Устройства управления и сигнализации разъединителей отделителей и короткозамыкателей


СОДЕРЖАНИЕ:

Устройства управления и сигнализации разъединителей отделителей и короткозамыкателей

2.2.15. Выключатели и их приводы должны иметь указатели отключенного и включенного положений.

На выключателях со встроенным приводом или с приводом, расположенным в непосредственной близости от выключателя и не отделенным от него сплошным непрозрачным ограждением (стенкой), допускается установка одного указателя — на выключателе или на приводе. На выключателях, наружные контакты которых ясно указывают включенное положение, наличие указателя на выключателе и встроенном или не отгороженном стенкой приводе необязательно.

Приводы разъединителей, заземляющих ножей, отделителей, короткозамыкателей и другого оборудования, отделенного от аппаратов стенкой, должны иметь указатели отключенного и включенного положений.

Все приводы разъединителей, отделителей, короткозамыкателей, заземляющих ножей, не имеющих ограждений, должны иметь приспособления для их запирания как во включенном, так и в отключенном положении.

РУ, оборудованные выключателями с пружинными приводами, должны быть укомплектованы приспособлениями для завода пружинного механизма.

2.2.17. Оборудование РУ должно периодически очищаться от пыли и грязи.

2.2.18. Блокировочные устройства распределительных устройств, кроме механических, должны быть постоянно опломбированы. Персоналу, выполняющему переключения, самовольно деблокировать эти устройства не разрешается.

Масляные выключатели должны быть оборудованы устройствами электроподогрева днищ баков и корпусов, включаемых при понижении температуры окружающего воздуха ниже допустимой. Значения температур, при которых должны осуществляться ввод в действие и вывод из работы электроподогревателей, устанавливаются местными инструкциями с учетом указаний заводов — изготовителей электрооборудования.

2.2.23. Резервуары воздушных выключателей и других аппаратов, а также воздухосборники и баллоны должны удовлетворять установленным требованиям.

2.2.24. Шарнирные соединения, подшипники и трущиеся поверхности механизмов выключателей, разъединителей, отделителей, короткозамыкателей и их приводов должны смазываться низкозамерзающими смазками, а масляные демпферы выключателей и других аппаратов — заполняться маслом, температура замерзания которого должна быть не менее чем на 20 град. С ниже минимальной зимней температуры наружного воздуха.

2.2.23. Резервуары воздушных выключателей и других аппаратов, а также воздухосборники и баллоны должны удовлетворять установленным требованиям.

2.2.24. Шарнирные соединения, подшипники и трущиеся поверхности механизмов выключателей, разъединителей, отделителей, короткозамыкателей и их приводов должны смазываться низкозамерзающими смазками, а масляные демпферы выключателей и других аппаратов — заполняться маслом, температура замерзания которого должна быть не менее чем на 20 град. С ниже минимальной зимней температуры наружного воздуха.

2.2.27. Осушка сжатого воздуха для коммутационных аппаратов должна осуществляться термодинамическим способом.

Требуемая степень осушки сжатого воздуха обеспечивается при кратности перепада между номинальным компрессорным и номинальным рабочим давлением коммутационных аппаратов не менее двух — для аппаратов номинальным рабочим давлением 2 МПа (20 кгс/см2) и не менее четырех — для аппаратов номинальным рабочим давлением (2,6 — 4,0) МПа (26 — 40 кгс/см2).

В целях уменьшения влагосодержания рекомендуется дополнительно применять адсорбционные методы осушки сжатого воздуха.

Днища воздухосборников и спускной вентиль должны быть утеплены и оборудованы устройством электроподогрева, включаемым при удалении влаги на время, необходимое для таяния льда при отрицательных температурах наружного воздуха.

Удаление влаги из конденсатосборников групп баллонов давлением 23 МПа (230 кгс/см2) должно осуществляться автоматически при каждом запуске компрессора. Во избежание замерзания влаги нижние части баллонов и конденсатосборники должны быть размещены в теплоизоляционной камере с электроподогревателем, за исключением баллонов, установленных после блоков очистки сжатого воздуха (далее — БОВ). Продувка влагоотделителя БОВ должна производиться не реже 3 раз в сутки.

Проверка степени осушки — точки росы воздуха на выходе из БОВ должна производиться 1 раз в сутки. Точка росы должна быть не выше минус 50 град. С при положительной температуре окружающего воздуха и не выше минус 40 град. С — при отрицательной.

2.2.29. Внутренний осмотр и гидравлические испытания воздухосборников и баллонов компрессорного давления должны проводиться в соответствии с установленными требованиями. Внутренний осмотр резервуаров воздушных выключателей и других аппаратов должен производиться при капитальных ремонтах.

2.2.30. Сжатый воздух, используемый в воздушных выключателях и приводах других коммутационных аппаратов, должен быть очищен от механических примесей с помощью фильтров, установленных в распределительных шкафах каждого воздушного выключателя или на питающем привод каждого аппарата воздухопроводе.

2.2.31. У воздушных выключателей должна периодически проверяться работа вентиляции внутренних полостей изоляторов (для выключателей, имеющих указатели).

2.2.32. Влажность элегаза в КРУЭ, элегазовых выключателей должна контролироваться первый раз не позднее чем через неделю после заполнения оборудования элегазом, а затем 2 раза в год (зимой и летом).

2.2.33. Контроль концентрации элегаза в помещениях КРУЭ и ЗРУ должен производиться с помощью специальных течеискателей на высоте 10 — 15 см от уровня пола.

2.2.34. Утечка элегаза не должна превышать 3% от общей массы в год. Необходимо принять меры по наполнению резервуаров элегазом при отклонении его давления от номинального.

Проводить операции с выключателями при пониженном давлении элегаза не допускается.

2.2.35. Вакуумные дугогасительные камеры (далее — КДВ) должны испытываться в объемах и в сроки, установленные инструкциями заводов — изготовителей выключателей.

При испытаниях КДВ повышенным напряжением с амплитудным значением свыше 20 кВ необходимо использовать экран для защиты от возникающих рентгеновских излучений.

Испытания разъединителей, короткозамыкателей и отделителей

Перед проведением испытания разъединители, короткозамыкатели и отделители, основная функция которых – обеспечение видимого разрыва для безопасного проведения работ, подвергаются визуальному осмотру. Операции с этой группой коммутационных аппаратов производятся без нагрузки.

Особенностью разъединителя считается наличие безопасного расстояния между противоположными контактами цепи в течение времени проведения работ. Ничто не должно создавать нарушение диэлектрической целостности видимого промежутка.

Важно: до проведения испытаний разъединителей, короткозамыкателей и отделителей особое внимание необходимо уделить осмотру контактного соединения и состоянию изоляции. Если внешний осмотр показал неудовлетворительные результаты: сколы изоляторов, нагар, перекос контактного соединения, неравномерности зазоров, плохой ход контактных ножей – производится ремонт или замена аппарата.

Основные этапы проведения испытаний разъединителей, короткозамыкателей и отделителей

  1. Традиционное для всех типов испытаний разъединителей, короткозамыкателей и отделителей – измерение сопротивления основной изоляции, используется мегаомметр с пределом напряжения на 2500В;
  2. Проверка подачей на испытуемый объект повышенного напряжения частотой 50 Гц с предварительной очисткой поверхности от грязи и пыли (без напряжения). Для проверки используется напряжение линии питающей сети с обязательным визуальным контролем для определения дуги, искрения, коронации, с обязательным слежением за величиной по приборам, время подачи — 1 мин;
  3. Измерение омического сопротивления контактов для всех классов напряжения постоянному току, должно быть строго определенной величины;
  4. Измерение усилия вытягивания подвижных (втычных) контактов из других неподвижных контактов (губок), замер осуществляется контактным давлением, определяется отсутствием смазки на контактах;
  5. Проверка работы с помощью неоднократных действий по включению аппарата;
  6. Обязательная проверка механических блокировок, препятствующих ошибочным действиям обслуживающего персонала при производстве переключений;
  7. Разъединители, короткозамыкатели и отделители проверяются на время включения, у отделителя фиксируется время отключения, показатели должны соответствовать времени, установленному заводом-изготовителем;
  8. С появлением современных тепловизионных устройств, при подаче на коммутационный аппарат напряжения и рабочей нагрузки, по требованию заказчика используют тепловизионную проверку.

Преимущества сотрудничества с электролабораторией «Электрозамер»

Подготовленные квалифицированные специалисты компании «Элетрозамер» обладают длительным опытом работы и современным оборудованием. Так, для проверки герметичности коммутационного оборудования с элегазовой изоляцией предусмотрены специальные установки, которые способны выявить даже скрытые дефекты. Возможность оборудования выполнять проверку технологических операций в автоматическом режиме позволяет сохранить высочайшее качество и точность испытаний.

Компания «Электрозамер» проводит испытания разъединителей, короткозамыкателей и отделителей во всех регионах России, за долгий период работы специалисты компании приобрели репутацию экспертов в своем деле. Высокий сервис, бесплатные консультации, для оперативного решения проблем – выезд к месту эксплуатации установки.

Методика испытаний разъединителей, короткозамыкателей и отделителей

1. Измерение сопротивления изоляции.

Измерение сопротивления изоляции подвижных частей разъединителей, выполненных из невлагостойких материалов, производится подключением мегаомметра к отсоединенной от ножей тяге и к подвижным металлическим частям. В случае невозможности отсоединить тягу измерение производится при отключенном разъединителе подсоединением мегаомметра к ножам, но после тщательной протирки и проверки изоляторов, связанных с ножами, во избежание отрицательного влияния их на результаты измерения.

Измерение сопротивления изоляции многоэлементных изоляторов проводится для каждого элемента в отдельности и сопротивление каждого изолятора не должно быть менее 300 МОм.

Проверяется изоляция от «земли» ножа короткозамыкателя, работающего совместно с отделителем, проверка целости изоляторов и изолирующего элемента производится мегаомметром при отсоединенной заземляющей шине.

Сопротивление изоляции не нормируется.

Измеряется сопротивление изоляции вторичных цепей и электромагнитов управления, проводятся мегаомметром 1000-2500 В и должно быть не менее 1 МОм.

2. Испытание изоляции повышенным напряжением частоты 50 Гц.

Испытания основной изоляции состоят из одноэлементных опорных или опорно-стержневых изоляторов испытывается согласно табл. 1.

Класс напряжения, кВ До 0,69 3 6 10 15 20 35
Фарфоровая изоляция 1 24 32 42 55 65 95

Время испытания для керамических (фарфоровых) изоляторов 1 мин., для твердой органической изоляции 5 мин.

При наличии на одной стороне разъединителей эксплуатационного напряжения или при недостаточных конструктивных расстояниях между токоведущими частями разъединителей значение испытательного напряжения может быть снижено на 20¸30 %.

Изоляция включает нагрузки на номинальное напряжение 6 кВ, испытывается повышенным напряжением 29 кВ, а выключателей нагрузки 10 кВ – напряжением 32 кВ.

Продолжительность испытания 1 мин.

Испытательное напряжение для вторичных цепей принимается равным 1000 В переменного напряжения или испытывается мегаомметром 2500 В в течении 1 мин.

3. Измерение сопротивления постоянному току.

3.1. Измерение сопротивления контактной системы разъединителей и отделителей проводится между точками «контактный вывод – контактный ввод» производится микрометром Ф 415, двойным мостом или методом амперметра-вольтметра. Измерение производится для всей цепи фазы.

Предельно допустимые значения сопротивления контактных систем разъединителей приведены в табл. 2.

Тип разъединителя Номинальное напряжение, кВ Номинальный ток, А Допустимое значение сопротивления, мкОм
РНЛОстальные типы 35-110все классы напряжений 600600

1500-2000

220205

3.2. Измерение сопротивления обмоток электромагнитов управления отделителей и короткозамыкателей.

Измерение производится мостом ММВ и результаты измерений должны соответствовать заводским нормам.

4. Измерение контактных давлений в разъемных контактах.

Измерение производится динамометром.

Результаты измерений должны соответствовать заводским данным.

5. Определение временных характеристик.

Для определения времени включения и отключения используется установка К 513.

Время включения короткозамыкателя отсчитывается от момента подачи импульса на включение до замыкания силовых контактов и должно составлять для короткозамыкателей 35 и 110 кВ 0,4 с ± 10 %.

Время отключения отделителей отсчитывается от момента подачи импульса на отключение до размыкания контактов силовой цепи. Время отключения отделителей 35 кВ составляет 0,5 с ± 10 %, отделителей 110 кВ — 0,7 с ± 10 %.

В целом результаты измерений должны соответствовать заводским данным.

6. Проверка работы разъединителя, отделителя и короткозамыкателя.

Аппараты с ручным управлением проверены выполнением 5 операций включения.

Аппараты с дистанционным управлением проверены выполнением 5 операций включения и такого же числа операций отключения при номинальном напряжении на выводах электромагнитов и электродвигателей управления.

Испытания должны проводиться с присоединенными проводами первичной коммутации.

7. Проверка работы механической блокировки.

Блокировка не позволяет оперировать главными насосами при включенных заземляющих и наоборот.

8. Оформление результатов испытаний и измерений.

Выявление заводских, конструктивных и монтажных дефектов оборудования на основании результатов испытаний.

НТД и техническая литература:

  • Межотраслевые правила по охране труда (ПБ) при эксплуатации электроустановок. ПОТ Р М — 016 — 2001. — М.: 2001.
  • Правила устройства электроустановок Глава 1.8 Нормы приемосдаточных испытаний Седьмое издание
  • Объем и нормы испытаний электрооборудования. Издание шестое с изменениями и дополнениями — М.:НЦ ЭНАС, 2004.
  • Наладка и испытания электрооборудования станций и подстанций/ под ред. Мусаэляна Э.С. -М.:Энергия, 1979.
  • Сборник методических пособий по контролю состояния электрооборудования. — М.: ОРГРЭС, 1997.

Назначение отделителей и короткозамыкателей. Условное графическое обозначение. Основные параметры. Типовые конструктивные исполнения.

