свои назначения и области применения и, как следствие, к ним предъявляют соответствующие требования. Все данные аппараты должны удовлетворять условиям длительной работы, режиму перегрузки и режиму возможных коротких замыканий. Аппараты должны соответствовать условиям окружающей среды (открытая или закрытая установка, температура, запыленность, влажность и другие показатели окружающей среды). Как правило, все элементы системы электроснабжения выбираются по номинальным параметрам и проверяются по устойчивости при сквозных токах короткого замыкания и перенапряжениях.

Номинальное напряжение аппарата соответствует классу его изоляции. Всегда имеется запас электрической прочности, оговариваемый техническими условиями на изготовление и позволяющий аппарату работать длительное время при напряжении 10-15 % выше номинального (максимальное рабочее напряжение аппарата). Отклонение напряжения на практике обычно не превышают этих величин. Поэтому при выборе аппарата достаточно соблюсти условие:

где – номинальное напряжение аппарата;

–номинальное напряжение сети.

При протекании номинального тока при номинальной температуре окружающей среды аппарат может работать неопределенно долго без допустимого перегрева. Поэтому аппарат надлежит выбирать так, чтобы максимальный действующий рабочий ток цепи не превышал номинального тока, указанного в паспорте аппарата (расчетная температура окружающей среды принята +35 0 С).

где – номинальный ток аппарата;

–наибольший ток утяжеленного режима.

Аппараты, выбранные по номинальному напряжению и номинальному току, подлежат проверке на термическую и динамическую стойкость при токах короткого замыкания. Ниже рассматриваются условия выбора и проверки для конкретного высоковольтного оборудования.

Выбор и проверка высоковольтных выключателей.

Высоковольтный выключатель – коммутационный аппарат, предназначенный для включения и отключения цепей высокого напряжения, как в нормальном, так и в аварийном режимах. В пределах одного РУ рекомендуется применять однотипные выключатели.

В распределительных устройствах 6 – 10 применяют маломасляные подвесные выключатели с пружинными и электромагнитными приводами, а также элегазовые, бесконтактные, вакуумные и другие выключатели.

Выбор высоковольтных выключателей осуществляется по условиям :

— по электродинамической стойкости при токах короткого замыкания (выключатель проверяется по одному из условий):

где – действующее значение периодической составляющей начального тока короткого замыкания, ;

, – действующее значение периодической составляющей и амплитудное значение полного тока электродинамической стойкости выключателя, ;

– ударный ток короткого замыкания, .

— по отключающей способности на возможность отключения симметричного тока:

где – периодическая составляющая тока короткого замыкания в момент расхождения контактов выключателя, ;

– номинальный ток отключения выключателя, .

Расчетное время отключения выключателя определяется в соответствии с выражением:

где – время срабатывания релейной защиты ( для каждой из последующих ступеней, );

– время отключения выключателя, .

— по термической стойкости проверка осуществляется по расчетному импульсу квадратичного тока КЗ:

где – расчетный импульс квадратичного тока короткого замыкания, ;

– ток термической стойкости выключателя, ;

– длительность протекания тока термической стойкости, .

При удаленном коротком замыкании значение теплового импульса тока короткого замыкания может определяться по формуле:

где – расчетное время отключения выключателя, ;

– постоянная времени затухания апериодической составляющей, .

Значение постоянной времени затухания апериодической составляющей тока КЗ зависит от места короткого замыкания.

Выбор и проверка разъединителей, отделителей и короткозамыкателей.

Разъединитель – это коммутационный аппарат, предназначенный для отключения и включения электрических цепей высокого напряжения при отсутствии в них тока и для создания видимого разрыва цепи. ПУЭ допускает производство некоторых операций разъединителями при протекании небольших токов. Короткозамыкатели и отделители – это специальные разъединители, имеющие автоматически действующие привода. При выборе типа этих аппаратов необходимо учитывать род установки и конструктивное исполнение. Условия выбора и проверки этих аппаратов приведены в таблице 6.5.

Таблица 6.5 — Проверка разъединителей, отделителей и короткозамыкателей

где – амплитудное значение предельного сквозного тока КЗ.

При соблюдении данных условий считается, что коммутационный аппарат выбран верно.

Выбор и проверка выключателей нагрузки и предохранителей.

В целях снижения стоимости распределительного устройства 6 – 10 подстанции вместо силовых выключателей небольшой и средней мощности можно применять выключатели нагрузки, способные отключать рабочие токи линий, трансформаторов и других электроприемников. Для отключения токов короткого замыкания, превышающих допустимые значения для выключателей нагрузки, последние комплектуются кварцевыми предохранителями ПКТ. Такой комплект получил название ВНП. При проектировании необходимо учитывать, что при каждом отключении выключателя нагрузки происходит износ газогенерирующих дугогасящих вкладышей, ограничивающих число допустимых отключений.

Аппараты ВНП могут применяться для присоединения трансформаторов мощностью до 1600 , батареи конденсаторов до 400 .

Рекомендуется установка выключателя нагрузки после предохранителя, считая по направлению тока от источника питания, что следует иметь в виду при вычерчивании однолинейной схемы соединений подстанции

Выбор выключателей нагрузки производится по тем же условиям, что и разъединителей. При выборе аппаратов ВНП в РУ 6 – 10 необходимо учитывать недостаточную чувствительность предохранителей к перегрузкам.

В ОРУ 35 – 110 возможно применение стреляющих предохранителей. Мощность трансформаторов, защищаемых стреляющими предохранителями, ограничена значениями 4000 – 6300 . В закрытых помещениях установка их не допускается.

Таблица 6.6 — Рекомендуемое соответствие токов предохранителей ПКТ

и защищаемых электроприемников

Номинальный ток защищаемого ЭП,

Номинальный ток плавкой вставки предохранителя,

Номинальный ток защищаемого ЭП,

Номинальный ток плавкой вставки предохранителя,

При выборе предохранителей следует обратить особое внимание на то, что их можно применять лишь в сетях и электроустановках с напряжением, соответствующим номинальному напряжению предохранителя. Применение предохранителей с номинальным напряжением, отличным (большим или меньшим) от номинального напряжения сети, не допускается. Условия выбора предохранителей приведены в таблице 6.7, в ней – предельный (наибольший) ток отключения предохранителя, .

Таблица 6.7 — Проверка выключателей нагрузки и предохранителей

Расчетный параметр цепи

Номинальные параметры предохранителя

Номинальные токи плавких вставок предохранителей ПК следует выбирать так, чтобы не возникало ложное срабатывание предохранителя вследствие толчков тока при включении трансформатора на небольшую нагрузку, а также при включении электродвигателей или батарей конденсаторов. Для выполнения этого условия ток плавкой вставки выбирается в 1,4 – 2,5 раза больше номинального тока защищаемого электроприемника. С учетом этого выбор предохранителя следует производить на основе данных таблицы 6.6.

Выбор и проверка реакторов.

Реакторы устанавливаются на сборных шинах подстанций или питающих линиях для ограничения тока (мощности) короткого замыкания; на шинах подстанций или питающих линиях для обеспечения необходимого значения остаточного напряжения на шинах подстанций; для ограничения пусковой мощности при пуске асинхронных или синхронных двигателей.

Выбор реактора может производиться по заданному снижению тока короткого замыкания или по заданному значению остаточного напряжения.

Необходимая реактивность реактора (%) при заданном снижении тока короткого замыкания определяется по формуле:

где – ток (мощность) короткого замыкания до реактора, не ограниченный реактором;

– ток (мощность) короткого замыкания, соответствующий длительному времени отключения и ограниченный реактором;

– номинальный ток (номинальная проходная мощность)

Если известно относительное снижение тока за реактором: , то реактивность реактора (%) может определяться по формуле:

Необходимая реактивность реактора (%) при заданном остаточном напряжении определяется по формуле:

где – относительное снижение напряжения;

– остаточное (номинальное) напряжение установки.

Относительное снижение тока и относительное снижение напряжения связаны зависимостью .

Ток и мощность короткого замыкания за реактором:

где – эквивалентное сопротивление сети до реактора (%), отнесенное к номинальной мощности реактора.

Остаточное напряжение на реакторе (%):

При выборе пусковых реакторов минимальное понижение напряжения , необходимое при пуске, определяется из условия

где – требуемая при пуске кратность пускового момента электродвигателя; – номинальная кратность пускового момента электродвигателя при непосредственном включении на полное напряжение сети.

Кратность пускового тока:

Стандартные реакторы, используемые для пуска, рассчитаны на одноминутную работу при номинальном токе.

Эффективность применения реактора тем выше, чем ближе расположена подстанция промышленного предприятия к источнику питания системы. Если на предприятии имеются собственные генерирующие установки, связанные с шинами 10 подстанции, то можно рекомендовать применение реакторов в межсекционной связи. Применение реакторов должно быть экономически обосновано, так как установка линейных, секционных или групповых реакторов должна обеспечивать экономию за счет применения более дешевых ячеек с выключателями и кабелей меньшего сечения.

Выбор и проверка трансформаторов тока.

Для контроля за режимом работы электроприемников, а также производства коммерческого расчета с энергоснабжающей организацией применяют контрольно-измерительные приборы на подстанциях, присоединяемые к цепям высокого напряжения через измерительные трансформаторы тока и напряжения.