Разъединители — это аппараты, предназначенные для включения и отключения участков электрических цепей под напряжением при отсутствии нагрузочного тока. Они применяются во всех высоковольтных установках для обесточивания какого-либо участка цепи, а также для выполнения переключений и выбора нужной схемы. Все операции с разъединителями, как правило, производятся при обесточенных цепях. Как элемент техники безопасности разъединитель может применяться и в низковольтных установках, в которых для этих целей обычно используются рубильники без гашения.
Разъединители изготовляются как для внутренней, так и для наружной установки на всю шкалу токов и напряжений. Они могут выполняться как трехполюсными на общей раме (обычно при напряжении до 35 кВ), так и в однополюсном исполнении (при более высоких напряжениях). При напряжении свыше 35 кВ требуемые расстояния между фазами достаточно велики и общая рама становится чрезмерно громоздкой и тяжелой.
Основным элементом разъединителя являются его контакты. Они должны надежно работать в номинальном режиме, а также при перегрузках и сквозных токах короткого замыкания. Нагрев, динамическая и термическая стойкость, электрическая и механическая прочность изоляции являются главными вопросами расчета и конструирования разъединителей. В разъединителях применяются высокие контактные нажатия. При больших токах контакты выполняют из нескольких (до восьми) параллельных пластин, используют пластины прямоугольного, швеллерного и круглого сечений. Для обеспечения высокой электродинамической устойчивости широко применяются электромагнитные и электродинамические компенсаторы (часто говорят «замки»).
Разъединители оборудуют ручным, электродвигательным или пневматическим приводом. Разъединители на малые токи при напряжениях до 35 кВ могут управляться вручную с помощью изоляционной штанги. Наибольшее распространение при номинальных токах до 3 000 А включительно получил ручной рычажный привод; при токах свыше 3 000 А — ручной червячный привод. Электродвигательные и пневматические приводы используются для управления тяжелыми разъединителями, когда ручное управление затруднено или невозможно, а также при дистанционном или автоматизированном управлении.
Во избежание размыкания контактов разъединителя под током, которое может привести к крупным авариям и несчастным случаям, разъединитель всегда блокируют с выключателем. Блокировка допускает оперирование разъединителем только при отключенном выключателе. По исполнению блокировка может быть механической, механически-замковой или какой-либо другой.
Основное различие конструкций разъединителей состоит в характере движения подвижного контакта.
Пример выполнения разъединителя рубящего типа для внутренней установки приведен на рис. 4.1. Аналогичные конструкции в одно- и трехполюсном исполнениях выпускаются на напряжения до 35 кВ и токи до 6 кА.

Рис. 4.1. Разъединитель для внутренней установки (6. 10 кВ, 400. 600 А): 1 — неподвижный контакт; 2 — подвижный контакт (нож); 3 — ось; 4 — подшипник; 5 — стальные пластины; 6 — вилка; 7 — пружины; 8 — изолятор
Полюс разъединителя состоит из неподвижных контактов 1 с выводами, укрепленных на опорных изоляторах 8. Подвижный контакт (нож) 3 представляет собой две прямоугольные пластины, охватывающие неподвижные контакты и вращающиеся на оси 3. Ось укреплена в подшипнике 4. Контактное нажатие обеспечивают пружины 7, которые действуют через стальные пластины 5, шарнирно закрепленные на оси. Минимальное расстояние между пластинами в отключенном положении фиксируется дистанционной втулкой. Подвижный контакт снабжен вилкой 6 для соединения с приводом. Все полюсы монтируются на одной стальной плите или раме и имеют общий привод.
Стальные пластины 5 являются одновременно электромагнитным компенсатором электродинамических сил при токах короткого замыкания. Магнитный поток, который охватывает подвижный контакт, замыкаясь через указанные пластины, стремится стянуть их.

Рис. 4.2. Элегазовый короткозамыкатель (110 кВ):

1 — фарфоровый цилиндр; 2, 3 — контакты; 4 — сильфон; 5 — тяга
Отделитель — это аппарат, который под действием устройств защиты быстро автоматически отключает поврежденные участки электрической цепи в момент отсутствия в ней тока, т.е. в период бестоковой паузы АПВ, создаваемой выключателем, установленным на питающем конце линии. Если у обычного разъединителя скорость отключения мала, то в отделителе процесс отключения длится 0,5. 1,0 с. В основу конструкции отделителя положен разъединитель, на тяге которого размещена отключающая пружина, которая в сжатом (заведенном) состоянии удерживается защелкой. При подаче напряжения на расцепляющий электромагнит защелка освобождает пружину, в результате чего отделитель срабатывает.
Короткозамыкатель — это аппарат, предназначенный для создания под действием устройств защиты быстрого автоматического короткого замыкания электрической цепи при повреждениях в ней. Конструктивно короткозамыкатель представляет собой разъединитель с быстродействующим приводом. Наиболее перспективным в настоящее время является элегазовый короткозамыкатель (рис. 4.2). Его контакты 2 и 3 расположены в фарфоровом цилиндре 1. Давление элегаза внутри цилиндра составляет 0,5 МПа. Привод подвижного контакта осуществляется тягой 5.

Сильфон 4 обеспечивает герметизацию аппарата, время срабатывания которого в 4—5 раз меньше, чем у обычных короткозамыкателей.
На высоковольтных подстанциях входной выключатель В2 может заменяться отделителем О в комбинации с короткозамыкателем Кз. Такая замена позволяет существенно упростить и удешевить защитную установку, не ухудшая ее надежности. От отделителя требуется быстродействие, чтобы он успел за время бестоковой паузы цикла АПВ полностью отключить цепь.

Задача 1. Однофазный двухобмоточный трансформатор номинальной мощностью Sном и номинальным током вторичной цепи I2ном при номинальном вторичном напряжении U2ном имеет коэффициент трансформации k, при числе витков в обмотках ω1 и ω2. Максимальное значение магнитной индукции в стержне Вmax, а площадь поперечного сечения этого стержня Qст; ЭДС одного витка Eвит, частота переменного тока в сети f=50 Гц. Значения перечисленных параметров приведены в таблице 1. Требуется определить не указанные в этой таблице значения параметров для своего варианта.

Таблица 1- Исходные данные для задачи 1

Параметры Вариант
Sном, кВА
U2ном, В
ω1
ω2
k 9,55
Евит, В
Qст, м 2
Вmax, Тл 1,55
I2ном, А

1. При заданном коэффициенте трансформации определяем число витков в первичной обмотке трансформатора:

2. Номинальный ток вторичной обмотки трансформатора:

3. Площадь поперечного сечения стержня сердечника выражаем из формулы максимального значения основного магнитного потока:

При этом, номинальное вторичное напряжение трансформатора:

где kс=0,93…0,95 – коэффициент заполнения сталью стержня магнитопровода.

4. ЭДС одного витка:

Задача 2. Генератор постоянного тока независимого возбуждения мощностью Рном и напряжением Uном имеет сопротивление обмоток цепи якоря, приведенное к рабочей температуре, Σr; в генераторе применены электрографитные щетки марки ЭГ (ΔUш=2,5В). Определить номинальное изменение напряжения при сбросе нагрузки.

Таблица 2 — Исходные данные для задачи 2

Параметры Вариант
Рном, кВт
Uном
Σr, Ом 0,14

1. Ток в номинальном режиме

2. ЭДС якоря в номинальном режиме

3. Перепад напряжения

Задача 3. По таблице 4 выбрать аппараты защиты от токов короткого замыкания и длительной перегрузки асинхронных электродвигателей серии 4А. Технические характеристики аппаратов защиты приведены в таблицах 1..7 приложения 1.

Таблица 3 — Исходные данные для задачи 4

Вариант задания Тип электродвигателя Плавкие предохранители Тепловые реле Автоматические выключатели
4А80А2Y3 ПР2 РЛТ АП50

Решение: Технические характеристики электродвигателя:

n ном. = 2850 об/мин;

1. Выбор предохранителей производится по двум условиям:

а) Iном.пл.вст. ≥ Iном.; 6 А ≥ 3.3 А;

б) Iном.пл.вст. ≥ Iпуск./ α; 10 А > 19.8/2.5=7.92 A,

где Iпуск=KI∙ Iном=6∙3.3=19.8 А, α=2,5 — нормальные условия пуска электродвигателя.

Из двух приведенных условий наиболее приемлемы значение тока плавкой вставки предохранителя так как это удовлетворяет условиям пуска электродвигателя.

Следовательно, выбираем предохранители серии ПР2-15 с Iном.пл.вст.= 10 А.

2. Выбор теплового реле производителя по номинальному ток электродвигателя по условию: Iном.т.р. ≥ Iном.эл.дв.: 4.0 А ≥ 3.3 А.

Выбираем тепловое реле сер. РЛТ-1008 с диапазоном регулирования тока установки 2.4..4 А.

3. Автоматический выключатель выбираем под двум условиям:

а) Iном.т.р. ≥ (1.15..1.25)∙Iном.; 6.4 А > 1.25∙3.3 = 4.13 А;

б) Iсрб.эм.расц. ≥ 1,25∙Iпуск./ α

11∙Iном.т.р. > 1.25∙7.92 А;

где 11∙Iном.т.р. — кратность тока срабатывания электромагнитного расцепителя (отсечка)

Электромагнитный расцепитель (отсечка) выключателя не должен срабатывать при пуске электродвигателя, следовательно выбираем автоматический выключатель серии АП50-3МТ с Iном.расц.=6.4 А.

1. Шишмарев В.Ю. Автоматика. Учебник для сред. Проф. образования – М.: Академия, 2005.

2. Гордин Е.М. и др. Основы автоматики и вычислительной техники. Учебник для техникумов – М.: Машиностроение, 1978.

3. Чекваскин А.Н. и др. Основы автоматики. Учебное пособие для техникумов. М, «Энергия», 1977.

4. Стрыгин В.В. Основы автоматики и вычислительной техники. Учебное пособие для техникумов. – М.: Энергоиздат, 1981.

5. Родштейн Л.А. Электрические аппараты. Учебник для техникумов. – Л.:Энергоатомиздат, 1989

6. Цейтлин Л.С. Электропривод, электрооборудование и основы управления: учебник для техникумов – М.:Высшая школа, 1985.

1. Электрические измерение. Учебник для техникумов: под ред. В.Н. Малиновского. – М.: Энергоиздат, 1983.

2. Липкин Б.Ю. Электроснабжение промышленных предприятий и установок – М.: Высшая школа, 1981.

3. Коновалова Л.Л.Электроснабжение промышленных предприятий и установой – М.:Энергоатомиздат, 1989.

4. Елкин В.Д., Елкина Т.В. Электрические аппараты – Минск:Дизайн ПРО, 2003.

Дата добавления: 2015-08-27 ; просмотров: 472 . Нарушение авторских прав

Отделители и короткозамыкатели

а) Назначение и принцип действия. В настоящее время начинают широко применяться высоковольтные подстанции без выключателей на питающей линии. Это позволяет уде­шевить и упростить оборудование при сохранении высокой надежности. Для замены выключателей на стороне высоко­го напряжения используются короткозамыкатели и отдели­тели.

Короткозамыкатель — это быстродействующий контакт­ный аппарат, с помощью которого по сигналу релейной за­щиты создается искусственное КЗ сети.

Отделитель представляет собой разъединитель, который быстро отключает обесточенную цепь после подачи коман­ды на его привод. Если в обычном разъединителе скорость отключения мала, то в отделителе процесс отключения длится 0,5—1 с.

В качестве примера применения короткозамыкателей и отделителей на рис. 19.9 приведена схема питания от од­ной линии двух трансформатор­ных групп 77 и Т2. В схему кро­ме быстродействующих коротко­замыкателей QK1 и QK2, введе­ны отделители Q1 и Q2, которые при нормальном режиме работы замкнуты. Допустим, вследствие ухудшения изоляции трансформа­тора 77 внутри него возникают электрические разряды, которые приводят к разложению масла и выделению газа. Газовые пу­зырьки, поднимаясь вверх, приво­дят к срабатыванию газового ре­ле. По сигналу этого реле вклю­чается короткозамыкатель и в це­пи возникает искусственное КЗ. Под действием тока КЗ срабаты­вает выключатель защиты QF1

Рис. 19.9. Схема коммутации с отделителями и короткозамыкателями

и обе группы 77 и Т2 обесточиваются. С помощью релейной защиты трансформатора 77 отключается также выключа­тель QF2, после чего с некоторой выдержкой отключается отделитель Q1. Затем, так как режим искусственного КЗ оказался отключенным, снова включается выключатель QF1. Если до аварии выключатель QF4 был отключен, тс после включения выключателя QFJ он может быть вклю­чен. При этом будет восстановлено питание потребителей на шинах 10 кВ первой трансформаторной группы.

Таким образом, в этой схеме удается не ставить выклю­чатели на стороне 220 кВ трансформаторов Т1 и Т2. Одна­ко для надежной работы необходима четкая последователь­ность в работе короткозамыкателей, выключателей и отде­лителей. Иначе возможны такие тяжелые аварийные случаи, как отключение тока КЗ отделителями и др.

Эффективность такой схемы тем выше, чем больше но­минальное напряжение сети. Указанный эффект достигает­ся за счет отсутствия выключателей на стороне 35—220 кВ, а также аккумуляторных батарей и компрессорных устано­вок. Уменьшается площадь подстанции. Создается возмож­ность приближения напряжения 35—220 кВ непосредствен­но к потребителям. Сокращаются сроки строительства.

Применение отделителей и короткоза­мыкателей позволяет удешевить стоимость подстанции на 40—50 % и практически сохранить ту же надежность.

б) Конструкция короткозамыкателей и отделителей.

На рис. 19.10 представлен короткозамыкатель КЗ-110 на напряжение ПО кВ. На стальной коробке 1 установлен опорный изолятор 2. Вверху опорного изолятора расположен неподвижный контакт 3, находящийся под высо­ким напряжением. Подвижный заземленный контакт — нож 4 укреп­лен на валу 5 привода короткозамыкателя. Для создания необходимой прочности нож 4 имеет ребро жесткости 6. Основание 1 изолировано от земли и присоединяется к одному концу первичной обмотки трансфор­матора тока, второй конец которой заземлен (рис. 19.12). На вал 5 действует пружина привода, которая заводится в отключенном состоя­нии. Для включения подается команда на электромагнит привода, ко­торый освобождает защелку механизма. Под действием пружины нож перемещается в вертикальной плоскости вверх и заземляет контакт 3. Время включения такого короткозамыкателя 0,15—0,25 с.

В основу конструкции отделителя ОД-110У на ПО кВ (рис. 19.11) положен двухколонковый разъединитель с вращением ножей 1 в гори­зонтальной плоскости. Приведение в движение колонок 2 осуществляет­ся пружинным приводом 3 с электромагнитным управлением. Во вклю­-

Рис. 19.10. Короткозамыкатель Рис. 19.11. Отделитель

ченном положении пружины привода заведены. При подаче команды пружина освобождается и контакты расходятся за время 0,4—0,5 с.

Схема релейной защиты при использовании отделителей и коротко­замыкателей приведена на рис. 19.12. Короткозамыкатель 1 имеет пру­жинный привод 4. Механизм расцепления 6 привода может срабаты­вать от реле максимального тока мгновенного действия 8 и независи­мого расцепителя 10. От трансформатора тока 3 питается электромагнит 9 расцепителя отделителя 2. Отделитель отключается под действием пружины 5. При нормальной работе подстанции отделитель 2 вклю­чен, а короткозамыкатель / выключен. При внутреннем повреждении трансформатора срабатывает либо реле дифференциальной защиты КА, либо газовое реле Вг. Промежуточное реле при этом включает элект­ромагнит независимого расцепителя 10. В результате короткозамыка­тель 1 включается и через трансформатор тока 3 течет ток КЗ. Элект­ромагнит 9 включается, и его якорь // заводит пружину 12. Схема будет находиться в таком состоянии до тех пор, пока от своей защиты не отключится выключатель, установленный на стороне высокого на­пряжения 220 кВ (выключатель QF1 на схеме рис. 19.9). После отклю­чения этого выключателя ток через короткозамыкатель /ив обмотке трансформатора 3 прекратится. Электромагнит 9 обесточится, его якорь

Рис. 19.12. Схема релейной защиты при использовании отделителей и короткозамыкателей

Рис. 19.13. Элегазовый короткозамыкатель

под действием возвратной пружины освобождает защелку 7, и отдели­тель 2 размыкается. Теперь выключатель на питающем конце линии может включаться вновь. Такая схема применяется только тогда, когда выключатель срабатывает (отключается) от замедленно действующей защиты. При быстродействующей защите линии применяются другие схемы.

Описанные выше конструкции короткозамыкателей и отделителей имеют большое время срабатывания (0,5—1 с), что удовлетворяет со­временные требования к энергосистемам. В перспективе это время должно быть уменьшено до 0,08—0,12 с при напряжениях до 220 кВ. Рассмотренные аппараты не обеспечивают также достаточную надеж­ность работы при гололеде и сильных морозах. Для уменьшения вре­мени включения замыкателя и времени отключения отдели геля необ­ходимо сокращать междуконтактное изоляционное расстояние путем применения элегазозой или вакуумной среды. Более перспективным является использование элегазовых аппаратов, так как удается получить необходимую прочность при одном разрыве. Для вакуумных аппаратов необходимо включение нескольких разрывов последовательно.

На рис. 19.13 представлен элегазовый короткозамыкатель на на­пряжение 110 кВ. В фарфоровом цилиндре 1 установлены контакты 2 и 3. Давление элегаза в цилиндре составляет 0,3 МПа. Привод подвиж­ного контакта 3 осуществляется тягой 5. Стальной сильфон 4 обеспе­чивает герметизацию полости цилиндра 1. Расстояние между контакта­ми 85—НО мм. Время срабатывания в 4—5 раз меньше, чем у сущест­вующих короткозамыкателей открытого типа. Короткозамыкатель за­щищен от климатических воздействий окружающей среды.

в) Выбор разъединителей. Номинальное напряжение разъединителя должно соответствовать номинальному напряжению высоковольтной сети.

Наибольший длительный ток нагрузки потребителя не должен превышать номинальное значение длительного тока разъединителя.

Ударный ток КЗ в месте установки разъединителя не должен превышать допустимую амплитуду ударного тока КЗ разъединителя.

Ток термической стойкости в течение времени , га­рантированный заводом-изготовителем, и ток КЗ , проте­кающий через разъединитель в течение времени , долж­ны быть связаны соотношением

Внешние условия работы разъединителя должны соот­ветствовать реальным условиям эксплуатации аппарата (скорость ветра, температура, гололед).

г) Выбор короткозамыкателей и отделителей.Номинальное напряжение короткозамыкателя должно соответствовать номинальному значению напряжения сети.

Динамическая и термическая стойкости короткозамы­кателя должны соответствовать току КЗ в месте его уста­новки.

Время включения короткозамыкателя должно соответ­ствовать требованиям схемы автоматики.

Номинальные данные по току и напряжению отделителя выбираются так же, как и для разъединителя. Кроме того, время отключения должно соответствовать требованиям схемы автоматики.

Глава двадцатая. Реакторы
20.1. Общие сведения

Реактором называют статическое электромагнитное устройство, предназначенное для использования его индуктивности в электрической цепи. На э. п. с. переменного и постоянного тока и на тепловозах широко применяют реакторы: сглаживающие — для сглаживания пульсаций выпрямленного тока; переходные — для переключения выводов трансформатора; делительные — для равномерного распределения тока нагрузки между параллельно включенными вентилями; токоограничивающие — для ограничения тока короткого замыкания; помехоподавления — для подавления радиопомех, возникающих при работе электрических машин и аппаратов; индуктивные шунты — для распределения при переходных процессах тока между обмотками возбуждения тяговых двигателей и включенными параллельно им резисторами и пр.

20.2. Конструкция реакторов

Наиболее распространены бетонные реакторы. На рис. 20 3 представлен трехфазный комплект таких реакторов. Из многожильного провода / соответствующего сечения намотаны катушки реакторов Л, В, С. Заливкой в специальные формы получаются бетонные вертикальные стойки — колонны 2, которые скрепляют между собой отдельные витки катушки Торцы колонн имеют шпильки с изоляторами 3, 4.
Для получения необходимой прочности электрической изоляции после затвердевания бетона реактор подвергают интенсивной сушке под вакуумом и пропитке влагостойким изоляционным лаком.

Рис. 20.1. Трехфазный комплект реакторов
Рис. 20 2. Изменение во времени электродинамических усилий, действующих между реакторами

Между отдельными витками в ряду и между рядами выдерживается значительный зазор (3,5 -f- 4,5) -10

2 м, что улучшает охлаждение отдельных витков и повышает электрическую прочность изоляции.
При больших номинальных токах (более 400 А) применяется несколько параллельных ветвей. Для равномерного распределения тока по ветвям применяется транспозиция витков. Все витки ветвей должны быть одинаково расположены относительно оси реактора.
В качестве обмоточного провода используется многожильный медный или алюминиевый кабель большого сечения. Кабель покрывается несколькими слоями кабельной бумаги толщиной 0,12-10-3 м и хлопчатобумажной оплеткой. Общая толщина изоляции примерно 1,5-10-3 м. Максимальная допустимая температура при длительном режиме не выше 105, при КЗ — не выше 250 °С.
Охлаждение реакторов, как правило, естественное.
В трехфазном комплекте (рис. 20.1) наибольшему нагреву подвергается верхний реактор, поскольку подходящий снизу воздух уже подогрет реакторами, расположенными ниже. Ввиду выделения реактором большой мощности в распределительном устройстве должны быть предусмотрены специальные каналы для охлаждающего воздуха, особенно при больших токах.
Мощное магнитное поле реактора замыкается вокруг обмотки. Все ферромагнитные тела в этом поле создают дополнительные активные потери мощности и могут нагреваться до очень высоких температур. Для уменьшения этих потерь все ферромагнитные детали (балки, арматура железобетонных стен) удаляются от обмотки на расстояние, не меньшее ее внешнего радиуса.
Расстояние между реакторами определяется высотой опорных изоляторов. Так как при напряжении 6—10 кВ высота этих изоляторов мала, то при больших токах в реакторах возникают электродинамические силы, которые могут разрушить изоляторы, работающие и на сжатие, и на разрыв. Изменение электродинамического усилия, действующего на изоляторы, во времени показано па рис. 20.2.
В наиболее тяжелых условиях работают изоляторы верхнего реактора. Для уменьшения разрывающего усилия, действующего на изоляторы, изменяют направление поля среднего реактора на обратное. При этом большое отталкивающее усилие становится притягивающим. Изменение направления поля среднего реактора достигается изменением направления его намотки относительно направления намотки крайних реакторов. Реакторы, предназначенные для вертикальной установки в комплектах, имеют маркировку В (верхний), С (средний) и Н (нижний).

Под воздействием массы реактора изоляторы сжимаются, а растягивающая сила уменьшается.
В реакторах на большие токи электродинамические силы при вертикальной установке в аварийном режиме столь велики, что изоляторы не могут обеспечить необходимую электродинамическую стойкость. В этих случаях приходится прибегать к горизонтальной установке реакторов. Расстояние между осями может быть выбрано достаточно большим. Бетонные реакторы применяются в закрытых распределительных устройствах при напряжении не выше 35 кВ. Недостатком их являются большие габаритные размеры и массы. Ведутся работы по уменьшению массы и габаритных размеров таких реакторов за счет применения современных изоляционных материалов.
20.3. Сдвоенные реакторы

а) Принцип работы. Стремление к уменьшению потерь напряжения на реакторе в номинальном режиме, к упрощению и удешевлению распределительных устройств привело к созданию сдвоенных реакторов. При обычных реакторах (рис. 20.3, а) каждая отходящая линия имеет свой реактор, рассчитанный на номинальный ток линии. Каждая трехфазная группа реакторов размещается в специальной ячейке распредустройства.
В сдвоенных реакторах (рис. 20.3, б) реакторы соседних ветвей сближены так, что между ними существует сильная магнитная связь. Совмещение в одном реакторе двух уменьшает габариты аппарата, удешевляет и упрощает распредустройство.

Рис. 20.3. Включение одинарных и сдвоенных реакторов

В номинальном режиме магнитные поля реакторов направлены встречно и оказывают размагничивающее действие друг на друга. В результате индуктивное сопротивление ветви падает. Соответственно уменьшается падение напряжения на реакторе.

Чем больше коэффициент связи, тем меньше падение напряжения в ветви. С точки зрения уменьшения падения напряжения в номинальном режиме желательно увеличение коэффициента связи k.
Для увеличения коэффициента связи реакторы должны быть возможно ближе друг к другу.
При КЗ в одной из ветвей падение напряжения на реакторе в основном определяется ее сопротивлением Хр,в. Влияние соседней ветви, обтекаемой номинальным током, мало, так как размагничивающее действие этой ветви незначительно.

В результате напряжение на первой ветви реактора возрастает и может достигнуть удвоенного значения.
При одновременном КЗ в обоих отходящих от реактора ветвях между ними возникают большие электродинамические силы. Это происходит из-за того, что, во-первых, реакторы близко расположены друг к другу и, во-вторых, возрастает ток КЗ, так как падает реактивное сопротивление деталей.
Для ограничения перенапряжений и электродинамических сил коэффициент связи берется в пределах от 0,3 до 0,5.

б) Конструкция и основные параметры сдвоенного реактора. Исследования показали, что бетонные сдвоенные реакторы без применения специальных мер подвержены разрушению при одновременном КЗ в обеих ветвях. Увеличение электродинамической стойкости достигается в сборной конструкции. На рис 20.4, а показана в разрезе левая половина такого реактора. Стяжка реактора осуществляется с помощью металлических стержней 1 и стержней 2 из изоляционного материала. Катушка реактора уложена на изоляционных прокладках 3.

Рис. 20.4. Конструкция сдвоенного реактора

Векторы, помеченные Ра, обозначают силу взаимодействия витка с нижней частью реактора. Векторы, помеченные Рв, — силы, действующие на виток со стороны верхней части реактора. Векторы без пометки являются результирующей силой.
Наибольшая отталкивающая сила действует на витки рядов 4 и 5, расположенные близко друг к другу. Для получения необходимой электродинамической стойкости близлежащие ряды ветвей реактора бандажируются стеклянной лентой, как это показано на рис. 20.4, в.
Для снижения возможности одновременного КЗ обе ветви реактора не должны проходить близко друг к другу. Основные параметры сдвоенного реактора:
1) номинальный длительный ток каждой ветви;
2) индуктивное сопротивление (в процентах) одной ветви (при отсутствии тока в другой)
3) коэффициент связи
4) электродинамическая стойкость каждой ветви, определяется усилиями, возникающими между витками каждой ветви и между ветвями соседних фаз (при двух- и трехфазных КЗ). При одновременном КЗ на обеих ветвях одного реактора возникают усилия, разрывающие реактор, так как токи в ветвях направлены встречно. Обычно динамическая стойкость при таких повреждениях в 2—3 раза меньше, чем при КЗ в одной ветви;
5) термическая стойкость одной ветви.

При работе электрических установок возникают напряжения, которые могут значительно превышать номинальные значения (перенапряжения). Эти перенапряжения могут пробить электрическую изоляцию элементов оборудования и вывести установку из строя. Чтобы избежать пробоя электрической изоляции, она должна выдерживать эти перенапряжения, однако габаритные размеры оборудования получаются чрезмерно большими, так как перенапряжения могут быть в 6-8 раз больше номинального напряжения. С целью облегчения изоляции возникающие перенапряжения ограничивают с помощью разрядников и изоляцию оборудования выбирают по этому ограниченному значению перенапряжений. Возникающие перенапряжения делят на две группы: внутренние (коммутационные) и атмосферные. Первые возникают при коммутации электрических цепей (катушек индуктивностей, конденсаторов, длинных линий), дуговых замыканиях на землю и других процессах. Они характеризуются относительно низкой частотой воздействующего напряжения (до 1000 Гц) и длительностью воздействия до 1 с. Вторые возникают при воздействии атмосферного электричества, имеют импульсный характер воздействующих напряжений и малую длительность (десятки микросекунд). Электрическая прочность изоляции при импульсах зависит от формы импульса, его амплитуды. Зависимость максимального напряжения импульса от времени разряда называется вольт-секундной характеристикой. Для изоляции с неоднородным электрическим полем характерна резко падающая вольт-секундная характеристика. При равномерном поле вольт-секундная характеристика пологая и идет почти параллельно оси времени.