Трансформаторы тока выбираются по номинальному напряжению, номинальному первичному току и проверяются по электродинамической и термической стойкости к токам КЗ. Особенностью выбора трансформаторов тока является выбор по классу точности и проверка на допустимую нагрузку вторичной цепи. Трансформаторы тока для присоединения счетчиков, по которым ведутся коммерческие расчеты, должны иметь класс точности 0,5. Для технического учета допускается применение трансформаторов тока класса точности 1, для включения указывающих электроизмерительных приборов – не ниже 3, для релейной защиты – класс 10(Р), чтобы погрешность трансформатора тока не превысила допустимую для данного класса точности, вторичная расчетная нагрузка не должна превышать номинальную , задаваемую в каталогах.

Индуктивное сопротивление токовых цепей невелико, поэтому принимают . Вторичная нагрузка состоит из сопротивления приборов, соединительных проводов и переходного сопротивления контактов:

Для определения сопротивления приборов, питающихся от трансформаторов тока, необходимо составить таблицу – перечень электроизмерительных приборов, устанавливаемых в данном присоединении. Суммарное сопротивление приборов рассчитывается по суммарной мощности, :

где – суммарная мощность, потребляемая приборами, ;

– номинальный ток вторичной обмотки трансформатора, .

В распределительных устройствах 6 – 10 применяются трансформаторы с в РУ 110 – 220 – или .

Сопротивление контактов принимают 0,05 при двух-трех и 0,1 – при большем количестве приборов. Сопротивление проводов рассчитывается по их сечению и длине. Для алюминиевых проводов минимальное сечение 4 , для медных – 2,5 . Расчетная длина провода , , зависящая от схемы соединения трансформатора тока и расстояния от трансформатора до приборов: – при включении трансформаторов тока в неполную звезду; – при включении всех приборов в одну фазу; – при включении трансформаторов тока в полную звезду.

При этом длина может быть принята ориентировочно для РУ 6 – 10 при установке приборов в шкафах КРУ ; на щите управления ; для РУ 35 кВ ; для РУ 110 – 220 кВ .

Если при принятом сечении провода вторичное сопротивление цепи трансформаторов тока окажется больше для заданного класса точности, то необходимо определить требуемое сечение проводов с учетом допустимого сопротивления вторичной цепи: .

Требуемое сечение провода, :

Полученное сечение округляется до большего стандартного сечения контрольных кабелей: 2,5; 4; 6; 10 .

Условия выбора трансформатора тока сведены в таблицу 6.8. Дополнительно могут быть заданы: – кратность тока динамической стойкости трансформатора тока; – кратность тока термической стойкости; – номинальный ток первичной обмотки трансформатора тока.

Таблица 6.8 — Проверка ТТ

Каталожные данные трансформатора тока

Условия выбора и проверки ТН.

Трансформаторы напряжения, предназначенные для питания катушек напряжения измерительных приборов и реле, устанавливают на каждой секции сборных шин. Их выбирают по исполнению, конструкции и схеме соединения обмоток, номинальному напряжению, классу точности и вторичной нагрузке.

Условия выбора трансформаторов напряжения: конструкция, схема соединения; , где – номинальное напряжение сети, к которой присоединяется трансформатор напряжения, ; – номинальное напряжение первичной обмотки трансформатора, ; класс точности; , где – расчетная мощность, потребляемая вторичной цепью, ; – номинальная мощность вторичной цепи трансформатора напряжения, обеспечивающая его работу в заданном классе точности, .

Для однофазных трансформаторов, соединенных в звезду, в качестве необходимо взять суммарную мощность всех трех фаз, а для соединенных по схеме неполного открытого треугольника – удвоенную мощность одного трансформатора. В выбранном классе точности, если нагрузка (вторичная) превышает номинальную мощность, часть приборов подключают к дополнительно установленному трансформатору напряжения. Вторичная нагрузка ТН – это мощность приборов и реле, подключенных к ТН. Для упрощения расчетов расчетную нагрузку можно не разделять по фазам, тогда

При определении вторичной нагрузки сопротивление соединительных проводов не учитывается, так как оно мало. Однако ПУЭ требует оценить потерю напряжения, которая в проводах от трансформаторов к счетчикам не должна превышать 0,5 %, а в проводах к щитовым измерительным приборам – 3 %. Сечение провода, выбранное по механической прочности, отвечает, как правило, требованиям потерь напряжения.

Выбор типа трансформатора напряжения определяется его назначением. Если от ТН получают питание расчетные счетчики, то целесообразно использовать на напряжениях 6, 10, 35 два однофазных трансформатора типа НОМ или НОЛ, соединенных по схеме открытого неполного треугольника. Два однофазных ТН обладают большей мощностью, чем один трехфазный, а по стоимости на напряжения 6 и 10 они примерно равноценны. Если одновременно с измерением необходимо производить контроль изоляции в сетях 6 – 10 , то устанавливают трехфазные трехобмоточные пятистержневые трансформаторы напряжения серии НАМИ или группу из трех однофазных трансформаторов серии ЗНОМ или ЗНОУТ, если мощность НАМИ недостаточна. При использовании трех однофазных трансформаторов, соединенных в звезду, нейтральная точка обмотки высокого напряжения ТН должна быть заземлена для правильной работы приборов контроля состояния изоляции.

Для напряжения 110 и выше применяют каскадные трансформаторы НКФ.

Тема 1.5 Работа изоляции электрооборудования и контроль за её состоянием

Электроизоляционные материалы (диэлектрики) не проводят электрический ток. Диэлектрики служат для изоляции друг от друга различных токопроводящих деталей, находящихся под разными потенциалами, или для создания электрической емкости в конденсаторах.

Диэлектрики бывают газообразными (воздух, водород, элегаз), жидкими (дистиллированная вода, различные масла), твердыми (бумага, керамика, резина и т.д.).

Опыт эксплуатации показал, что обычно электрические машины выходят из строя в первую очередь из-за износа или повреждения изоляции.

При работе электрической машины происходят необратимые изменения свойств изоляции; этот процесс называется старением изоляции. Сначала изменяются механические свойства изоляции; она становится хрупкой, в ней образуются трещины и поры, вследствие чего снижается электрическая прочность изоляции: может возникнуть поверхностный пробой, особенно при увлажненной изоляции. Снижается с течением времени и пробивная прочность трансформаторного масла.

Главными причинами старения изоляции являются: высокая температура; большие перепады температуры по толщине изоляции; электрическое поле; повышенная влажность; механические усилия, возникающие из-за вибрации.

Высокая температура вызывает химические изменения изоляции. При температуре выше 100°С происходит окисление органических изоляционных материалов — бумаги и хлопчатобумажной пряжи и лаков. Скорость химических реакций зависит от температуры: чем выше температура, тем быстрее стареет изоляция. Большие перепады температуры между отдельными частями машины вызывают перепады температуры и по толщине изоляции, что может создать в изоляции недопустимо высокие механические напряжения. Например, изоляция катушки, расположенной в пазах якоря, с одной стороны имеет температуру меди, а с другой — температуру стали паза. Обычно отвод теплоты происходит через вентиляционные каналы, проходящие по стали, что создает температурный перепад на 5. 15°С по толщине изоляции катушки.

При повышении температуры медные стержни катушки удлиняются и перемещаются относительно стенок паза. При этом в изоляции катушки возникают механические напряжения, тем большие, чем больше перепад температуры между стержнями и стенками паза. При изменении нагрузки происходит изменение температуры машины и перепада температур между катушками и сталью. Следовательно, колебания нагрузки приводят к перемещению стержней относительно стенок паза, что может вызывать разрыв изоляции, если она недостаточно эластична.

Электрическое поле в высоковольтных машинах вызывает местные электрические разряды и ионизацию внутренних и поверхностных воздушных (газовых) включений. Ионизация воздушных включений вызывает: увеличение тепловых потерь в изоляции; механическое расщепление листов слюды; появление озона и оксидов азота, которые в присутствии влаги образуют азотистую и даже азотную кислоту.

Озон, являясь сильным окислителем, разрушает органические составляющие изоляции— бумагу, шеллак и др. Азотная и азотистая кислоты могут действовать не только на изоляцию, но и на металлы (сталь, медь). Особенно вредна ионизация внутренних включений. Явление наружной ионизации (коронирования) возникает из-за наличия воздушных зазоров между поверхностью изоляции и стенками пазов. Коронирование менее опасно, чем внутренняя ионизация, так как разрушающему действию короны подвергается только поверхность изоляции. Более опасно наличие местных скользящих разрядов в виде искр, которые могут расщеплять пластинки слюды и другие части изоляции. Для предотвращения поверхностных разрядов наружную покровную изоляцию делают с токопроводящими нитями, чем выравнивается потенциал паза и поверхности катушки. В низковольтных машинах старение изоляции под действием электрического поля не наблюдается.

Повышенная влажность вызывает снижение электрического сопротивления изоляции, что увеличивает токи утечки и потери в изоляции. Однако, как правило, это ухудшение свойств изоляции обратимо и может быть устранено медленной сушкой. Обычно изоляцию сушат, включая машину на пониженное напряжение в режиме холостого хода или короткого замыкания, т. е. без нагрузки. При проведении ускоренной сушки возможно повреждение изоляции из-за бурного выделения водяного пара из внутренних пор, что вызывает трещины в изоляции и делает ее пористой. Пористость изоляции может быть уменьшена пропиткой обмотки в лаке.

Механические усилия, воздействующие на изоляцию, возникают из-за электродинамических сил между проводниками, внутренних вибраций, центробежных сил вращающихся частей и т. д. Иногда изоляция подвержена сильным механическим воздействиям и от внешних воздействий (например, в тяговых двигателях, судовых электрических машинах). Многократно прилагаемые к проводникам знакопеременные усилия вызывают трещины в изоляции, что снижает ее электрическую прочность.