Рис. 21.1.1. Согласование характеристик разрядника и защищаемого оборудования

Основным элементом разрядника является искровой промежуток. Вольт-секундная характеристика этого промежутка (кривая 1 на рис.1) должна лежать ниже вольт-секундной характеристики защищаемого оборудования (кривая 2). При появлении перенапряжения промежуток должен пробиться раньше, чем изоляция защищаемого оборудования. После пробоя линия заземляется через сопротивление разрядника. При этом напряжение на линии определяется током , проходящим через разрядник, сопротивлениями разрядника и заземления . Чем меньше эти сопротивления, тем эффективнее ограничиваются перенапряжения, т.е. больше разница между возможным (кривая 4) и ограниченным разрядником перенапряжением (кривая 3). Во время пробоя через разрядник протекает импульс тока.

Напряжение на разряднике при протекании импульса тока данного значения и формы называется остающимся напряжением. Чем меньше это напряжение, тем лучше качество разрядника. После прохождения импульса тока искровой промежуток оказывается ионизированным и легко пробивается номинальным фазным напряжением. Возникает КЗ на землю, при котором через разрядник протекает ток промышленной частоты, который называется сопровождающим. Сопровождающий ток может изменяться в широких пределах. Чтобы избежать выключения оборудования от релейной защиты, этот ток должен быть отключен разрядником в возможно малое время (около полупериода промышленной частоты).

К разрядникам предъявляются следующие требования.

1.Вольт-секундная характеристика разрядника должна идти ниже характеристики защищаемого объекта и должна быть пологой.

2.Искровой промежуток разрядника должен иметь определенную гарантированную электрическую прочность при промышленной частоте (50 Гц) и при импульсах.

3.Остающееся напряжение на разряднике, характеризующее его ограничивающую способность, не должно достигать опасных для изоляции оборудования значений.

4.Сопровождающий ток частотой 50 Гц должен отключаться за минимальное время.

5.Разрядник должен допускать большое число срабатываний без осмотра и ремонта.

. Рис.21.1.2 Обозначение разрядников

На электрических принципиальных схемах в России разрядники обозначаются согласно ГОСТ 2.727—68.

1. Общее обозначение разрядника

2. Разрядник трубчатый

3. Разрядник вентильный и магнитовентильный

Промышленность выпускает вентильные разрядники серий РН, РВН, РНК, РВО, РВС, РВТ, РВМГ, РВРД, РВМ, РВМА, РМВУ и трубчатые.

Разрядник РН — низкого напряжения, предназначен для защиты от атмосферных перенапряжений изоляции электрооборудования напряжением 0,5 кВ.

Разрядник РВН — вентильный, для защиты от атмосферных перенапряжений изоляции электрооборудования.

Разрядник РНК предназначен для защиты устройств контроля изоляции вводов высокого напряжения трансформаторов.

Разрядник РВРД — вентильный, с растягивающейся дугой, предназначен для защиты изоляции электрических машин от атмосферных и кратковременных внутренних перенапряжений.

Разрядник РМВУ — вентильный, магнитный, униполярный, предназначен для защиты от перенапряжений изоляции тягового электрооборудования в установках постоянного тока.

Разрядник РА — серии А, предназначен для защиты от перенапряжений обмоток возбуждения крупных синхронных машин (турбогенераторов, гидрогенераторов и компенсаторов) с номинальным током возбуждения до 3000 А.

Разрядник РВО — вентильный облегченной конструкции; разрядник РВС — вентильный станционный; разрядник РВТ — вентильный, токоограничивающий; разрядник PC — вентильный для защиты электроустановок сельскохозяйственного назначения; разрядники серии РВМ, РВМГ, РВМА, РВМК — вентильные с магнитным гашением дуги, модификации Г и А, комбинированные, предназначены для защиты от атмосферных и кратковременных внутренних перенапряжений (в пределах пропускной способности разрядников) изоляции оборудования электрических станций и подстанций переменного тока номинальным напряжением 15-500 кВ.

Трубчатые разрядники РТВ и РТФ — винипластовые или фибробакелитовые, предназначены для защиты от атмосферных перенапряжений изоляции линий электропередачи и с другими средствами защиты для защиты изоляции электрооборудования станций и подстанций напряжением 3, 6, 10, 35, 110 кВ.

21.2. Трубчатые разрядники

Рис.21.2.1. Трубчатый разрядник

Трубчатый разрядник (рис.3) при нормальной работе установки отделен от линии воздушным промежутком . При появлении перенапряжения пробиваются промежутки и и импульсный ток отводится в землю. После прохождения импульсного тока по разряднику течет сопровождающий ток промышленной частоты. В узком канале обоймы (трубки) 1 из газогенерирующего материала (винипласта или фибры) в промежутке между электродами 2 и 3 загорается дуга. Внутри обоймы поднимается давление. Образующиеся газы могут выходить через отверстие в кольцевом электроде 3.При прохождении тока через нуль происходит гашение дуги под действием охлаждения промежутка газами, выходящими из разрядника. В заземленном электроде 4 имеется буферный объем 5, где накапливается потенциальная энергия сжатого газа. При проходе тока через нуль создается газовое дутье из буферного объема, что способствует эффективному гашению дуги.

Предельный отключаемый ток промышленной частоты определяется механической прочностью обоймы и составляет 10 кА для фибробакелитовой обоймы и 20 кА для винипластовой, упрочненной стеклотканью на эпоксидной смоле. Сопровождающий ток частотой 50 Гц определяется местом расположения разрядника и меняется в довольно широком диапазоне в зависимости от режима работы энергосистемы. Поэтому должны быть известны минимальные и максимальные значения тока КЗ в месте установки разрядника.

Минимальный ток разрядника определяется гасящей способностью трубки. Чем меньше диаметр выхлопного канала, чем больше его длина, тем меньше нижний предел отключаемого тока. Однако при больших токах в трубке возникает высокое давление. При недостаточной механической прочности трубки может произойти разрушение разрядника. В настоящее время выпускаются винипластовые разрядники высокой прочности с наибольшим отключаемым током до 20 кА.

Работа трубчатого разрядника сопровождается сильным звуковым эффектом и выбросом газов. Так, зона выброса газов разрядника PTB-I10 имеет вид конуса с диаметром 3,5 и высотой 2,2 м. При размещении разрядников необходимо, чтобы в эту зону не попадали элементы, находящиеся под высоким потенциалом.

Защитная характеристика разрядника в значительной степени зависит от вольт-секундной характеристики искрового промежутка. В трубчатом разряднике промежуток образован стержневыми электродами, имеющими крутую вольт-секундную характеристику из-за большой неоднородности электрического поля. В то же время электрическое поле в защищаемых аппаратах и оборудовании стремятся сделать равномерным с целью более полного использования изоляционных материалов и уменьшения габаритов и массы. При равномерном поле вольт-секундная характеристика получается пологой, практически мало зависящей от времени. В связи с этим трубчатые разрядники, имеющие крутую вольт-секундную характеристику, непригодны для защиты подстанционного оборудования. Обычно с их помощью защищается только линейная изоляция (изоляция, создаваемая подвесными изоляторами). При выборе трубчатого разрядника необходимо рассчитать возможный минимальный и максимальный ток КЗ в месте установки и по этим токам выбрать соответствующий разрядник. Номинальное напряжение разрядника должно соответствовать номинальному напряжению сети. Размеры внутреннего и внешнего промежутков выбираются по специальным таблицам.

Рис. 21.3.1 Вентильный разрядник (а) и его искровые промежутки в увеличенном масштабе (б)

Разрядник типа PBC-1O (разрядник вилитовый станционный на 10 кВ) показан на рис.4,а. Основными элементами являются вилитовые кольца 1, искровые промежутки 2 и рабочие резисторы 3. Эти элементы расположены внутри фарфорового кожуха 4, который с торцов имеет специальные фланцы 5 для крепления и присоединения разрядника. Рабочие резисторы 3 изменяют свои характеристики при наличии влаги. Кроме того, влага, оседая на стенках и деталях внутри разрядника, ухудшает его изоляцию и создает возможность перекрытия. Для исключения проникновения влаги кожух разрядника герметизируется по торцам с помощью пластин 6 и уплотнительных резиновых прокладок 7.

Работа разрядника происходит в следующем порядке. При появлении перенапряжения пробиваются три последовательно включенных блока искровых промежутков 2 (рис.4,б). Импульс тока при этом через рабочие резисторы замыкается на землю. Возникший сопровождающий ток ограничивается рабочими резисторами, которые создают условия для гашения дуги сопровождающего тока.

После пробоя искровых промежутков напряжение на разряднике

Если сопротивление разрядника определяемое рабочими резисторами, линейное, то напряжение на разряднике растет пропорционально току и может стать выше допустимого для защищаемого оборудования. Для ограничения напряжения сопротивление выполняется нелинейным и с ростом тока уменьшается. Зависимость между напряжением и током в этом случае выражается как

где А -постоянная, характеризующая напряжение на сопротивлении при токе 1 А; б -показатель нелинейности. Случай, когда б=0, является идеальным, так как напряжение не зависит от тока.

Описанные разрядники получили название вентильных, потому что при импульсных токах их сопротивление резко падает, что дает возможность пропустить большой ток при относительно небольшом падении напряжения.

В качестве материала нелинейных резисторов широко применяется вилит. В области больших токов его показатель нелинейности б=0,13-0,2. Типичная вольт-амперная характеристика вилитового резистора приведена на рис.5,а. При небольших токах сопротивление велико и напряжение линейно растет с ростом тока (область А). При больших токах сопротивление резко уменьшается и напряжение почти не растет (область В).

Основу вилита составляют зерна карборунда с удельным сопротивлением около 10 -2 Ом·м. На поверхности карборундовых зерен создается пленка оксида кремния толщиной 10 -7 м, сопротивление которой зависит от приложенного к ней напряжения. При небольших напряжениях удельное сопротивление пленки составляет 10 4 -10 6 Ом·м. При увеличении приложенного напряжения сопротивление пленки резко уменьшается, сопротивление определяется в основном зернами карборунда и падение напряжения ограничивается..

Рабочие резисторы изготавливаются в виде дисков диаметром 0,1-0,15 м и высотой (20-60)·10 -3 м. С помощью жидкого стекла зерна карборунда прочно связываются между собой.

Вилит очень гигроскопичен. Для защиты от влаги цилиндрическая поверхность дисков покрывается изолирующей обмазкой. Торцевые поверхности являются контактными и металлизируются.

Обычно несколько рабочих резисторов в виде дисков соединяются последовательно (на рис.3,а изображено 10 дисков). При наличии n дисков остающееся напряжение

Для уменьшения остающегося напряжения число дисков n должно быть как можно меньше.

При прохождении тока температура дисков повышается. При протекании импульса тока большой амплитуды, но малой длительности (десятки микросекунд) резисторы не успевают нагреваться до высокой температуры. При длительном протекании даже небольших токов промышленной частоты (один полупериод равен 10 мс) температура может превысить допустимое значение, диски теряют свои вентильные свойства, и разрядник выходит из строя.

Предельно допустимая амплитуда импульса тока для диска диаметром 100 мм равна 10 кА при длительности импульса 40 мкс. Допустимая амплитуда прямоугольного импульса с длительностью 2000 мкс не превышает 150 А. Такие токи диск без повреждения пропускает 20-30 раз.

После прохождения импульсного тока через разрядник начинает протекать сопровождающий ток, представляющий собой ток промышленной частоты. По мере приближения тока к нулевому значению сопротивление вилита резко увеличивается, что ведет к искажению синусоидальной формы тока. Увеличение сопротивления цепи ведет к уменьшению тока и угла сдвига фаз ц между током и напряжением ( ). На рис.5,б показаны кривые токов в рабочем резисторе. Здесь 1 -напряжение источника 50 Гц; 2 -кривая тока цепи, определяемого индуктивным сопротивлением Х; 3 -кривая тока, определяемого рабочим резистором ( ). Из-за нелинейности резистора уменьшается возвращающееся напряжение (напряжение промышленной частоты). Уменьшение скорости подхода тока к нулю уменьшает мощность дуги в области нулевого значения тока. Все это облегчает процесс гашения дуги, горящей между электродами разрядного промежутка. Благодаря применению латунных электродов в искровых промежутках после прохода тока через нуль около каждого катода образуется промежуток, электрическая прочность которого 1,5 кВ. Это обеспечивает гашение сопровождающего тока при первом прохождении тока через нуль и позволяет погасить дугу в искровых промежутках без применения специальных дугогасительных устройств.

Устройство искрового промежутка вентильного разрядника ясно из рис.4,б. Форма электродов обеспечивает равномерное электрическое поле, что позволяет получить пологую вольт-секундную характеристику. Расстояние между электродами принимается (0,5-1)·10 -3 м.

Возникновение заряда в закрытом объеме разрядника при малой длительности импульса тока затруднено. Для облегчения ионизации искрового промежутка между электродами помещается миканитовая прокладка. Так как диэлектрическая проницаемость воздуха значительно меньше, чем у входящей в состав миканита слюды, то в приэлектродном объеме воздуха возникают высокие градиенты электрического поля, вызывающие его начальную ионизацию. Образующиеся электроны приводят к быстрому формированию разряда в центре искрового промежутка.

Искровые промежутки последовательно соединяются, образуя блок (см. рис.4,б). Обычно разрядник имеет несколько таких блоков. Результирующая вольт-секундная характеристика последовательно соединенных промежутков достаточно пологая.

Экспериментально установлено, что одиночный искровой промежуток способен отключить сопровождающий ток с амплитудой 80—100 А при действующем значении напряжения 1—1,5 кВ. Число единичных промежутков выбирается исходя из этого напряжения. Количество дисков рабочего резистора должно быть таким, чтобы максимальное значение тока не превысило 80—100 А. При этом гашение дуги обеспечивается за один по л у пери од.

Для обеспечения равномерной нагрузки при промышленной частоте промежутки шунтируются нелинейными резисторами 1 (рис.4). Термическая стойкость дисков рассчитана на пропускание сопровождающего тока в течение одного-двух полупериодов.

Внутренние перенапряжения имеют низкочастотный характер и могут длиться до 1 с. Вследствие малой термической стойкости вилит не может быть использован для ограничения внутренних перенапряжений. Для ограничения внутренних перенапряжений используется аналогичный вилиту материал тервит, обладающий большой термической стойкостью и повышенным показателем нелинейности .