Кроме перечисленных основных причин на старение изоляции может влиять много других факторов: наличие химически активных веществ, находящихся в воздухе (например, хлора, аммиака, паров кислот и щелочей), морской воды, низких температур (до —60°С в ряде районов страны), микроорганизмов и даже насекомых (в тропических странах).

Так как главной причиной, вызывающей старение изоляции, является высокая температура, она нормируется стандартами и техническими условиями.

Рисунок 8 Зависимость срока службы изоляции от температуры

Кратковременные перегрузки могут сильно сократить срок службы машины, так как при больших токах температура растет весьма ощутимо. Так, например, при коротком замыкании трансформатора температура обмотки может достигать

Срок службы изоляции при такой температуре составляет всего

14 мин и, как показывают расчеты, за время нагревания и остывания при одном коротком замыкании тратится 4,3% ресурса трансформатора.

Особенно важно помнить, что выходит из строя изоляция в первую очередь там, где температура максимальна. Это значит, что при одинаковой средней температуре может быть большое различие в сроке службы изоляции: неудачно сконструированная машина может иметь отдельные плохо охлаждаемые места, где температура значительно выше средней, а старение изоляции на этом участке и определит срок службы всей машины.

«Испытание изоляции электрооборудования повышенным напряжением»

Испытания изоляции повышенным напряжением производятся для обнаружения сосредоточенных дефектов в изоляции электрооборудования, не выявленных в предварительных испытаниях из-за недостаточного уровня напряженности электрического поля. Испытание повышенным напряжением является основным испытанием, после которого выносится окончательное суждение о возможности нормальной работы оборудования в условиях эксплуатации.
Испытание повышенным напряжением обязательно для электрооборудования напряжением 35 кВ и ниже, а при наличии испытательных устройств — и для оборудования напряжением выше 35 кВ, за исключением случаев, оговоренных нормами.
Изоляторы и оборудование с номинальным напряжением, превышающим номинальное напряжение установки, в которой они эксплуатируются, могут испытываться повышенным напряжением по нормам, установленным для класса изоляции данной установки.
Установленный уровень испытательных напряжений соответствует пробивным напряжениям изоляции при наличии в них сосредоточенных дефектов.
Уровень испытательных напряжений электрооборудования при вводе его в эксплуатацию ниже заводских испытательных напряжений и составляет 0,9•Uисп.зав. Это объясняется тем, что в процессе испытаний нецелесообразно развивать незначительные, не влияющие на нормальную работу дефекты до опасных, которые, уменьшая электрическую прочность, могут проявиться в процессе эксплуатации.
В качестве испытательного обычно используется напряжение промышленной частоты 50 Гц. Время продолжительности приложения испытательного напряжения ограничивается во избежание появления дефектов в изоляции и преждевременного старения ее от 1 мин до 5 мин.
При испытании изоляции крупных электрических машин, тяг выключателей, разрядников, силовых кабелей напряжением свыше 1 кВ в качестве испытательного используется выпрямленное напряжение.
Основным недостатком испытания выпрямленным напряжением является неравномерное распределение напряжения по толщине изоляции (из-за неоднородности) в зависимости от проводимости отдельных частей ее.

Однако испытание выпрямленным напряжением имеет и преимущества:
1.Выпрямленное напряжение менее опасно для изоляции (пробивное выпрямленное напряжение выше, чем переменное, в среднем в 1,5 раза).
2. У машин распределение напряжения вдоль изоляции обмотки более равномерно при выпрямленном напряжении, благодаря чему одинаково испытываются низовые и лобовые части ее.
3. Требуемая мощность выпрямительных установок высокого напряжения значительно меньше, чем установок переменного напряжения, благодаря чему передвижные установки всегда менее громоздки и поэтому более портативны и представляется возможным проводить испытание объектов с большой емкостью (кабелей конденсаторов и др.).
Кроме того, при таких испытаниях имеется возможность измерения токов утечки, являющихся дополнительным критерием оценки состояния изоляции. Испытания изоляции выпрямленным напряжением более продолжительны, чем испытания переменным напряжением, и составляют от 10 до 20 мин.
В тех случаях, когда испытание изоляции производится как переменным, так и выпрямленным напряжением, испытание выпрямленным напряжением должно предшествовать испытанию переменным напряжением.
Испытание изоляции электрооборудования повышенным напряжением проводится после предварительного осмотра и проверки состояния изоляции с помощью мегаомметра и других косвенных дополнительных методов (измерения tgδ, ΔС/С, С250) при положительных результатах этой проверки. Испытательное напряжение и продолжительность испытания для каждого вида оборудования определяется установленными нормами.

Каждый электрик должен знать:  Как выбрать сечение кабеля - советы проектировщика

Испытания повышенным напряжением в общем случае проводятся по схеме представленной на рис. 9
Скорость повышения напряжения до одной трети испытательного значения может быть произвольной, в дальнейшем испытательное напряжение следует повышать плавно, со скоростью, допускающей визуальный отсчет на измерительных приборах. После установленной продолжительности испытания напряжение плавно снижается до значения, не превышающего одной трети испытательного, и отключается. Резкое снятие напряжения допускается только в случаях обеспечения безопасности людей или сохранности электрооборудования.
Для предотвращения недопустимых перенапряжений при испытаниях (из-за высших гармонических составляющих в кривой испытательного напряжения) испытательная установка должна быть включена по возможности на линейное напряжение сети (наиболее опасная третья гармоника в линейном напряжении отсутствует).
Испытательное напряжение как правило измеряют на стороне низкого напряжения. Исключения составляют ответственные испытания изоляции генераторов, крупных электродвигателей и т. д.

1 — автоматический выключатель; 2 — регулировочная колонка; 3, 10 — вольтметр; 4 — амперметр для измерения тока на стороне низкого напряжения; 5 — трансформатор испытательный; 6 — миллиамперметр для измерения тока утечки испытуемой изоляции; 7 — кнопка, шунтирующая милиамперметр для его защиты от перегрузки; 8 — трансформатор напряжения; 9 — резистор для ограничения тока в испытательном трансформаторе при пробоях в испытуемой изоляции (1-2 Ом на 1 В испытательного напряжения); 11 — то же для ограничения коммутационных перенапряжений на испытуемой изоляции при пробое разрядника (1 Ом на 1 В испытательного напряжения); 12- разрядник; 13 — испытуемый объект.

Рисунок 9 Схема испытания изоляции электрооборудования повышенным напряжением переменного тока.

Существенное влияние на испытания может оказывать емкость испытываемого объекта. Так для объектов с большой емкостью испытательное напряжение может превышать нормированное из-за емкостной вольтодобавки. Также емкость оказывает существенное влияние на выбор мощности испытательной установки, которая определяется

где С — емкость испытываемой изоляции, пФ; Uисп — испытательное напряжение, кВ; ω — угловая частота испытательного напряжения (ω = 2πf).

Ориентировочная емкость некоторых объектов испытания приведена в табл. 3
Мощность испытательной установки корректируется с учетом номинального напряжения испытательного трансформатора

Ориентировочная емкость электрооборудования

Наименование электрооборудования Емкость одной фазы, пФ
Турбогенераторы мощностью, Мвт от 15 до 150 от 150 до 300 100000-300000 300000-500000
Силовые трансформаторы (обмотки низкого напряжения) 1000-25000
Электрические двигатели мощностью, кВ А до 100 свыше 100 1000-10000 10000-100000
Вводы трансформаторов и масляных выключателей напряжением, кВ до 220 от 330 до 500 50-300 800-1300
Трансформаторы напряжения и тока 100-1000

ИПТ — изолирующий промежуточный трансформатор; НОМ — трансформатор напряжения однофазный; а)испытываемая изоляция изолированы от корпуса.

Рисунок 10 Схемы удвоения испытательного напряжения.

В случае, если необходимая мощность для испытания превышает мощность имеющихся в наличии трансформаторов прибегают к снижению ее за счет компенсации емкостного тока нагрузки испытываемой изоляции. Компенсация осуществляется индуктивностью (дугогасящий реактор, специально изготовленный дроссель), подключаемой параллельно испытываемой изоляции.
Если номинальное напряжение испытательной установки меньше необходимого нормированного испытательного напряжения, то используют схемы последовательного включения двух испытательных трансформаторов (или измерительных трансформаторов напряжения). Возможные схемы включения представлены на рис. 10. При использовании трансформаторов напряжения НОМ допускается повышение напряжения на первичной обмотке измерительного трансформатора до 150-170% от номинального напряжения.
Для защиты от случайных опасных повышений напряжения в испытательных установках предусматриваются защитные разрядники. Разрядник представляет собой два латунных шара диаметром до 10 см, смонтированных на бакелитовых стойках. Один шар закреплен неподвижно, а второй может перемещаться по направляющим основания. В зависимости от необходимого напряжения пробоя с помощью микрометрического винта устанавливается расстояние между шарами. Напряжение пробоя воздушного промежутка между шарами не должно превышать 10-15% от величины нормированного испытательного напряжения.
Для предохранения поверхности шаров от сгорания при пробоях, последовательно с ними включается безындукционные резисторы (фарфоровые или стеклянные, заполненные водой) 2-20 кОм.
При проведении испытаний необходимо исключить возможность перекрытия по воздуху изоляции на заземленные части испытываемого объекта и частей, находящихся под рабочим напряжением (см. табл. 4).

Минимально допустимые расстояния по воздуху при испытаниях

Испытательное напряжение, кВ Расстояние, см
до заземленных частей до частей установки, находящихся под напряжением, кВ
до 10

Для испытания изоляции выпрямленным напряжением, как правило, применяется схема однополупериодного выпрямления (рис. 11).

1 — автоматический выключатель; 2 — регулировочная колонка; 3 — вольтметр; 4-испытательный трансформатор; 5 — выпрямитель; 6 — миллиамперметр для измерения тока утечки испытуемой изоляции; 7 — кнопка, шунтирующая милиамперметр для его защиты от перегрузки; 8 — ограничительный резистор; 9 — испытуемый объект.

Рисунок 11 Схема испытания изоляции электрооборудования выпрямленным напряжением.

Порядок проведения испытаний аналогичный испытаниям на переменном токе, кроме того дополнительно должен проводиться контроль за током утечки.
Нагрузка испытательного трансформатора незначительна, т. к. она определяется потерями в сопротивлении изоляции постоянному току, поэтому при испытаниях можно использовать измерительный трансформатор напряжения. Измерение испытательного напряжения осуществляется, как правило, на стороне низкого напряжения испытательного трансформатора. Поэтому, при замерах необходимо учитывать коэффициент трансформации трансформатора, а окончательный результат умножить на √2 (т. к. выпрямленное напряжение определяется амплитудным значением, а вольтметр фиксирует эффективное значение приложенного напряжения).
После испытания выпрямленным напряжением необходимо особенно тщательно разрядить объект испытания. Для снятия заряда с объекта испытания используются заземляющие штанги, в электрическую цепь которых включается сопротивление 5-50 кОм. В качестве последних для объектов, обладающих большой емкостью, применяют наполненные водой резиновые трубки. После разряда объекта испытания он должен быть наглухо заземлен.

Установка АИИ-70, предназначена для испытания электрической прочности изоляции элементов электроустановок, в т.ч. силовых кабелей и жидких диэлектриков (трансформаторного масла) постоянным (выпрямленным) или переменным током высокого напряжения. Выпрямленное высокое напряжение — 70 кВ, переменное высокое — 50 кВ. Напряжение питающей сети 127, 220 В. Наибольший выпрямленный ток — 5 мА; выходная одноминутная мощность высоковольтного трансформатора 2 кВА. Время работы под нагрузкой (с кенотронной приставкой) — 10 мин.; интервал между включениями — 3 мин.; масса — 175 кг. В анодную сеть кенотрона включен блок микроамперметра с пределами измерения 200, 1000 и 5000 мкА. Испытательное напряжение измеряется вольтметром, включенным с низкой стороны трансформатора и проградуированным для эффективных значений (до 50 кВ) и максимальных значений (до 70 кВ). В кенотронный аппарат встроена защита (чувствительная и более грубая) от к.з. на стороне высокого напряжения. В комплект аппарата входят заземляющая штанга, предназначенная для снятия емкостного заряда с испытуемого объекта и его глухого заземления.
Установки АИМ-80 обеспечивает получение испытательного напряжения до 80 кВ.
В настоящее время применяются установки, в которых вместо кенотрона используются полупроводниковые высоковольтные выпрямители типа ВВК-0,05/140, ВВК-05/200 и др. Установка ВВК-0,05/140 имеет следующие технические характеристики: максимальное выпрямленное напряжение — 70 кВ; максимальный выпрямленный ток 50 мА; максимальное обратное напряжение — 140 кВ. Габаритные размеры — диаметр 130 мм, высота 440 мм, масса 6 кг. Установка представляет собой набор диодов Д-1008 (10 кВ, 50 мА), зашунтированных конденсатором ПОВ (15 кВ) и помещенных в трубку из изоляционного материала.
Универсальный аппарат ВЧФ-4-3 предназначен для испытания электрической прочности витковой изоляции обмоток электрических машин переменного и постоянного тока мощностью 0,1 — 100 кВт и больше; обмоток роторов турбогенераторов; полюсных катушек синхронных генераторов и машин постоянного тока; обмоток силовых трансформаторов 1, 11, 111 габаритов; обмоток трансформаторов тока. Напряжение питания 220 В, потребляемая мощность до 800 ВА; выходное (регулируемое) напряжение 3000 В.
Передвижные электротехнические лаборатории на базе автошасси ГАЗ-51 (старые модели) ЭТЛ-10М предназначены для измерений и испытаний при приеме в эксплуатацию и при профилактическом обслуживании электроустановок напряжением до 10 кВ включительно, а также для сушки трансформаторного масла и электросварочных работ.

ЭТЛ-35-02 на базе автошасси ГАЗ-66 предназначены для проведения полного комплекса измерительных и испытательных работ на оборудовании подстанций 35/10 кВ мощностью до б300 кВА и электростанций, воздушных и кабельных линий до 35 кВ, а также для определения мест повреждения в кабельных линиях напряжением до 10 кВ.
Более современная из вышеперечисленных установок является лаборатория ЛВИ2Г, возможности и технические характеристики которой аналогичны передвижной лаборатории ЭТЛ-35-02.
В состав передвижных лабораторий входят прожигательные установки ПКЛС-10, ПГУ.

«Измерение сопротивления изоляции»

Сопротивление изоляции является важной характеристикой состояния изоляции электрооборудования. Поэтому измерение сопротивления производится при всех проверках состояния изоляции.
Сопротивление изоляции измеряется мегаомметром. Широкое применение нашли электронные мегаомметры типа Ф4101, Ф4102 на напряжение 100, 500 и 1000 В. В наладочной и эксплуатационной практике до настоящего времени находят применение мегаомметры типов М4100/1 — М4100/5 и МС-05 на напряжение 100, 250, 500, 1000 и 2500 В. Погрешность прибора Ф4101 не превышает ±2,5%, а приборов типа М4100 — до 1% длины рабочей части шкалы. Питание прибора Ф4101 осуществляется от сети переменного тока 127-220 В или от источника постоянного тока 12 В. Питание приборов типа М4100 осуществляется от встроенных генераторов.
Измерение изоляции осуществляется по схемам рис. 12
В случае, если результат измерения может быть искажен поверхностными токами утечки, на изоляцию объекта измерения накладывается электрод, присоединяемый к зажиму Э (экран) для исключения возможности прохождения токов утечки через рамку логометра, используемого в приборах в качестве измерительного органа. При измерении сопротивления изоляции кабеля таким экраном может служить металлическая оболочка кабеля.
Перед началом измерения прибор необходимо проверить замыканием зажимов З и Л накоротко. Прибор должен показывать сопротивление 0, а при удаленной закоротке – сопротивление равно бесконечности. Непосредственно перед измерением объект измерения должен быть заземлен на 2 — 3 мин для снятия остаточных зарядов.
При измерении абсолютного значения сопротивления изоляции электрооборудования ее токоведущая часть присоединяется проводами с усиленной изоляцией (типа ПВЛ) к выводу Л мегаомметра. Вывод 3 и корпус или конструкции, относительно которых производится измерение, надежно заземляют через общий контур заземления. Сопротивление изоляции определяется показанием стрелки мегаомметра, установившейся по истечении 60 с после подачи нормального напряжения.

Рисунок 12 Схемы измерения мегаомметром сопротивления изоляции 1. а — относительно земли; б — между токоведущими (стержнями); в — между токоведущими жилами при исключении влияния токов утечки.

Значение сопротивления изоляции в большой степени зависит от температуры.
Измерение следует производить при температуре изоляции не ниже +5°С, кроме случаев, оговоренных специально.

«Измерение тангенса угла диэлектрических потерь»

Изоляция электрооборудования в общем случае может быть представлена эквивалентной схемой замещения (рис. 13,а). Ток, протекающий в изоляции (диэлектрике) под действием приложенного напряжения, представляется на векторной диаграмме (рис. 13,б) активной 1А и емкостной 1С составляющими. Потери мощности в изоляции (диэлектрические потери) существенно зависят от состояния изоляции и определяются: Р = U•IA = U•I•cosφ = U•IC•tgδ = C•U2•tgδ. Таким образом потери мощности Р пропорциональны tgδ (тангенсу угла диэлектрических потерь). Измерение tgδ используют для оценки состояния изоляции независимо от массогабаритных характеристик последней. Чем больше tgδ тем больше диэлектрические потери, тем хуже состояние изоляции.

Рисунок 13 Эквивалентная схема замещения диэлектрика.
а — схема замещения диэлектрика; б — векторная диаграмма.

На практике tgδ измеряют в процентах. Значение tgδ нормируется для электрооборудования и зависит от температуры и величины прикладываемого напряжения. Измерение tgδ следует производить при температуре не ниже +10°С. Для приведения измеренных значений tgδ к необходимой температуре (например, температуре при измерениях на заводе) используют поправочные коэффициенты.
Измерение tgδ производится мостами P5026, МД-16 и P595 на высоком (3 — 10 кВ) и низком напряжении. Для тангенса угла диэлектрических потерь справедливо отношение: tgδ = RХХ = ω•RХ•СХ (см. рис. 13). При равновесии моста имеет место равенство: ω•Rх•Cх = ω•R4•C4 (см. рис. 14). Таким образом измеряемый tgδ пропорционален изменяющейся для уравновешивания моста емкости С4. На этом основан принцип измерения tgδ указанными выше мостами.

Tp — испытательный трансформатор; СN — образцовый конденсатор; СХ — испытываемый объект;
G — гальванометр; R3 — переменный резистор; R4 — постоянный резистор; С4 — магазин емкостей.

Рисунок 14 Нормальная (прямая) схема включения моста переменного тока.