Рис.21.3.1 Комбинированный разрядник с тервитовыми резисторами

Тервитовые диски используются в комбинированных разрядниках (рис.6,а), предназначенных для защиты как от внутренних (коммутационных), так и от внешних (атмосферных) перенапряжений. При внутренних перенапряжениях работают оба нелинейных резистора НР1 и НР2 (кривая 1 иа рис.6,б). При атмосферных перенапряжениях из-за большого тока напряжение на НР2 пробивает промежуток ИП2 и напряжение на защищаемой линии снижается (кривая 2).

Вентильные разрядники работают бесшумно. Число срабатываний фиксируется специальным регистратором, который включается между нижним выводом разрядника и заземлением. Наиболее надежны электромагнитные регистраторы, якорь которых при прохождении импульсного тока воздействует на храповой механизм счетного устройства.

С помощью искровых промежутков, показанных на рис. 4,б невозможно отключение токов 200—250 А. В этом случае для гашения дуги применяются камеры магнитного дутья с постоянным магнитом. Дуга, возникающая в искровом промежутке, под воздействием магнитного поля загоняется в узкую щель с керамическими станками. На этом принципе созданы разрядники на напряжение до 500 кВ. Увеличение диаметра дисков до 150 мм позволяет поднять их термическую стойкость. В результате комбинированные магнитно-вентильные разрядники позволяют ограничивать как внутренние, так и атмосферные перенапряжения.

Основные характеристики вентильного разрядника:

1.Напряжение гашения — наибольшее приложенное к разряднику напряжение промышленной частоты, при котором надежно обрывается сопровождающий ток. Это напряжение определяется свойствами разрядника. Напряжение промышленной частоты, прикладываемое к разряднику, зависит от параметров схемы. Если при КЗ на землю одной фазы на свободных фазах появляется перенапряжение, то напряжение гашения, прикладываемое к разряднику, определяется уравнением

где — коэффициент, зависящий от способа заземления нейтрали; — номинальное линейное напряжение сети. Для установок с заземленной нейтралью , для изолированной нейтрали .

2.Ток гашения , под которым понимается сопровождающий ток, соответствующий напряжению гашения .

3.Дугогасящее действие искрового промежутка характеризуется коэффициентом

где — напряжение пробоя частотой 50 Гц искрового промежутка.

4. Защитное действие нелинейного резистора характеризуется коэффициентом защиты

где — напряжение на разряднике при импульсном токе 5—14 кА. Это напряжение должно быть на 20—25 % ниже разрядного напряжения защищаемой изоляции.

21.4.Разрядники постоянного тока

Рис.21.4.1 Разрядник постоянного тока

Для защиты установок от перенапряжений постоянного тока могут быть применены вентильные разрядники. Однако гашение дуги постоянного тока значительно сложнее, чем переменного. Для использования околоэлектродного падения напряжения требуется очень большое число искровых промежутков, так как на каждой паре электродов напряжение не должно превышать 20—30 В.

Для гашения дуги целесообразно использовать магнитное дутье с помощью постоянных магнитов. Возникающая при этом электродинамическая сила с большой скоростью перемещает дугу в узкой щели из дугостойкого изоляционного материала. В результате интенсивного охлаждения дуги ее сопротивление увеличивается и ток прекращается.

Вентильный разрядник для сети с напряжением 3 кВ постоянного тока показан на рис.7. Рабочий резистор 1 состоит из двух вилитовых дисков, соединенных с двумя искровыми промежутками 2 с магнитным гашением дуги. Надежное контактирование промежутков и дисков достигается с помощью пружины 3, одновременно являющейся токоподводящим элементом. Основные элементы разрядника располагаются в фарфоровом кожухе 6, который закрыт снизу крышкой 7. Герметизация разрядника осуществляется крышкой 4 с резиновым уплотнением 5.

На основе оксида цинка, имеющего резко выраженную нелинейность вольт-амперной характеристики, разработана серия нелинейных ограничителей перенапряжений (ОПН) на номинальное напряжение 110—500 кВ.

Рис.21.5.1 Устройство ОПН 27-220кВ

ОПН представляет собой нелинейный резистор с высоким коэффициентом нелинейности (против 0,1 —0,2 для вилита). Он включается параллельно защищаемому объекту (между потенциальным выводом и землей) без разрядных промежутков. Благодаря высокой нелинейности при номинальном фазном напряжении через ОПН протекает ничтожный ток 1 мА. При увеличении напряжения сопротивление ОПН резко уменьшается, ток, протекающий через него, растет. При напряжении через ОПН протекает ток 10 4 А. После прохождения импульса напряжения ток в цепи ОПН определяется фазным напряжением сети.

ОПН ограничивают коммутационные перенапряжения до уровня и атмосферные перенапряжения до . Из вольт-амперной характеристики ОПН-500 (рис.8) видно, что при снижении перенапряжений с до ток, протекающий через резисторы, уменьшается в 10 6 раз. Сопровождающий ток, протекающий после срабатывания аппарата, невелик (миллиамперы), так же, как и невелика мощность, выделяемая в резисторах. Это позволяет отказаться от последовательного включения нескольких искровых промежутков и дает возможность присоединять ОПН непосредственно к защищаемому оборудованию, что значительно повышает надежность работы.

Высокая нелинейность резисторов ОПН позволяет значительно снизить перенапряжения и уменьшить габариты оборудования, особенно при напряжении 750 и 1150 кВ. Габаритные размеры и масса ОПН намного меньше, чем у обычных вентильных разрядников того же класса напряжения.

Глава двадцать вторая. Трансформаторы тока.
22.1. Общие сведения.

Трансформаторы тока (ТТ) — это трансформаторы малой мощ­ности, с помощью которых осуществляется экономичное и безопас­ное измерение тока в электроустановках среднего и высокого на­пряжения.

Трансформаторы тока предназначены для уменьшения первичных токов и напряжений до значений, наиболее удобных для подключения измерительных приборов, реле защиты, устройств автоматики. Применяются трансформаторы тока для измерения величины тока на присоединениях, например в ячейках РУ-0,4 кВ трансформаторной подстанции. В этом случае к вторичной обмотке трансформатора тока подключается амперметр.

Также широко применяются трансформаторы тока в цепях релейной защиты, и для учета электрической энергии. Именно с использованием трансформаторов тока 0,4 кВ подключается счетчик электроэнергии.

Применение измерительных трансформаторов обеспечивает безопасность работающих, так как цепи высшего и низшего напряжения разделены, а также позволяет унифицировать конструкцию приборов и реле.

Рис. 22.1. Принцип устройства трансформаторов тока

а – одновитковый трансформатор тока; б – многовитковый трансформатор тока;

в — многовитковый трансформатор тока с двумя сердечниками;

1 — первичная обмотка; 2 — вторичная обмотка; 3 — сердечник; 4 — изоляция; 5 — обмотка прибора.

В распространяющихся на трансформаторы тока стандартах нормируются погрешности коэффициента трансфор­мации и сдвига фазы, прочность изоляции, нагрузочная способность вторичной цепи (полное сопротивление нагрузки) и обозначение клемм. [http://transformatory-toka.ru]

22.2. Зависимость погрешностей от различных факторов.

Что такое отделитель с короткозамыкателем?

Принцип действия

Трансформатор – это приспособление, представляющее собой электромагнитное устройство с 2-я (и более) обмотками. Этот аппарат предназначен в основном для превращения переменного тока с одного напряжения в другой. Трансформация энергии происходит благодаря магнитному полю. Трансформаторные будки в основной части используются для проведения электричества на большущие расстояния, при всем этом разделяют и рассылают ее на приемники, выпрямители, усилители различного типа устройств. Основной составной частью вышеуказанного приспособления есть провод с обмотками. Для качественно работы в трансформаторах устанавливаться короткозамыкатели и отделители, которые регулируют исправность аппарата.

Кратко о короткозамыкателе

Короткозамыкатель это устройство, которое создает в электрических линиях неестественное короткое замыкание. Где же применяются такие приспособления? Прежде всего аппарат устанавливается в трансформаторах. Его используют с целью обеспечить отключение неисправного трансформатора после того, как было создано короткое замыкание во время действия релейной защиты линии которую питает. После этого и трансформатор, и линия отключаются от электросети.

Как работает короткозамыкатель? Аппарат работает на 2 или же на 1 полюс, зависимо от вольтажа. Установки, имеющие 35кВ работают с двумя полюсами, а при напряжении в 110кВ или более находит применение один полюс. Можно наглядно рассмотреть фото и схему КЗ, чтобы понять из чего он состоит.

Схема короткозамыкателя КЗ–35: (1 – стальная коробка; 2 – опорный изолятор; 3 – недвижимый контакт; 4 – движущийся заземленный нож (контакт); 5 – вал).

У короткозымыкательной передачи есть пружина, отвечающая за включение движущегося ножа на недвижимый контакт, который в данный момент под напряжением. Релейная защита подает импульс, запуская привод, но отключается вручную. Во избежание возникновения дуги и поломки прибора нужно увеличить резвость ножа. В подобных конструкциях короткозамыкатель включается за 0,15 – 0,5 с.

Кратко об отделителе

Отделитель – это своеобразный разъединитель, быстро отключающий сеть без тока, когда на тот пойдет об этом команда. Его можно отличить от разъединителя благодаря приводу в виде пружины, находящемуся на отделителе. Включение этого приспособления проводится ручным способом. Отделители могут, так же иметь заземленную ножку с одной стороны или же с обеих. Рассмотрим на фото и схеме ниже из чего состоит отделитель:

Схема отделителя ОД–220: (1 – 2-х колонковый разъединитель с ножом, который вращается; 2 – колонки; 3 – привод в виде пружин).

Ознакомившись со схемой, посмотрим, как работает отделитель. Он отключает цепь (без тока) или ток намагничивания, но отключить ток короткого замыкания, появившегося во время запуска короткозамыкателя нельзя. И через этот нюанс в схемах ОД и КЗ есть блокировка, которая не дает отделителю выключиться при условии, что через трансформатор проходит ток. Где применяется это приспособление? В трансформаторной будке, для стабилизации ее работы.

Также, чтобы отделитель не отключался в конструкцию введено токовое реле, которое подключено непосредственно к трансформатору тока находящийся в короткозамыкателе. После отключения линии реле замкнет контакт и конденсатор, что приведет его к работе. Далее, благодаря конденсатору 2 сработает отключение.

Совместная работа

Если конструкция открытого типа, то работа вышеупомянутых аппаратов нестабильна (вплоть до отказа работать), так как они чувствительны к морозу, гололеду. По этой причине были разработаны закрытые камеры с газом. Газ может утечь и при таком условии он восстанавливается из баллона, который приделан к оболочке камеры. Давление в подобных камерах регулируется постоянно мановакуумметром.

Короткозамыкатель вмещает в себе контактную камеру из фарфора и 2-х электродов с одиночным разрывом в 0,9 см. Для прикрепления шины проводящей ток в недвижимом контакте есть выход. Гибкие связи соединяют между собой контакт. Контактная камера заполняется газом с давлением 0,3 Мпа. Газ, находящийся в камере, не поддается горению, и это не несет опасности при взрыве или пожаре. Исходя из этого устройства по гашению дуги не имеют смысла в конструкции. Нижний контакт похож на стержень с цилиндром в виде экрана и имеет розеточный тип.

Схема совместной работы выглядит так:

Схема действия отделителя с короткозамыкателем

  • Q – выключатель;
  • QR – отделитель;
  • QN – короткозамыкатель;
  • T1, T2 – силовые трансформаторы;
  • TA1, TA2, TA3 – токовые трансформаторы;
  • YAT – отключение отделителя;
  • YAC – включение короткозамыкателя.

Эта система, комбинация почти что аналог выключателю с высоким вольтажом. При аварийной ситуации внутри зоны, которая защищается, защитным элементом выступает силовой трансформатор, который с помощью некоторых процессов обесточивает всех потребителей данного трансформатора.

Также во время, когда нет подачи тока отделитель отключается, чтобы предотвратить собственный разрыв от воздействия тока. Такая система используется в сетях с большим током. Как мы уже говорили выше, система ОД-КЗ является дешевой, но в наше время она уже устарела и заменяется более новыми выключателями. Подробнее узнать об этом вопросе вы можете, просмотрев видео:


Достоинства и недостатки

Отделители и короткозамыкатели в открытом виде не очень качественно работают в неблагоприятные погодные условия. Из-за этого была создана некая конструкция с системой контакта, помещенная в камеру с элегазом.

Установка с 35 киловаттами использует 2 полюса. Более мощные (110 киловатт и более) используется один полюс. Типичные короткозамыкатели срабатывают очень долго и поэтому целесообразней пользоваться устройством, в основе которого пороховой заряд. Взрыв его запускает нож в движение.

Важно знать, что контролируя состояние аппаратов, в первую очередь нужно проверять изоляцию на всех деталях.

Вот и все, что хотелось рассказать вам о принципе работы, конструкции и назначении короткозамыкателей и отделителей. Надеемся, информация была для вас полезной и понятной!

Советуем также прочитать:

Технология ремонта и технического обслуживания электрических сетей (стр. 20 )

Из за большого объема этот материал размещен на нескольких страницах:
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41

2. В числителе приведены значения напряжения при нормальном состоянии изоляторов, в знаменателе — максимальное на дефектном изоляторе.

В процессе эксплуатации отделителей и короткозамыкателей особое внимание следует уделять открытым или недостаточно защищенным от возможных загрязнений и обледенений пружинам, контактным системам и шарнирным соединениям, а также незащищенным подшипникам.

Капитальный ремонт коммутационных аппаратов. При капитальном ремонте коммутационных аппаратов производятся работы по восстановлению исправности и восстановлению их ресурса с заменой или восстановлением любых частей, включая базовые. Капитальный ремонт коммутационных аппаратов рассматривается раздельно для масляных выключателей, воздушных выключателей, для разъединителей, отделителей и короткозамыкателей.

Капитальный ремонт масляных выключателей проводится в соответствии с инструкциями заводов-изготовителей и эксплуатационными инструкциями по ремонту выключателей. Объем ремонтных работ выполняется, как правило, на месте установки выключателя. Лишь отдельные виды работ (ремонт вводов, встроенных трансформаторов тока и др.) выполняется в мастерских [4.12]. При индустриальных методах ремонта с использованием обменного фонда операции по ремонту и восстановлению сборных единиц выполняются в условиях ремонтной базы.

Капитальный ремонт масляных выключателей и их приводов выполняется с периодичностью 6 — 8 лет при условии контроля

характеристик выключателя с приводом в межремонтный период [4.1]. Внеочередной капитальный ремонт масляных выключателей производят после отключения ими определенного числа коротких замыканий. Капитальный ремонт масляных выключателей рассматривается на примере ремонта масляных выключателей с большим объемом масла.

Капитальный ремонт начинают с подготовки выключателя к разборке. Для этого выключатель осматривают снаружи, проводят несколько операций включения и отключения; испытывают вводы (измеряют сопротивление изоляции, tgδ); испытывают масло из вводов; измеряют сопротивление изоляции вторичных обмоток трансформаторов тока. После проведения испытаний и измерений из выключателя сливают масло и сразу же приступают к его очистке.

Разборку выключателя выполняют в следующем объеме. Вскрывают крышки люков и демонтируют шунтирующие резисторы и дугогасительные камеры. Затем в зависимости от результатов проведенных испытаний с выключателя снимают все или часть вводов и трансформаторов тока, которые отправляют в мастерскую для ремонта. Снятые дугогасительные камеры разбирают полностью, и все детали их тщательно осматривают. При осмотре и ремонте отдельных деталей и узлов руководствуются соответствующими техническими требованиями. Устраняют царапины, задиры, обугленные поверхности бакелитовых цилиндров. Отремонтированные цилиндры не должны иметь трещин и расслоений, а также срывов ниток резьбы более чем на один виток; эти дефекты невозможно устранить ремонтом, поэтому при их наличии цилиндры заменяют новыми. Нижний контакт дугогасительной камеры может иметь вмятины, раковины, наплывы металла, выгорания. Эти дефекты устраняют спиливанием, зачисткой, обработкой на токарном станке. На контакте могут оставаться углубления не более 0,5 мм; если углубление на контакте окажется больше допустимого, контакт заменяют новым.

После ремонта деталей дугогасительных камер приступают к сборке камер. Сборку контролируют при помощи шаблонов с точностью до 0,5 мм. После сборки измеряют сопротивление постоянному току токоведущего контура каждой камеры.

Одновременно с ремонтом дугогасительных камер вскрывают коробки приводных механизмов полюсов выключателя и проверяют состояние всех рычагов и буферных устройств, правильность работы указателей положения полюсов. Разбирают и чистят маслоуказатели. Ремонтируют приводы. При этом все механизмы приводов тщательно осматривают, проверяют отсутствие люфтов в шарнирных соединениях, удаляют грязь, ржавчину, старую смазку и наносят новую смазку. Для смазки трущихся частей приводных механизмов применяется незамерзающая смазка марки ЦИА-ТИМ-221 или ГОИ-54. Общая сборка выключателя проводится в последовательности, обратной его разборке.

После установки дугогасительных камер на место приступают к регулировке выключателя и привода. Проверяют и регулируют установку камер: центры нижних контактов камер должны находиться против центров контактов траверсы. Проверяют полный ход штанг камер. Включают выключатель и с помощью специального шаблона, поставляемого заводом, проверяют положение звеньев запирающего механизма: оси рычагов запирающего механизма не должны находиться на одной прямой (в «мертвом» положении), они должны занимать положение, в котором были установлены на заводе,— только при этом условии возможны надежное запирание привода во включенном положении и четкое действие при отключении выключателя.

Устанавливают необходимый ход траверсы и с помощью ламп, включенных последовательно с контактами, проверяют одновременность замыкания контактов полюса. Для этого с помощью домкрата доводят траверсу до соприкосновения ее контактов с контактами камер; при этом, как правило, загорается одна из ламп; положение траверсы отмечают риской карандашом на штанге и направляющем устройстве. При дальнейшем подъеме траверсы и замыкании всех контактов полюса загорится другая лампа, положение траверсы также отмечают риской. Расстояние между рисками определяет разновременность замыкания контактов. По аналогичной схеме проверяют одновременность замыкания контакта каждой камеры. Разница в ходе контактов допускается до 1 мм [4.12].

После регулирования контактов выключатель включается до конца и наносится соответствующая риска. Расстояние между рисками, нанесенными при зажигании всех ламп и при полном включении выключателя, соответствует величине вжима или хода контактов [4.13].

В тех случаях, когда контакты выключателя доступны наружному осмотру во включенном состоянии, рекомендуется проверить достаточность соприкосновения контактных пластин с торцом траверсы; проверка производится щупом: щуп толщиной не более 0,05 мм и шириной 10 мм не должен проходить на глубину более 4 мм.

При регулировке выключателя в приводе проверяют зазоры между отдельными звеньями его механизма, проверяют работу вспомогательных контактов и действие механизма свободного расцепления привода при включенном положении выключателя и в момент замыкания его контактов. Проверяют состояние изоляции вторичных цепей вместе с электромагнитами включения и отключения; сопротивление изоляции должно быть не менее 1 МОм.

По окончании регулировки проводят испытания выключателя с приводом: измеряют время включения и отключения выключателя при различных уровнях напряжения на зажимах электромагнитов при помощи электросекундомера. На время измерений шунтирующие резисторы должны быть отсоединены от дугогасительных камер. В момент подачи ключом управления команды на включение выключателя включается и электросекундомер, который при касании контактов выключателя шунтируется ими и останавливается. Измерив путь, пройденный подвижными контактами, можно определить среднюю скорость движения контактов.

Снимают характеристики скорости включения и отключения выключателя при различных уровнях напряжения на зажимах привода. Характеристики снимают дважды: когда баки выключателя не залиты маслом и после заливки масла. В качестве регистратора времени используют виброграф, к обмотке которого подводят переменное напряжение 12 В; колебания якоря вибрографа записывают на бумажной ленте. Для баковых выключателей целесообразно применять плоскую ленту, укрепленную на вспомогательной детали, непосредственно связанной с траверсой. В таких случаях в крышке бака высверливается отверстие, позднее закрываемое металлической пробкой с резьбой; через отверстие пропускается шток, связанный с траверсой, на котором и укрепляется планка с бумажной лентой. У некоторых типов выключателей такие отверстия выполнены на заводе [4.11]. Лента снабжается шкалой, соответствующей длине пути подвижных контактов, на ней предварительно наносятся отметки, соответствующие началу движения, моменту входа в гасительную камеру, началу замыкания контактов. По полученной виброграмме можно определить время и скорость движения подвижных контактов выключателя.

По виброграмме определяют скорость движения контактов в любой точке пути.

Полученные характеристики скорости сравнивают с типовыми; отклонения от типовых допускаются не более ±10% [4.12].

Виброграмма позволяет оценить наличие и состояние масла в выключателе: при отсутствии масла скорости на 15 — 25% выше, чем у выключателя, заполненного маслом; при низкой температуре масла скорости меньше, чем при повышенной. Загрязнения, неточности сборки, износ поверхностей соприкасающихся деталей, плохая смазка, затяжка соединений и излишние люфты, дефекты в механизме и действии привода находят отражение в виброграмме скоростей движения [4.11].

Во время ремонта до заливки масла в выключатель измеряют сопротивление внутрибаковой изоляции; измерение производят мегаомметром напряжением 2500 В с помощью электродов, прикладываемых к поверхности изоляционной конструкции; если сопротивление изоляции окажется меньше установленного, изоляцию подвергают сушке.

Перед вводом выключателя в работу проводят проверки исправного действия привода при трех уровнях напряжений: 1,15Uном, Uном, 0.8Uном. Выключатель включается и отключается 2 — 3 раза при каждом из напряжений [4.11].

Капитальный ремонт воздушных выключателей выполняют не реже 1 раза в 4 — 6

лет [1]. В объем капитального ремонта воздушного выключателя входят полная разборка и чистка важнейших узлов, устранение обнаруженных повреждений, замена изношенных деталей. Ремонту подвергаются следующие узлы выключателя: резервуары сжатого воздуха, гасительные камеры, отделители, шунтирующие резисторы и делитель напряжения, все клапаны, система вентиляции, шкафы управления и распределительный шкаф, опорная изоляция [4.12]. Процесс разборки, ремонта и сборки выключателя требует соблюдения определенной технологии производства работ и поэтому выполняется в строгом соответствии с заводскими инструкциями. При ремонте создаются условия, исключающие возможность попадания в отдельные узлы выключателя пыли, песка, влаги и пр. С этой целью разборку и сборку дугогасительных камер и отделителей производят только в закрытом помещении, пользуются специальными инструментами и приспособлениями, поставляемыми заводом.

Блоки клапанов включения и отключения, а также пневматический привод СБК вынимают из шкафов управления. Электромагниты управления и электроконтактные манометры снимают и отправляют на проверку в лабораторию. Ремонт блоков клапанов, привода СБК, делителей напряжения и шунтирующих резисторов производится в мастерской. На месте вскрываются и ремонтируются резервуары сжатого воздуха, дутьевые клапаны камер и отделителей, система вентиляции, шкафы управления и распределительный шкаф.

Фарфоровые детали тщательно осматриваются и очищаются от грязи и копоти; при сколах фарфора, осыпании глазури или образовании на ней едва различимых (волосяных) трещин изоляторы заменяют. Все воздухопроводы питания, вентиляции и местного управления отсоединяются и продуваются сухим сжатым воздухом со стороны распределительного шкафа. Все подвижные детали выключателей при сборке опробуются от руки на легкость перемещения и отсутствие заеданий.

Очищенные, окрашенные и отремонтированные узлы выключателя собирают в последовательности, обратной разборке.

После сборки производится регулировка и снятие характеристик выключателя. Задачей регулировки является получение характеристик в пределах норм, обеспечивающих четкую работу выключателя в заданном диапазоне давлений. Давление в резервуарах поднимается от минимального до максимального рабочего, производится несколько операций пополюсного включения и отключения. При различных уровнях давления на каждой операции фиксируется и регулируется сброс (снижение) давления воздуха. При постоянном начальном давлении сброс не должен изменяться при переходах от одной операции к другой более чем на 0,01—0,02 МПа.

По окончании регулировки приступают к снятию характеристик: осциллографируют процессы включения и отключения. Запись производят на фотопленку или светочувствительную бумагу. Осциллографирование производят в соответствии с заводской инструкцией. Вибраторы осциллографа подключают к каждой паре контактов дугогасительных камер и отделителей, осциллограммы снимают пофазно. Работа всех контактных пар полюса выключателя фиксируется на одной осциллограмме. Для регистрации времени в осциллографах предусматриваются специальные отметчики или используется синусоида тока промышленной частоты; началом отсчета времени на осциллограммах является момент подачи импульса на включение или отключение выключателя.

На основании полученных осциллограмм определяют характеристики воздушных выключателей, которые сравниваются с паспортными данными. В случае выявления каких-либо отклонений соответствующие механизмы выключателя осматривают и налаживают.

У воздушных выключателей с газонаполненными отделителями к основным характеристикам, определяемым осциллографированием процесса включения, относят: время включения, разновременность замыкания контактов отделителя при включении, длительность включающего импульса.

К характеристикам процесса отключения, определяемым по осциллограмме, относят: собственное время отключения выключателя; разновременность размыкания контактов камер, время опережения размыкания контактов камер, разновременность размыкания контактов отделителей, бесконтактную паузу дугогасительных камер при отключении, разновременность смыкания контактов камер.

Работа воздушных выключателей осциллографируется также в сложных циклах: В-О (имитируется процесс включения на КЗ), О-В (успешное АПВ), О-В-О (неуспешное АПВ).

После проверки работы контактов измеряется сопротивление изоляции опорных изоляторов, изоляторов гасительных камер и отделителей, сопротивление постоянному

току контактов каждого разрыва гасительных камер, отделителей, соединительных шин; проверяется действие блокировки от манометров, работа электроподогревателей. Надежность и стабильность работы выключателя проверяют многократным включением и отключением; перед проведением этих испытаний должна быть проверена моментным ключом затяжка всех резьбовых соединений изоляторов.

Включение выключателя под напряжение после ремонта разрешается только после усиленной вентиляции внутренних полостей изолирующих конструкций сухим воздухом в течение суток [4.12].

Капитальный ремонт разъединителей, отделителей и короткозамыкателей. Капитальный ремонт разъединителей проводится 1 раз в 4 —8 лет (в зависимости от конструктивных особенностей). Капитальный ремонт отделителей и короткозамыкателей с открытым ножом и их приводов проводится 1 раз в 2 — 3 года [4.1].

При капитальном ремонте разъединителей, отделителей и короткозамыкателей их полностью разбирают, очищают от загрязнений, осматривают, производят ремонт опорных изоляторов, главных и заземляющих ножей, приводов, передающих движение механизмов и подшипников, сигнальных и блокировочных устройств [4.12].

При ремонте отделителей и короткозамыкателей особое внимание уделяют выявлению дефектов и ремонту отключающих (у отделителей) и включающих (у короткозамыкателей) рабочих пружин. В случае их замены проверяют, чтобы развиваемое ими усилие соответствовало характеристикам пружин, устанавливаемых на заводе.

Тщательно проверяют работу приводов отделителей и короткозамыкателей (зубчатых передач, механизмов свободного расцепления, механизмов защелок приводов).

После ремонта и замены дефектных деталей смазывают подшипники и шарнирные соединения аппаратов, производят их общую сборку и окраску. Контакты смазывают тонким слоем незамерзающей смазки. Контакты с серебряным покрытием смазки не требуют.

Полностью собранные аппараты проходят регулировку и испытания. При этом проверяют и регулируют отклонения ножей от осей полюсов, а также зазоры между концами контактных ножей у разъединителей и отделителей, между ножом и упором у короткозамыкателей.

У разъединителей и отделителей динамометром измеряют усилие вытягивания ножа при обезжиренных контактных поверхностях. Допустимое усилие вытягивания одного ножа из неподвижного контакта должно находиться в пределах 160—180 Н.

Измеряют время включения короткозамыкателей и отключения отделителей, которое не должно превышать значений, указанных в паспорте аппарата (для отделителей ОД-110М — 0,5 с, для короткозамыкателей КЗ-ПОМ -0,35 с).