На рис. 14 представлена нормальная (прямая) схема включения измерительных мостов. Данная схема включения используется при измерениях на объектах, у которых оба электрода изолированы от земли. Применяется также перевернутая (обратная) схема включения мостов, в которой зажимы моста для заземления и подачи напряжения меняются местами. Перевернутая схема менее точна, чем нормальная. Однако, измерения tgδ изоляции трансформаторов, а также установленных на оборудовании вводов могут производится только по перевернутой схеме, т. к. один из электродов в этих случаях заземлен.
Значение tgδ изоляции измеряют при напряжении, равном номинальному напряжению объекта измерения, но не выше 10 кВ. При номинальном напряжении объекта менее 6 кВ измерения производят на напряжении 220 — 380 В. Измерения производят при удовлетворительных результатах оценки состояния изоляции с помощью мегаомметра и другими способами и удовлетворительных результатах испытаний пробы масла маслонаполненных аппаратов. Измерения при сушке изоляции производят на напряжении 220 — 380 В. Результаты измерений tgδ сравнивают с допустимыми нормами и результатами предыдущих измерений, в том числе заводских.
В качестве испытательного трансформатора используют трансформаторы напряжения НОМ-6 или НОМ-10. Трансформатор подключается по схеме рис. 15. Для обеспечения точности измерения мост и вспомогательное оборудование, необходимое для измерения, располагаются в непосредственной близости от проверяемого объекта (рис. 16), т. к. мост учитывает потери в соединительном проводе.

1 — рубильник; 2 — регулировочный автотрансформатор; 3 — вольтметр; 4-переключатель полярности выводов испытательного трансформатора 5.

Рисунок 15 Схема включения испытательного трансформатора при измерении

ОИ — объект измерения; С — образцовый конденсатор; Т — испытательный трансформатор; М — мост; РАТ-регулировочный автотрансформатор; 0 — переносное ограждение.

Рисунок 16 Схема расположения аппаратов при измерении.

На результаты измерений существенное влияние оказывают паразитные токи, обусловленные внешними магнитными и электростатическими полями и утечками по поверхности проверяемых изоляторов. Для исключения влияния магнитных и электростатических полей в мостах осуществлено экранирование, а поверхностных токов утечки — наложением охранного кольца на измеряемый объект. Паразитные токи существенно влияют на результаты измерений тангенса угла диэлектрических потерь объектов с малой емкостью (вводы, измерительные трансформаторы, конденсаторы связи). На результаты измерения tgδ изоляции силовых трансформаторов они влияют незначительно, т. к. последние обладают достаточно большой емкостью, а токи измерения существенно превышают паразитные токи.
Для уменьшения влияния паразитных токов необходимо надежное заземление корпусов проверяемого объекта, испытательного трансформатора, моста, регулировочного автотрансформатора. На практике, для учета влияния паразитных токов, производят четыре измерения tgδ изоляции при разных полярностях подаваемого на схему напряжения и включения гальванометра.

Инструкции / Инструкции по эксплуатации оборудования подстанций

Испытание изоляции электрооборудования повышенным напряжением

Испытания изоляции повышенным напряжением производятся для обнаружения сосредоточенных дефектов в изоляции электрооборудования, не выявленных в предварительных испытаниях из-за недостаточного уровня напряженности электрического поля. Испытание повышенным напряжением является основным испытанием, после которого выносится окончательное суждение о возможности нормальной работы оборудования в условиях эксплуатации.
Испытание повышенным напряжением обязательно для электрооборудования напряжением 35 кВ и ниже, а при наличии испытательных устройств — и для оборудования напряжением выше 35 кВ, за исключением случаев, оговоренных нормами.
Изоляторы и оборудование с номинальным напряжением, превышающим номинальное напряжение установки, в которой они эксплуатируются, могут испытываться повышенным напряжением по нормам, установленным для класса изоляции данной установки.
Установленный уровень испытательных напряжений соответствует пробивным напряжениям изоляции при наличии в них сосредоточенных дефектов.
Уровень испытательных напряжений электрооборудования при вводе его в эксплуатацию ниже заводских испытательных напряжений и составляет 0,9•Uисп.зав. Это объясняется тем, что в процессе испытаний нецелесообразно развивать незначительные, не влияющие на нормальную работу дефекты до опасных, которые, уменьшая электрическую прочность, могут проявиться в процессе эксплуатации.
В качестве испытательного обычно используется напряжение промышленной частоты 50 Гц. Время продолжительности приложения испытательного напряжения ограничивается во избежание появления дефектов в изоляции и преждевременного старения ее от 1 мин до 5 мин.
При испытании изоляции крупных электрических машин, тяг выключателей, разрядников, силовых кабелей напряжением свыше 1 кВ в качестве испытательного используется выпрямленное напряжение.
Основным недостатком испытания выпрямленным напряжением является неравномерное распределение напряжения по толщине изоляции (из-за неоднородности) в зависимости от проводимости отдельных частей ее.

Однако испытание выпрямленным напряжением имеет и преимущества:
1.Выпрямленное напряжение менее опасно для изоляции (пробивное выпрямленное напряжение выше, чем переменное, в среднем в 1.5 раза).
2. У машин распределение напряжения вдоль изоляции обмотки более равномерно при выпрямленном напряжении, благодаря чему одинаково испытываются низовые и лобовые части ее.
3. Требуемая мощность выпрямительных установок высокого напряжения значительно меньше, чем установок переменного напряжения, благодаря чему передвижные установки всегда менее громоздки и поэтому более портативны и представляется возможным проводить испытание объектов с большой емкостью (кабелей конденсаторов и др.).
Кроме того, при таких испытаниях имеется возможность измерения токов утечки, являющихся дополнительным критерием оценки состояния изоляции. Испытания изоляции выпрямленным напряжением более продолжительны, чем испытания переменным напряжением, и составляют от 10 до 20 мин.
В тех случаях, когда испытание изоляции производится как переменным, так и выпрямленным напряжением, испытание выпрямленным напряжением должно предшествовать испытанию переменным напряжением.
Испытание изоляции электрооборудования повышенным напряжением проводится после предварительного осмотра и проверки состояния изоляции с помощью мегаомметра и других косвенных дополнительных методов (измерения tgδ, ΔС/С, С2/С50) при положительных результатах этой проверки. Испытательное напряжение и продолжительность испытания для каждого вида оборудования определяется установленными нормами.

Испытания повышенным напряжением в общем случае проводятся по схеме представленной на рис. 1.1.
Скорость повышения напряжения до одной трети испытательного значения может быть произвольной, в дальнейшем испытательное напряжение следует повышать плавно, со скоростью, допускающей визуальный отсчет на измерительных приборах. После установленной продолжительности испытания напряжение плавно снижается до значения, не превышающего одной трети испытательного, и отключается. Резкое снятие напряжения допускается только в случаях обеспечения безопасности людей или сохранности электрооборудования.
Для предотвращения недопустимых перенапряжений при испытаниях (из-за высших гармонических составляющих в кривой испытательного напряжения) испытательная установка должна быть включена по возможности на линейное напряжение сети (наиболее опасная третья гармоника в линейном напряжении отсутствует).
Испытательное напряжение как правило измеряют на стороне низкого напряжения. Исключения составляют ответственные испытания изоляции генераторов, крупных электродвигателей и т. д.

Рис. 1.1. Схема испытания изоляции электрооборудования повышенным напряжением переменного тока.
1 — автоматический выключатель; 2 — регулировочная колонка; 3, 10 — вольтметр; 4 — амперметр для измерения тока на стороне низкого напряжения; 5 — трансформатор испытательный; 6 — миллиамперметр для измерения тока утечки испытуемой изоляции; 7 — кнопка, шунтирующая милиамперметр для его защиты от перегрузки; 8 — трансформатор напряжения; 9 — резистор для ограничения тока в испытательном трансформаторе при пробоях в испытуемой изоляции (1-2 Ом на 1 В испытательного напряжения); 11 — то же для ограничения коммутационных перенапряжений на испытуемой изоляции при пробое разрядника (1 Ом на 1 В испытательного напряжения); 12- разрядник; 13 — испытуемый объект.

Существенное влияние на испытания может оказывать емкость испытываемого объекта. Так для объектов с большой емкостью испытательное напряжение может превышать нормированное из-за емкостной вольтодобавки. Также емкость оказывает существенное влияние на выбор мощности испытательной установки, которая определяется

где С — емкость испытываемой изоляции, пФ; Uисп — испытательное напряжение, кВ; ω — угловая частота испытательного напряжения (ω = 2πf).
Ориентировочная емкость некоторых объектов испытания приведена в табл. 1.1.
Мощность испытательной установки корректируется с учетом номинального напряжения испытательного трансформатора

Таблица 1.1. Ориентировочная емкость электрооборудования

Емкость одной фазы, пФ

Турбогенераторы мощностью, Мвт
от 15 до 150
от 150 до 300

Силовые трансформаторы (обмотки низкого напряжения)

Электрические двигатели мощностью, кВ А
до 100
свыше 100

Вводы трансформаторов и масляных выключателей напряжением, кВ
до 220
от 330 до 500

Трансформаторы напряжения и тока

Рис. 1.2. Схемы удвоения испытательного напряжения.
ИПТ — изолирующий промежуточный трансформатор; НОМ — трансформатор напряжения однофазный; а)испытываемая изоляция изолированы от корпуса.

В случае, если необходимая мощность для испытания превышает мощность имеющихся в наличии трансформаторов прибегают к снижению ее за счет компенсации емкостного тока нагрузки испытываемой изоляции. Компенсация осуществляется индуктивностью (дугогасящий реактор, специально изготовленный дроссель), подключаемой параллельно испытываемой изоляции.
Если номинальное напряжение испытательной установки меньше необходимого нормированного испытательного напряжения, то используют схемы последовательного включения двух испытательных трансформаторов (или измерительных трансформаторов напряжения). Возможные схемы включения представлены на рис. 1.2. При использовании трансформаторов напряжения НОМ допускается повышение напряжения на первичной обмотке измерительного трансформатора до 150-170% от номинального напряжения.
Для защиты от случайных опасных повышений напряжения в испытательных установках предусматриваются защитные разрядники. Разрядник представляет собой два латунных шара диаметром до 10 см, смонтированных на бакелитовых стойках. Один шар закреплен неподвижно, а второй может перемещаться по направляющим основания. В зависимости от необходимого напряжения пробоя с помощью микрометрического винта устанавливается расстояние между шарами. Напряжение пробоя воздушного промежутка между шарами не должно превышать 10-15% от величины нормированного испытательного напряжения.
Для предохранения поверхности шаров от сгорания при пробоях, последовательно с ними включается безиндукционные резисторы (фарфоровые или стеклянные, заполненные водой) 2-20 кОм.
При проведении испытаний необходимо исключить возможность перекрытия по воздуху изоляции на заземленные части испытываемого объекта и частей, находящихся под рабочим напряжением (см. табл. 1.2).

Таблица 1.2. Минимально допустимые расстояния по воздуху при испытаниях

Испытательное
напряжение, кВ

до заземленных
частей

до частей установки, находящихся под напряжением, кВ

Для испытания изоляции выпрямленным напряжением, как правило, применяется схема однополупериодного выпрямления (рис. 1.3).

Рис. 1.3. Схема испытания изоляции электрооборудования выпрямленным напряжением.
1 — автоматический выключатель; 2 — регулировочная колонка; 3 — вольтметр; 4-испытательный трансформатор; 5 — выпрямитель; 6 — миллиамперметр для измерения тока утечки испытуемой изоляции; 7 — кнопка, шунтирующая милиамперметр для его защиты от перегрузки; 8 — ограничительный резистор; 9 — испытуемый объект.

Порядок проведения испытаний аналогичный испытаниям на переменном токе, кроме того дополнительно должен проводиться контроль за током утечки.
Нагрузка испытательного трансформатора незначительна, т. к. она определяется потерями в сопротивлении изоляции постоянному току, поэтому при испытаниях можно использовать измерительный трансформатор напряжения. Измерение испытательного напряжения осуществляется, как правило, на стороне низкого напряжения испытательного трансформатора. Поэтому, при замерах необходимо учитывать коэффициент трансформации трансформатора, а окончательный результат умножить на J2 (т. к. выпрямленное напряжение определяется амплитудным значением, а вольтметр фиксирует эффективное значение приложенного напряжения).
После испытания выпрямленным напряжением необходимо особенно тщательно разрядить объект испытания. Для снятия заряда с объекта испытания используются заземляющие штанги, в электрическую цепь которых включается сопротивление 5-50 кОм. В качестве последних для объектов, обладающих большой емкостью, применяют наполненные водой резиновые трубки. После разряда объекта испытания он должен быть наглухо заземлен.

Установка АИИ-70, предназначена для испытания элегической прочности изоляции элементов электроустановок, в т.ч. силовых кабелей и жидких диэлектриков (трансформаторного масла) постоянным (выпрямленным) или переменным током высокого напряжения. Выпрямленное высокое напряжение — 70 кВ, переменное высокое — 50 кВ. Напряжение питающей сети 127, 220 В. Наибольший выпрямленный ток — 5 мА; выходная одноминутная мощность высоковольтного трансформатора 2 кВА. Время работы под нагрузкой (с кенотронной приставкой) — 10 мин.; интервал между включениями — 3 мин.; масса — 175 кг. В анодную сеть кенотрона включен блок микроамперметра с пределами измерения 200, 1000 и 5000 мкА. Испытательное напряжение измеряется вольтметром, включенным с низкой стороны трансформатора и проградуированным для эффективных значений (до 50 кВ) и максимальных значений (до 70 кВ). В кенотронный аппарат встроена защита (чувствительная и более грубая) от к.з. на стороне высокого напряжения. В комплект аппарата входят заземляющая штанга, предназначенная для снятия емкостного заряда с испытуемого объекта и его глухого заземления.
Установки АИМ-80 обеспечивает получение испытательного напряжения до 80 кВ.
В настоящее время применяются установки, в которых вместо кенотрона используются полупроводниковые высоковольтные выпрямители типа ВВК-0,05/140, ВВК-05/200 и др. Установка ВВК-0,05/140 имеет следующие технические характеристИки: максимальное выпрямленное напряжение — 70 кВ; максимальный выпрямленный ток 50 мА; максимальное обратное напряжение — 140 кВ. Габаритные размеры — диаметр 130 мм, высота 440 мм, масса 6 кг. Установка представляет собой набор диодов Д-1008 (10 кВ, 50 мА), зашунтированных конденсатором ПОВ (15 кВ) и помещенных в трубку из изоляционного материала.
Универсальный аппарат ВЧФ-4-3 предназначен для испытания электрической прочности витковой изоляции обмоток электрических машин переменного и постоянного тока мощностью 0,1 — 100 кВт и больше; обмоток роторов турбогенераторов; полюсных катушек синхронных генераторов и машин постоянного тока; обмоток силовых трансформаторов 1, 11, Ш габаритов; обмоток трансформаторов тока. Напряжение питания 220 В, потребляемая мощность до 800 ВА; выходное (регулируемое) напряжение 3000 В.
Передвижные электротехнические лаборатории на базе автошасси ГАЗ-51 (старые модели) ЭТЛ-10М предназначены для измерений и испытаний при приеме в эксплуатацию и при профилактическом обслуживании электроустановок напряжением до 10 кВ включительно, а также для сушки трансформаторного масла и электросварочных работ.

ЭТЛ-35-02 на базе автошасси ГАЗ-66 предназначены для проведения полного комплекса измерительных и испытательных работ на оборудовании подстанций 35/10 кВ мощностью до б300 кВА и электростанций, воздушных и кабельных линий до 35 кВ, а также для определения мест повреждения в кабельных линиях напряжением до 10 кВ.
Более современная из вышеперечисленных установок является лаборатория ЛВИ2Г, возможности и технические характеристики которой аналогичны передвижной лаборатории ЭТЛ-35-02.
В состав передвижных лабораторий входят прожигательные установки ПКЛС-10, ПГУ.

Сопротивление изоляции является важной характеристикой состояния изоляции электрооборудования. Поэтому измерение сопротивления производится при всех проверках состояния изоляции.
Сопротивление изоляции измеряется мегаомметром. Широкое применение нашли электронные мегаомметры типа Ф4101, Ф4102 на напряжение 100, 500 и 1000 В. В наладочной и эксплуатационной практике до настоящего времени находят применение мегаомметры типов М4100/1 — М4100/5 и МС-05 на напряжение 100, 250, 500, 1000 и 2500 В. Погрешность прибора Ф4101 не превышает ±2,5%, а приборов типа М4100 — до 1% длины рабочей части шкалы. Питание прибора Ф4101 осуществляется от сети переменного тока 127-220 В или от источника постоянного тока 12 В. Питание приборов типа М4100 осуществляется от встроенных генераторов.
Измерение изоляции осуществляется по схемам рис. 1.4.
В случае, если результат измерения может быть искажен поверхностными токами утечки, на изоляцию объекта измерения накладывается электрод, присоединяемый к зажиму Э (экран) для исключения возможности прохождения токов утечки через рамку логометра, используемого в приборах в качестве измерительного органа. При измерении сопротивления изоляции кабеля таким экраном может служить металлическая оболочка кабеля.
Перед началом измерения прибор необходимо проверить замыканием зажимов З и Л накоротко. Прибор должен показывать сопротивление 0, а при удаленной закоротке – сопротивление равно бесконечности. Непосредственно перед измерением объект измерения должен быть заземлен на 2 — 3 мин для снятия остаточных зарядов.
При измерении абсолютного значения сопротивления изоляции электрооборудования ее токоведущая часть присоединяется проводами с усиленной изоляцией (типа ПВЛ) к выводу Л мегаомметра. Вывод 3 и корпус или конструкции, относительно которых производится измерение, надежно заземляют через общий контур заземления. Сопротивление изоляции определяется показанием стрелки мегаомметра, установившейся по истечении 60 с после подачи нормального напряжения.

Рис. 1.4. Схемы измерения мегаомметром сопротивления изоляции 1. а — относительно земли; б — между токоведущими (стержнями); в — между токоведущими жилами при исключении влияния токов утечки.

Значение сопротивления изоляции в большой степени зависит от температуры.
Измерение следует производить при температуре изоляции не ниже +5°С, кроме случаев, оговоренных специально.