У разъединителей и отделителей измеряют сопротивление контактов постоянному току и сравнивают их с установленными значениями.

Измерение сопротивления изоляции поводков тяг, выполненных из органических материалов, производят мегаомметром на 2500 В; сопротивление изоляции должно быть не ниже 300 МОм при номинальном напряжении 3—10 кВ и 1000 МОм при напряжении 15 — 20 кВ. Изоляцию многоэлементных штыревых изоляторов измеряют мегаомметром на 2500 В; сопротивление изоляции каждого элемента изолятора должно быть не менее 300 МОм.

Проверку работы приводов разъединителей, отделителей и короткозамыкателей производят пятикратным включением и отключением ручным приводом и не менее чем 10 операциями от устройств РЗА [4.12].

Текущий ремонт коммутационных аппаратов. Текущий ремонт проводится по мере необходимости в сроки, устанавливаемые главными инженерами предприятий [4.1].

При текущем ремонте устраняют дефекты, выявленные во время осмотров, уточняют и ликвидируют причины обнаруженных в процессе эксплуатации отдельных неисправностей в работе аппаратов.

В объем текущего ремонта входят: тщательный внешний осмотр оборудования и его чистка; проверка креплений и подтяжка контактов ошиновки; ремонт изоляции; зачистка и шлифовка подгоревших мест контактов; смазка контактов вазелином, измерение сопротивления постоянному току контактов ; смазка трущихся частей; взятие проб масла и доливка его во все маслонаполненные аппараты; опробование включения и отключения.

Текущий ремонт, предшествующий капитальному, должен максимально использоваться для выявления и уточнения по всем узлам коммутационного аппарата объема работ, подлежащих выполнению при капитальном ремонте.

Текущий ремонт многообъемных (баковых) масляных выключателей. При текущем ремонте производят внешний осмотр выключателя; проверяют уровень масла, отсутствие течи масла; проверяют соответствие показаний указателей положения выключателя.

Производят осмотр и очистку вводов, проверку армировочных швов, крепления уплотнений в местах входа токоведущих стержней. Выполняют очистку, проверку, протирку, замену дефектных деталей масло-указателей и сливных кранов; осматривают, очищают и проверяют работу газоотводов и аварийных клапанов. Снимают кожухи и осматривают доступные детали, отключающие пружины, масляные буфера, проверяют междуфазные тяги приводного механизма.

Осматривают, очищают, проверяют крепления, измеряют сопротивления устройства для подогрева масла. Производят контрольную проверку крепления выключателя к фундаменту и привода к выключателю, проверяют состояние заземления. Чистят, смазывают, проверяют зазоры, положение вала привода, регулируют привод. Регулируют уровень масла: доливают или спускают масло для создания нормального уровня в баках.

Опробуют действие выключателя на включение и отключение, снимают характеристики выключателя: собственное время отключения и включения, скорость движения подвижных контактов при отключении и включении, полный ход контактной траверсы, ход (вжим) подвижных контактов после их замыкания с неподвижными, разновременность замыкания (размыкания) контактов, сопротивление постоянному току токоведущего контура полюса.

Восстанавливают надписи, таблички уровня масла, наносят температурные отметки, восстанавливают расцветку фаз.

Текущий ремонт воздушных выключателей. Текущий ремонт выключателей с воздухонаполненным отделителем производят не реже 1 раза в год. Выполняют следующие работы: внешний осмотр гасительной камеры, отделителя, емкостных и омических делителей напряжения, шунтирующих резисторов, всей опорной изоляции, внутренний осмотр дутьевых клапанов камеры и отделителя; проверку состояния крепления доступных мест присоединения; выявление и устранение утечек сжатого воздуха; проверку системы вентиляции, арматуры агрегатного шкафа; механические и электрические испытания [4.13].

В начале ремонта измеряют переходное электрическое сопротивление токоведущего контура каждого полюса, результаты измерений сравнивают с данными предыдущих испытаний. При их несоответствии измеряют переходное сопротивление каждого разрыва камеры отделителя, полученные данные сравнивают с нормами.

После подробного внешнего осмотра отдельных частей выключателя, проверки надежности соединений во всех его частях и механизмах, замены сменного патрона фильтра в агрегатном шкафу или переборки содержимого фильтра с промывкой и последующей просушкой вскрывают и осматривают дутьевые клапаны камеры и отделителя, а также обратные клапаны.

В электромагнитах управления проверяют прочность крепления бойков, ход якоря и отсутствие заеданий. Одновременно проверяют отсутствие заеданий в клапанах местного пневматического управления и зазоров между бойками электромагнитов и пусковыми клапанами.

Текущий ремонт заканчивают чисткой наружных поверхностей фарфоровых изоляторов, протиркой стекол указателей положения полюсов (манометров или механических флажков) и указателей вентиляции опробованием выключателя в разных режимах и испытанием сопротивления изоляции опорных колонок.

Опробование выключателя после текущего ремонта выполняют обычно без снятия контрольных осциллограмм, за исключением случаев, когда при ремонте производилась разборка гасительной камеры или отделителей, замена какого-либо узла или детали.

При опробовании выключателя рекомендуется дистанционно произвести: отключение и включение при 1,6 и 2 МПа, включение на короткое замыкание (цикл В-О) при 1,6 — 2,15 МПа, АПВ неуспешное (цикл О-В-О) при 1,9 и 2,15 МПа. Все операции (или циклы) выполняют с обязательной проверкой сброса давления для каждого полюса.

На каждом полюсе определяют давление «залипания», «отлипания» и самовключения контактов отделителя. Проверяют отключение выключателя кнопкой местного пневматического управления. После установки нормального или усиленного (на период особо влажной погоды) расхода воздуха на вентиляцию измеряют сопротивление изоляции каждого изолятора всех опорных колонок выключателя. Изоляцию испытывают мегаомметром на напряжение

2500 В. Сопротивление каждого изолятора должно быть не ниже 5000 МОм.

Два раза в год производят проверку и контрольную подтяжку гаек на уплотнениях соединений [4.13].

Текущий ремонт разъединителей, отделителей и короткозамыкателей. При ремонте разъединителей тщательно очищают изоляторы, контакты и ножи от пыли, грязи и копоти. Особое внимание обращают на целость механических запирающих устройств и прочность крепления пластин электромагнитных замков к ножам разъединителя; обнаруженные дефекты немедленно устраняют [4.14].

При ремонте осматривают фарфоровые изоляторы. Если обнаружено разрушение армировочного шва изолятора размером менее 1/2 окружности колпака или фланца, ремонтируют армировку, при разрушении шва на большем участке производят полную переармировку изолятора — удаляют зубилом старую замазку и заливают шов новым цементирующим составом.

Трущиеся части и соединения разъединителей очищают от коррозии и грязи, старую смазку с трущихся частей смывают керосином и тонким слоем наносят новую (в летнее время — солидол, в зимнее время — НК-30 или ГОИ-54). Подтягивают болты и гайки на подводящем проводе и в других местах крепления. Производят регулировку разъединителя, добиваясь плотного и точного вхождения ножей в контактные губки путем их перемещения или поворота; ножи должны входить в губки с некоторым усилием, без ударов и заеданий; при полном включении нож на 3 — 5 мм не должен доходить до упора контактной площадки. Регулирование производят изменением длины тяги или хода ограничителей и упорных шайб либо небольшими перемещениями изолятора на цоколе или губок на изоляторе. Плотность вхождения ножа в губки проверяют специальным щупом размером 10 х 0,05 мм; при хорошем прилегании контактных поверхностей щуп не должен входить в межконтактное пространство глубже 5 — 6 мм. Контактное давление в разъединителях наружной установки РЛНД и РЛНЗ регулируется двумя стяжными болтами.

Проверяют соосность расположения подвижных и неподвижных контактов.

Плотность прилегания подвижных контактов к неподвижным определяют динамометром: давление считается нормальным, если вытягивающее усилие равно 0,3 — 0,4 действительного давления в контактах разъединителя [4.14].

Таблица 4.63. Перечень руководств, технологических карт, организационно-технологических карт и карт организации труда по ремонту электрооборудования распределительных устройств подстанций на напряжение 6-500 кВ.

Наименование руководств, карт

Руководство по капитальному ремонту трансформаторов напряжением кВ, мощностью 80 MB•А и более

Кишиневский отдел ЦБК Главэнергоремонта

Руководство по капитальному ремонту автоматического воздушного выключателя АВМ 15 и АВМ 20

Руководство по капитальному ремонту автоматического воздушного выключателя АВМ 4 и АВМ 10

Конструкторско-технологический отдел по ремонту АЭС Главэнергоремонта

Руководство по капитальному ремонту масляного выключателя ВМД-35/600

Кишиневский отдел ЦБК Главэнергоремонта

Руководство по капитальному ремонту воздушных выключателей ВВН-220-15 и ВВН-330-15

Руководство по капитальному ремонту воздушных выключателей ВВ-330Б и ВВ-500Б

Руководство по капитальному ремонту высоковольтных трех-полюсных выключателей ВВБМ-110Б, ВВБ-220, ВВД-220Б

Руководство по капитальному ремонту высоковольтных трех-полюсных выключателей ВЭМ-6

Руководство по капитальному ремонту воздушного выключателя ВВН-110-6

Руководство по капитальному ремонту масляного выключателя У/2000-25У1

Руководство по капитальному ремонту высоковольтных трех-полюсных выключателей ВВБ-330Б, ВВД-330Б, ВВБ-500

Руководство по капитальному ремонту масляного выключателя ВМП-10П/630

Руководство по капитальному ремонту электромагнитного выключателя ВЭМ-6-2000

Руководство по капитальному ремонту масляного выключателя С-35М-630-10

Руководство по капитальному ремонту масляного выключателя ВМПП-10-630,5)

Руководство по капитальному ремонту пружинного привода ПП-67 (ПП-61)

Руководство по капитальному ремонту масляного выключателя ВМК2,5 У1

Руководство по ремонту отделителей ОД-110М и ОДЗ-110М, короткозамыкателя КЗ-110М и приводов ШПОМ и ШПКМ

Типовая технологическая карта на капитальный ремонт масляного выключателя ВМГ-133 с пружинным или электромагнитным приводом

Типовая технологическая карта на капитальный ремонт масляного выключателя ВМП-10П с встроенным пружинным приводом

Типовая технологическая карта на капитальный ремонт масляного выключателя ВМПП-10

Типовая технологическая карта на капитальный ремонт масляного выключателя ВМГ-10 с электромагнитным или пружинным приводом

Типовая технологическая карта на капитальный ремонт масляного выключателя ВМП-10Э с приводом ПЭВ-12

Типовая технологическая карта на капитальный ремонт масляного выключателя типа МГГ-10-45 с электромагнитным приводом типа ПЭ-21

Типовая технологическая карта на капитальный ремонт ячеек КРУН с линейным, шинным разъединителем и масляным выключателем

Кишиневский отдел ЦБК Главэнергоремонта

Типовая технологическая карта на капитальный ремонт ячейки КРУН с выкаткой тележкой с масляным выключателем

Типовая технологическая карта на капитальный ремонт ячеек КРУ, КРУН с выкаткой тележкой с трансформатором напряжения и разрядниками

Типовая технологическая карта на капитальный ремонт ячейки КРУН с трансформатором собственных нужд

Типовая технологическая карта на капитальный ремонт ячейки КРУН с трансформатором напряжения и разрядниками

Типовая технологическая карта на капитальный ремонт секции сборных шин комплектного распредустройства 6-10 кВ

Типовая технологическая карта на капитальный ремонт масляного выключателя ВМД-35/600 с электромагнитным приводом

Типовая технологическая карта на капитальный ремонт масляного выключателя ВТДУ1 с электромагнитным или пружинным приводом

Типовая технологическая карта на капитальный ремонт масляного выключателя С-35М-630-10 с электромагнитным или пружинным приводом

Типовая технологическая карта на капитальный ремонт масляного выключателя МКП с приводом ШПЭ-31

Типовая технологическая карта на капитальный ремонт отделителей ОД-35. ОДЗ-35 с приводом ШПОМ и короткозамыкателя КЗ-35 с приводом ШПКМ

Типовая технологическая карта на капитальный ремонт ячейки 35 кВ с масляным выключателем

Типовая технологическая карта на капитальный ремонт ячейки 35 кВ с трансформатором напряжения и разрядником

Типовая технологическая карта на капитальный ремонт ячейки 35 кВ с отделителем и короткозамыкателем в цепи силового трансформатора

Типовая технологическая карта на капитальный ремонт разъединителя типа РНДЗ-35/2000У1 с приводом ПРН-110М

Типовая технологическая карта на капитальный ремонт секции сборных шин 35 кВ подстанций с двумя секциями сборных шин

Типовая технологическая карта на капитальный ремонт высоковольтного выключателя типа МКП-110М-1000/630-20 с приводом ШПЭ-33

Типовая технологическая карта на капитальный ремонт высоковольтного выключателя типа У0 с приводом ШПЭ-46П

Типовая технологическая карта на капитальный ремонт высоковольтного выключателя типа У0 с приводом ШПВ-46П

Типовая технологическая карта на капитальный ремонт отделителей ОД-110, ОД(3)-110М с приводом ШПОМ и короткозамыкателей КЗ-110, КЗ-ПОМ с приводом ШПКМ

Типовая технологическая карта на капитальный ремонт разъединителя типа РНДЗ-110/У1 с приводом ПРН-220М

Типовая технологическая карта на капитальный ремонт ячейки 110 кВ с масляным выключателем на ОРУ с обходной системой шин

Типовая технологическая карта на капитальный ремонт ячейки ОРУ 110 кВ с воздушным выключателем

Кишиневский отдел ЦБК Главэнергоремонта

Типовая технологическая карта на капитальный ремонт ячейки 110 кВ с трансформатором напряжения и разрядником

Типовая технологическая карта на капитальный ремонт ячейки 110 кВ с отделителем и короткозамыкателем в цепи силового трансформатора

Типовая технологическая карта на капитальный ремонт секции сборных шин 110 кВ подстанции с двумя секциями сборных шин

Типовая технологическая карта на капитальный ремонт разъединителя типа РНДЗ-220/2000У1 с приводом ПРН-220

Типовая технологическая карта на капитальный ремонт высоковольтного выключателя У5 с приводом ШПЭ-44П