Изоляция электрооборудования в общем случае может быть представлена эквивалентной схемой замещения (рис. 1.5,а). Ток, протекающий в изоляции (диэлектрике) под действием приложенного напряжения, представляется на векторной диаграмме (рис. 1.5,6) активной 1А и емкостной 1С составляющими. Потери мощности в изоляции (диэлектрические потери) существенно зависят от состояния изоляции и определяются: Р = U•IA = U•I•cosφ = U•IC•tgδ = C•U2•tgδ. Таким образом потери мощности Р пропорциональны tgδ (тангенсу угла диэлектрических потерь). Измерение tgδ используют для оценки состояния изоляции независимо от массогабаритных характеристик последней. Чем больше tgδ тем больше диэлектрические потери, тем хуже состояние изоляции.
На практике tgδ измеряют в процентах.
Значение tgδ нормируется для электрооборудования и зависит от температуры и величины прикладываемого напряжения. Измерение tgδ следует производить при температуре не ниже +10°С. Для приведения измеренных значений tgδ к необходимой температуре (например, температуре при измерениях на заводе) используют поправочные коэффициенты.
Измерение tgδ производится мостами P5026, МД-16 и P595 на высоком (3 — 10 кВ) и низком напряжении. Для тангенса угла диэлектрических потерь справедливо отношение: tgδ = RХ/ХСХ = ω•RХ•СХ (см. рис. 1.5). При равновесии моста имеет место равенство: ω•Rх•Cх = ω•R4•C4 (см. рис. 1.6). Таким образом измеряемый tgδ пропорционален изменяющейся для уравновешивания моста емкости С4. На этом основан принцип измерения tgδ указанными выше мостами. В табл. 1.3 представлены пределы измерения мостов.

Рис. 1.5. Эквивалентная схема замещения диэлектрика.
а — схема замещения диэлектрика; б — векторная диаграмма.

Таблица 1.3. Пределы измерения емкости измерительных мостов

Пределы измерения емкости, мкФ, при напряжении, кВ

Правила эксплуатации электропроводки

Новая электропроводка квартиры, дома или гаража, выполненная с соблюдением всех правил и норм, редко преподносит сюрпризы. Но иногда и с ней случаются проблемы, связанные с применением некачественных комплектующих, неправильной эксплуатацией. Безотказная работа электрооборудования также напрямую связана с качеством выполнения монтажных работ. Перечень типичных ошибок при монтаже:

  • Недостаточно затянутые контактные соединения.
  • Выполнение соединений недопустимыми способами (скрутки).
  • Некачественные соединения из-за несоблюдения технологии их выполнения (пайка без флюса, обжим наконечников пассатижами вместо пресса).
  • Порезы изоляции при разделке кабелей.
  • Применение комплектующих с классом защиты, не соответствующим помещению (применение негерметичных светильников, розеток или коробок при монтаже на улице или в ванной).
  • Прокладка кабельных линий в местах, запрещенных для этого.
  • Недостаточная механическая защита кабелей (монтаж без металлорукавов, проход в стене без трубы).
  • Повреждения изоляции кабелей при прокладке.
  • Завышение или занижение номинальных токов защитных устройств (автоматических выключателей или УЗО).
  • Игнорирование требований правил о наличии нулевого защитного проводника в кабельной линии. Известны случаи, когда РЕ проводники после монтажа оказывались не подключенными к розеткам или светильникам, или не соединялись между собой в коробках.
  • Нет связи с шиной РЕ корпусов светильников, заземляющих контактов розеток, корпуса вводного (распределительного, учетного) щитка.
  • Нет системы уравнивания потенциалов.
  • Неправильное подключение PEN-проводника при вводе в здание (соединяется с шиной РЕ, а не N). Читайте статью про нулевые проводники статьи: «Изготовление системы дополнительного уравнивания потенциалов» и «Системы заземлений: TN-С, TN-C-S, TN-S, ТТ, IT».

Если вы меняете электропроводку самостоятельно или монтируете новую, этот перечень поможет не допустить ошибок. При монтаже наемными электриками он поможет заострить внимание на проблемных моментах. К сожалению, монтажники допускают эти ошибки и недочеты или относятся халатно к своим обязанностям.

Розетка с оплавленным корпусом

Общие правила эксплуатации электропроводки

Чтобы исключить проблемы, возникающие при эксплуатации электропроводки, соблюдайте ряд правил:

  • Вытягивая вилку, придерживайте корпус розетки рукой. Со временем крепления ослабевают, и вы вырвете розетку вместе с проводами.
  • Если при вытягивании вилки из розетки вы заметили искрение или усилие при коммутации ослабело, поменяйте розетку, не дожидаясь, пока вилка к ней не приплавится.
  • При срабатывании защитного устройства примите меры к поиску места повреждения, а не устраняйте его многократным включением автомата или УЗО (Подробнее про УЗО читайте статью: «Устройство защитного отключения (УЗО): принцип действия и классификация»). Короткое замыкание само собой не исчезнет.
  • Не перегружайте сеть. При покупке нового электроприбора оцените его мощность и возможность подключения совместно с уже имеющимися.
  • Не пользуйтесь удлинителями для постоянного подключения мощных бытовых приборов: электронагревателей, стиральных или посудомоечных машин, электроплиток. Для них смонтируйте отдельные линии питания с защитой персональными автоматами и (или) УЗО.
  • При наличии в вилке электроприбора вывода для подключения к заземляющему контакту, используйте для подключения только соответствующие розетки.
  • Перед тем, как просверлить отверстие в стене, убедитесь, что в этом месте не проложены кабели. Перед сверлением отключите питание розеток и выключателей в этой комнате, подключив дрель или перфоратор от другой розетки. Если предстоят работы по сверлению большого количества отверстий, пригласите специалиста с искателем электропроводки. Он укажет вам ее точное расположение, и вы в нее не попадете. В противном случае придется потратиться на замену кабелей в стене.
  • Не оставляйте включенные приборы без присмотра.
  • При появлении запахов горелой изоляции или дыма немедленно отключите все электроприборы и питание квартиры (дома, гаража). Примите меры к обнаружению источника запаха. При пожаре немедленно отключите питание – это поможет минимизировать последствия и позволит пожарным немедленно приступить к работе.
  • При запахе газа не включайте и не выключайте электроприборы и освещение. Отключите питание квартиры только в том случае, если в месте расположения коммутационного аппарата газом не пахнет. Это поможет избежать взрыва.
  • При исчезновении напряжения не прикасайтесь к токоведущим частям, на которых оно пропало, в процессе поиска причины. Если отключение связано не с неисправностью в вашей электропроводке, напряжение появится в любой момент.

Соблюдение этих правил позволит избежать неприятностей, которые постоянно происходят в квартирах и частных домах.

Эксплуатация старой электропроводки: инструкция

При эксплуатации старой электропроводки проблем намного больше. Лучше ее поменять на новую, но это связано:

  • с материальными затратами;
  • с массой неудобств при монтаже;
  • необходимостью после замены сразу же начинать косметический ремонт помещений;
  • требуется четкий план расположения электроприборов, который при вселении в новую квартиру составить сложно (мебель, сантехника и кухонная техника приобретается постепенно).

Бюджетный вариант замены электропроводки включает в себя поэтапную плановую реконструкцию помещений в квартире. В этом случае средства затрачиваются порционно, приобретение материалов распределяются на месяцы. Заранее продуманный план работ выполняется в кратчайшие сроки в пределах одной комнаты (кухни, ванной) за время отпуска или праздников.

Тем не менее, оставшееся время до ремонта со старой электропроводкой приходится жить. Чтобы максимально оградить себя от неприятностей, при въезде в квартиру нужно:

  1. Заранее поменяйте розетки в квартире, желательно – на сдвоенные (блочные). При неудовлетворительном состоянии монтажных коробок замените их. Проверьте состояние изоляции проводов в коробках, восстановите ее там, где это нужно.
  2. Поменяйте и выключатели. Если они не требуют замены, отревизируйте (хотя бы подтяните) контактные соединений и осмотрите провода.
  3. Проверьте качество подключения светильников. Нередко под потолком соединения выполнены скрутками, соединяющими медные и алюминиевые провода. Разберите светильники и осмотрите состояние патронов и проводников внутри них. Патроны со слабыми или оплавленными контактами замените. Энергосберегающие и светодиодные лампочки устанавливайте только в исправные светильники.
  4. Если в соединительные коробки возможен доступ без разрезания обоев, осмотрите и их. Критерии те же – исправная изоляция и надежные контактные соединения.
  5. При осмотре обратите внимание на соединения проводов. Недопустимо два вида соединений, выполненных при помощи скруток: медных проводов с алюминиевыми и гибких с жесткими. Не важно, какой ток нагрузки через них проходит – они везде должны соединяться правильно.
  6. В местах массового подключения электроприборов установите дополнительные розетки. Можно установить их на стене снаружи или заделать в стену, подключить шлейфом к существующим или протянуть кабель в ближайшую коробку в кабель-канале. Но это будет лучше, чем пользоваться удлинителем. Его провод уязвим, так как находится на полу, и может быть поврежден механически. К тому же розетки у удлинителей не всегда оказываются качественными, а сечение проводов – достаточным. При коротком замыкании провод удлинителя ограничивает ток, делая его недостаточным для правильного срабатывания автоматических выключателей. Это приводит к пожару.

Удлинитель может стать причиной пожара
Осмотрите электрооборудование распределительного щитка. Если в нем установлены устаревшие автоматические выключатели, корпуса которых выполнены из карболита (черного цвета) – замените их новыми, современными. Старые выключатели не всегда находятся в работоспособном состоянии, а некоторые модели защищают электропроводку только от перегрузки.

Этажный распределительный щит со старыми автоматами

  • Стиральную машину, электроплиту, бойлер, кондиционер подключайте только отдельным кабелем, защищенным персональным автоматическим выключателем. Точка подключения – распределительный щиток.
  • Электрические Контакты
    — причина неисправностей электропроводки.

    Тема — Электрические Контакты — причина неисправностей электропроводки.

    Начиная данную статью, следует заметить, что ремонт электрической проводки в доме или квартире по большому счёту можно свести к нахождению и последующему устранению неполадок, связанных с электрическими контактами. Думаю, каждый из нас слышал фразу: «Электрика – это наука об электрических контактах». Как не показалось бы странным, но действительно, это так, поскольку все неисправности электрической проводки напрямую связаны, именно с электрическими контактами.

    А именно: отсутствие контакта или плохой контакт, а может и наоборот, возникновение электрического контакта в том месте, где его вовсе не должно быть (это, как Вы поняли — короткое замыкание). Давайте с Вами подробней рассмотрим данные проблемы, связанные с электрическими контактами – основные причины появления и вероятные неисправности электрической проводки, к которым они скорей всего приведут впоследствии.

    1) Плохой контакт — главной причиной появления плохого электрического контакта на токопроводящих частях электрической проводки чаще всего служит малая степень их сжимающейся упругости, то есть — ослабленный контакт. Данная разновидность неисправности электрической проводки весьма часто появляется в силу чрезмерной электрической нагрузки при разогреве электрических скруток, сделанных обычно из алюминиевых проводов (алюминий обладает свойством текучести под действием давления и нагрева). Чередование нагрева и остывания подобной электропроводки (из алюминиевых проводов) влияет на их упругость, а это, в свою очередь, отражается на упругости электрического соединения – скрутке проводов.

    Несовместимость проводов (электрохимическая). Пожалуй, сейчас многие люди знают, что алюминиевые и медные электрические провода без специальных клеммников и разделительных металлических пластин соединять между собой нельзя. А дело в том, что поверхность этих разных металлов (точнее окисные плёнки) меди и алюминия, имеют совсем разные электрохимические свойства, которые в значительной степени ухудшают электрическую проводимость данного электрического контакта.

    Плохой электрический контакт также легко может образоваться по причине некачественных электромонтажных работ, проводимых на скорую руку, при недостаточной протяжке соединительных клемм розеток, автоматов, выключателей, и т.д.

    2) Отсутствие электрического контакта — данный вид неисправности электрической проводки вполне может быть результатом как некачественного контакта, предположим, когда перегорают контакты либо же электрические провода из-за чрезмерного перегрева, так и повреждения механического характера токонесущих проводов. Механическое повреждение встречается весьма редко, но случается, как правило, при ремонте помещений, в случае, когда непреднамеренно перебивается силовой провод электрической проводки.

    3) Электрическое короткое замыкание – также одна из проблем электрических контактов, поскольку это возникновение контакта в том месте, где его не должно изначально быть. Короткое замыкание происходит при неаккуратных и случайных действиях во время проведения ремонта, неверном обращении с электрическим инструментом и т.д, но наиболее чаще, бывает итогом нарушения диэлектрической защитной изоляции проводов, токоведущих частей, в силу устаревания либо чрезмерного перегрева.

    И так, все вышеперечисленные проблемы электрических контактов легко могут стать причиной не только выхода из строя электрической проводки, частичному или же полному обесточиванию вашего дома и квартиры, но и даже к пожару. Распространены случаи появления пожаров, когда основной причиной служит электрическое короткое замыкание проводки либо нагревающейся электрический контакт.

    Обслуживание и ремонт электропроводки

    Перегрузки в электрической сети приводят к нагреванию проводов и кабелей выше допустимой для них температуры по условиям безопасности и надежности.

    Для проводов и кабелей с резиновой и пластмассовой изоляцией ПУЭ устанавливают наибольшую допустимую температуру нагрева +65°С при длительной токовой нагрузке. Допустимые токовые нагрузки зависят от сечения проводника, его конструктивного исполнения, условий охлаждения и способа прокладки.

    При перегрузках в электричсекой сети происходит старение изоляции проводников: высыхает, растрескивается и осыпается резина, оплавляется и размягчается пластмассовая изоляция и оболочка, обугливается бумажная оплетка и т.д. Ослабление изоляции со временем приводит к коротким замыканиям между токоведущими жилами проводников.

    Приводить к коротким замыканиям может также неисправность выключателей, штепсельных розеток, ненадежное соединение в ответвительных коробках, механическое повреждение провода в результате небрежного обращения, неисправность бытовых электроприборов, не имеющих защиты и т.д.

    Для защиты электропроводки при ненормальных зежимах служат аппараты защиты, автоматически отключающие электрическую цепь при повреждении, пробочные предохранители, предохранители автоматические резьбовые (ПАР) и автоматические выключатели (автоматы).

    Все элементы электропроводки- установочные изделия, провода, кабели, аппараты защиты и др.- рассчитаны на длительный срок эксплуатации, однако со временем они изнашиваются, стареют и выходят из строя. Поэтому электропроводка и ее элементы должны периодически осматриваться и проверяться: не реже 1 раза в 2 года — в помещениях с нормальной средой и 1 раза в год -в остальных. Обнаруженные неисправности должны быть немедленно устранены.

    Неисправности и повреждения в электропроводке и ее элементах могут возникнуть из-за небрежного обращения, некачественного выполнения монтажных работ, при физическом износе проводов и кабелей в результате длительного срока эксплуатации.

    Выключатели, у которых отломались пружинящие контактные пластины или металлокерамические нанайки, появились трещины в крышках, ремонту не подлежат, их следует заменить сразу же.

    В штепсельных розетках со временем ослабевают пружины, сжимающие контактные гнезда, в результате чего штепсельное соединение греется, а контакты покрываются нагаром и оплавляются. Чтобы обеспечить надежную работу штепсельного соединения, необходимо заменить пружины и обеспечить контакт, при котором штифты штепсельных вилок плотно держатся в гнездах розетки. Если запасных сжимных пружин нет, розетки следует заменить. Это надо сделать и при наличии трещин и сколов в основании и крышке.

    Иногда при выдергивании штепсельной вилки из скрытой розетки выпадает вся розетка вместе с проводами. Оставлять ее в таком виде нельзя. Нельзя также пытаться вставить розетку в коробку, не обесточив сеть — это может привести к травмам. При закреплении штепсельной розетки в коробке необходимо следить, чтобы провода не попали под распорные лапки. Винты крепления лапок надо завинчивать поочередно и равномерно. Кроме того, извлекая штепсельную вилку из розетки, необходимо другой рукой придерживать крышку розетки. Это предохранит розетку от расшатывания в коробке или на опорном основании.

    При осмотре квартирных щитков необходимо контролировать состояние контактов в местах присоединения проводов. Ненадежное соединение приводит к нагреву и обгоранию контактов, разрушению изоляции и последующему искрению. Такие контакты необходимо своевременно очистить от копоти, наплыва металла и туго затянуть.

    Автоматические выключатели и плавкие вставки предохранителей должны соответствовать нагрузкам и сечениям проводов и кабелей. На контактных поверхностях предохранителей не должно быть следов окиси, грязи, пыли.

    Аппараты защиты с поврежденными корпусами или при отказе в работе ремонту не подлежат, их необходимо заменить.

    В квартирных щитках, имеющих шкафы, должны быть исправные замки, надежное уплотнение дверей. Не разрешается хранить в этих шкафах посторонние предметы.

    Электросчетчики не должны иметь повреждений корпуса, смотровых стекол, клемных крышек и т.д.

    Шкафы, аппараты защиты и все доступные места должны регулярно очищаться от пыли и грязи. При осмотре внутренних электропроводок проверяются натяжение и закрепление проводов и кабелей. Обвисшие и незакрепленные провода и кабели должны быть подтянуты и надежно закреплены.

    Поврежденные ролики, изоляторы, изоляционные трубки, фарфоровые воронки и втулки немедленно заменяют. При этом работы производятся в соответствии с нормами и правилами для данного вида проводки и способа прокладки. Как правило, заменяется поврежденная проводка на участке от ближайшего ответвления в коробке или изолирующей опоре до места повреждения.

    Заново проложенный провод присоединяют в тех же точках электропроводки, где подсоединения были до ремонта.

    При контроле наружных электропроводок и вводов ответвлений от воздушной линии проверяют наличие ожогов, сколов и трещин на изоляторах; обрывы и оплавление жил проводов, целостность вязок, состояние соединений; натяжение проводов и соответствие по ПУЭ расстояний между ними, проводами и землей, проводами и строительными конструкциями; состояние опор; не представляют ли опасность ветви деревьев, находящихся вблизи проводов.

    Не реже 1 раза в 3 года производят проверку изоляции сети мегомметром напряжением 500 или 1000 В.

    Сопротивление изоляции измеряется между каждым проводом и землей, а также между каждыми двумя проводами при отключенной сети. Лампы при измерении сопротивления изоляции должны быть вывинчены, а выключатели включены.

    Наименьшее сопротивление изоляции — 0,5 мОм. При проверке сопротивления изоляции надо обращать внимание на целостность и исправность заземляющих проводов. Если сопротивление изоляции проводов меньше 0,5 мОм, необходимо определить причину и исправить поврежденный участок или элемент проводки.

    При проверке определяют и необходимость капитального ремонта электропроводки, общее техническое состояние проводов и кабелей, крепежных изделий и т.д.

    Основными показателями при этом являются:

    1) сопротивление изоляции проводов и кабелей менее 0,5 мОм и утечка тока более 20 мА;

    2) низкая механическая прочность изоляции токопроводящих жил (высыхание, растрескивание, осыпание, хрупкость);

    3) перегрев провода, кабеля и соединений при нагрузках в сети, близких к номинальным.

    Работы, связанные с осмотром электропроводок и электроустановок и их ремонтом, должны выполняться при строгом соблюдении правил техники безопасности.

    Добавить комментарий