Типовая технологическая карта на капитальный ремонт секции сборных шин 220 кВ

Типовая технологическая карта на капитальный ремонт ячейки 220 кВ с масляным выключателем на ОРУ с обходной системой шин

Типовая технологическая карта на капитальный ремонт разъединителя РНД с приводом ПДН-1

Типовая технологическая карта на капитальный ремонт секции сборных шин 330 кВ

Типовая технологическая карта на капитальный ремонт разъединителя типа РНД-2-500/2000

Типовая технологическая карта на капитальный ремонт разъединителя типа РНДЗ-2-500/3200У1 с приводом ПДН-1

Типовая технологическая карта на текущий ремонт масляных выключателей ВМГ-133, ВМП-10П, ВМПП-10, ВМГ-10, ВМП-10Э, МГГ-10 с электромагнитными или пружинными приводами

Типовая технологическая карта на текущий ремонт масляных выключателей ВМД/35-600, ВТДУ1, С-35М-630-10, МКП с электромагнитными или пружинными приводами

Типовая технологическая карта на текущий ремонт масляных выключателей У5 с приводом ШПЭ-44П, У0 с приводом ШПЭ-46П, У0 с приводом ШПВ-46П, МКП-110М-1000/630-20 с приводом ППЭ-33

Типовая технологическая карта на текущий ремонт разрядников РВМК-500, РВМГ-500, РВМК-330, РВМГ-330, РВС-330, РВС-220, РВС-110, РВС-35, РВП-10, РВП-6

Типовая технологическая карта на текущий ремонт разъединителей РНД с приводом ПДН-1, РНД с приводом ПДН-1, РНДУ1 с приводом ПДН-1

Типовая технологическая карта на текущий ремонт разъединителей РНДЗ-35/2000У1 с приводом ПРН-110М, РНДЗ-110/У1 с приводом ПРН-220М. РНДЗ-220/2000У1 с приводом ПРН-220

Типовая технологическая карта на текущий ремонт трансформаторов тока ТФНКД-500, ТФКН-330, ТРН-330, ТФНД-220, ТФНД-110, ТФНД-35, ТПФЛ-10

Типовая технологическая карта на текущий ремонт трансформаторов напряжения НКФ-500, НКФ-330, НКФ-220, НКФ-110, ЗНОМ-35, НОМ-10, НОМ-6

Организационно-технологическая карта на капитальный ремонт выключателя типа ВМ-6

СКТБ ВКТ Мосэенрго

Организационно-технологическая карта на капитальный ремонт выключателей типа ВМП-10, ВМП-10К, ВМПЭ-10, ВМП-10Э с приводами

СКТБ ВКТ Мосэенрго

Организационно-технологическая карта на капитальный ремонт выключателя типа ВМГ-133

Организационно-технологическая карта на капитальный ремонт выключателя типа ВМГ-10 с приводом

Организационно-технологическая карта на капитальный ремонт масляных выключателей со встроенными приводами типа ВМПП-10 и ВМП-10П

Организационно-технологическая карта на капитальный ремонт выключателя типа МГ-10

Организационно-технологическая карта на капитальный ремонт выключателя типа МГГ-229

Организационно-технологическая карта на капитальный ремонт выключателя типа МГГ-10

Организационно-технологическая карта на капитальный ремонт разъединителя типа РЛНД-10

Организационно-технологическая карта на капитальный ремонт разъединителей типа РВ-10, РВО-10, РВС-10, РЛВОМ-10. РВЗ-10 и РВФС-10

Организационно-технологическая карта на капитальный ремонт разъединителя типа РВК-10

Организационно-технологическая карта на капитальный ремонт выключателей типа ВМ-22, ВМ-23

Организационно-технологическая карта на капитальный ремонт выключателя типа ВМБ-10

Организационно-технологическая карта на капитальный ремонт разъединителя типа РВК-20

Организационно-технологическая карта на капитальный ремонт масляных выключателей ВМ-35 и ВМД-35

Организационно-технологическая карта на капитальный ремонт разъединителя типа РЛНД-35

Организационно-технологическая карта на капитальный ремонт короткозамыкателя типа КЗ-35

Организационно-технологическая карта на капитальный ремонт отделителей типа ОД-35 и ОДЗ-35

Организационно-технологическая карта на капитальный ремонт масляного выключателя типа МКП-35

Организационно-технологическая карта на капитальный ремонт масляного выключателя типа С-35

Организационно-технологическая карта на капитальный ремонт масляного выключателя типа ВТ-35

Организационно-технологическая карта на капитальный ремонт разъединителя типа РНД-35

Организационно-технологическая карта на капитальный ремонт отделителя типа ОД-110

Организационно-технологическая карта на капитальный ремонт выключателя типа МКП-110

Организационно-технологическая карта на капитальный ремонт разъединителя типа РЛНД-110

Организационно-технологическая карта на капитальный ремонт короткозамыкателя типа КЗ-110

Организационно-технологическая карта на капитальный ремонт выключателей типа ВВН-110 и ВВШ-110

Организационно-технологическая карта на капитальный ремонт масляного выключателя типа У-110

Организационно-технологическая карта на капитальный ремонт воздушного выключателя типа ВВБ-110-6

Организационно-технологическая карта на капитальный ремонт масляного выключателя типа МКП-160

СКТБ ВКТ Мосэенрго

Организационно-технологическая карта на капитальный ремонт выключателя типа ММО-110 (НРБ)

Организационно-технологическая карта на капитальный ремонт разъединителя типа РНД-110

Организационно-технологическая карта на капитальный ремонт разъединителя типа РОНЗ-110

Организационно-технологическая карта на капитальный ремонт разъединителей типа РНД-220 и РНДЗ-220

Организационно-технологическая карта на капитальный ремонт короткозамыкателя типа К3-220

Организационно-технологическая карта на капитальный ремонт выключателя типа МКП-220

Организационно-технологическая карта на капитальный ремонт отделителя типа ОД-220М

Организационно-технологическая карта на капитальный ремонт выключателей типа ВВН-220-10, ВВН-220-15 и ВВШ-220

Организационно-технологическая карта на капитальный ремонт масляного выключателя типа У-220

Организационно-технологическая карта на капитальный ремонт воздушного выключателя типа ВВБ-220-12

Организационно-технологическая карта на капитальный ремонт разъединителя типа РЛНД-220

Организационно-технологическая карта на капитальный ремонт разъединителя типа РОНЗ-220

Организационно-технологическая карта на капитальный ремонт воздушного выключателя типа ВВ-500

Организационно-технологическая карта на капитальный ремонт разъединителя типа РНД-500

Организационно-технологическая карта на капитальный ремонт разъединителя типа РОНЗ-500

Карта организации труда на капитальный ремонт масляного выключателя ВМП-10

Карта организации труда на капитальный ремонт выключателя нагрузки ВН-16

Карта организации труда на замену трансформатора напряжения типа НТМИ-6-10 в ТП 6-10/0,4 кВ

Карта организации труда на замену разъединителя РВ-10 в ТП 6-10/0,4 кВ

Карта организации труда на замену щита низкого напряжения в РП 6-10 кВ

Карта организации труда на замену силового трансформатора до 400 кВ•А на МТП 10/0,4 кВ автокраном

Карта организации труда на замену МТП на комплектную

Карта организации труда на замену КТПН 6-10/0,4 кВ проходного типа с воздушным вводом мощностью до 630 кВ•А на новую

Карта организации труда на доливку масла в силовой трансформатор на КТП 6-10/0,4 кВ

Карта организации труда на замену низковольтного трансформатора типа ТК-20 на МТП 10/0,4 кВ

Карта организации труда на замену рубильника главного ввода на щите низкого напряжения на КТП 6-10/0,4 кВ

Карта организации труда на замену вентильного разрядника 10 кВ на КТП 10/0,4 кВ

Карта организации труда на замену автоматического выключателя 0,4 кВ главного ввода на КТП 6-10/0,4 кВ

Карта организации труда на замену шкафа КРУН К-VIУ в сборе

Карта организации труда на замену камеры КСО-366 в сборе

Карта организации труда на замену проходного изолятора 10 кВ на КТП 6-10/0,4 кВ

Карта организации труда на замену вводного шкафа высокого напряжения в сборе на КТП 6-10/0,4 кВ

Карта организации труда на замену панели шкафа низкого напряжения на КТП 6-10/0,4 кВ

Карта организации труда на замену выводов низкого напряжения от силового трансформатора на КТП 6-10/0,4 кВ

Карта организации труда на ремонт контура заземления КТП 6-10/0,4 кВ

Отраслевые расчетные нормативные материалы по труду на капитальный ремонт подстанций 35-110 кВ

При регулировании механической части трехполюсных разъединителей проверяют одновременность включения ножей; разновременность включения не должна превышать 3 мм для разъединителей до 35 кВ и 5 мм для разъединителей 110 кВ. Регулирование разъединителей внутренней установки выполняют изменением хода поводка качающихся изоляторов, а разъединителей наружной установки — с помощью регулируемых наконечников междуполюсных и внутриполюсных тяг [4.13]. При наличии заземляющих ножей их необходимо отрегулировать так, чтобы заземляющий нож полюса, наиболее удаленного от привода, подходил к неподвижному контакту с некоторым опережением, так как в передаче всегда имеются люфты, из-за чего удаленный нож может оказаться недовключенным [4.14].

Курсы

Индексы

ИНСТРУКЦИЯ ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ ОПЕРАТИВНЫХ БЛОКИРОВОК БЕЗОПАСНОСТИ В РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВАХ ВЫСОКОГО НАПРЯЖЕНИЯ

СОГЛАСОВАНА с начальником Отдела по технике безопасности и промышленной санитарии Р.А.Гаджиевым 03.10.79

УТВЕРЖДЕНА заместителем начальника Главтехуправления К.М.Антиповым 05.10.79

В настоящей Инструкции приведено описание оперативных блокировок в распределительных устройствах высокого напряжения, даны указания по их монтажу и эксплуатации, испытаниям и профилактическим осмотрам.

Инструкция предназначена для руководящего, оперативного и эксплуатационного персонала электростанций и подстанций.

Важным средством предупреждения неправильных операций, производимых оперативным персоналом, является оснащение всех разъединителей и заземляющих ножей устройствами блокировки.

Оперативная блокировка должна рассматриваться как дополнительное средство, препятствующее производству ошибочных операций. Персонал обязан знать инструкции по производству переключений в электрических распределительных устройствах и производить оперативные переключения сознательно, четко представляя очередность операций и конечную цель переключений.

1. ОЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ К УСТРОЙСТВАМ БЛОКИРОВКИ И ПРИНЦИПЫ ИХ ВЫПОЛНЕНИЯ

1.1. Оперативная блокировка разъединителей с выключателями должна предотвращать:

— включение и отключение разъединителями активной и реактивной мощности, за исключением предусмотренных § 48.16 «Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей» («Энергия», 1977) случаев включения и отключения намагничивающего тока силовых трансформаторов и зарядного тока линий;

— включение и отключение разъединителями больших уравнительных токов или включение на несинхронное напряжение.

Блокировка защитных заземлений должна предотвращать:

— включение заземляющих ножей на шины и участки присоединений, находящиеся под напряжением;

— включение разъединителей на участки шин и присоединений, заземленные включенными заземляющими ножами;

— подачу напряжения выключателем на заземленный участок шин.

Принципы выполнения оперативной блокировки разъединителей и заземляющих ножей соответствуют изложенным в Решении N Э-7/77 — ТБ-1/77 «О применении в электроустановках напряжением выше 1000 В стационарных заземляющих ножей и их блокировке» (СПО Союзтехэнерго) и заключаются в следующем:

а) для разъединителей и заземляющих ножей должна выполняться блокировка, исключающая:

— оперирование разъединителем под нагрузкой (за исключением тех случаев, когда разъединитель шунтирован другой электрической цепью, не содержащей сопротивления, например шиносоединительным выключателем);

— включение заземляющего ножа на участке цепи, не отделенном разъединителями от участков, находящихся под напряжением;

— возможность подачи напряжения разъединителем на заземленный участок цепи; в соответствии с требованием § II-2-22 «Правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок электрических станций и подстанций» («Энергия», 1972) заземления должны быть отделены видимым разрывом от токоведущих частей, находящихся под напряжением;

— возможность подачи напряжения выключателем на заземленный участок цепи. Это достигается тем, что от других участков цепей выключатель отделяется с обеих сторон разъединителями, сблокированными с заземляющими ножами таким образом, что включение заземляющего ножа с одной стороны выключателя оказывается возможным только при отключенном разъединителе с другой стороны выключателя и, наоборот, включение разъединителя с одной стороны выключателя возможно при отключенном заземляющем ноже с другой стороны выключателя. Введение каких-либо блокировочных элементов в цепи включения выключателей для предотвращения их включения на заземленный участок цепи при этом не допускается;

б) для разъединителей с пофазным исполнением оперативная блокировка выполняется таким образом, что оперирование разъединителем любой фазы невозможно при включенных заземляющих ножах на любой другой фазе. Это условие необходимо, так как фазы связаны через обмотки трансформатора;

в) блокировка, исключающая возможность подачи на включенный заземляющий нож напряжения с противоположной стороны линии, не выполняется из-за ее сложности; достаточной является блокировка заземляющего ножа только с линейным разъединителем на данном конце линии;

г) для шинных разъединителей и заземляющих ножей сборных шин выполняется полная оперативная блокировка, запрещающая включение заземляющего ножа сборных шин при включенном (хотя бы одном) шинном разъединителе и включение любого шинного разъединителя при включенном заземляющем ноже сборных шин;

д) в комплектных РУ СН 6 кВ выполняется оперативная блокировка, запрещающая включение заземляющего ножа сборных шин РУ СН 6 кВ при рабочем положении тележек выключателей в цепях вводов рабочего и резервного питания, тележек выключателей трансформаторов СН 6/0,38 кВ и линий 6-10 кВ с двусторонним питанием, а также вкатывание этих тележек в рабочие положения при включенном заземляющем ноже шин РУ СН 6 кВ.

1.2. К устройствам блокировки предъявляются следующие требования:

— блокировка должна быть полной, т.е. предусматривать блокирование всех неправильных операций, которые могут быть произведены разъединителями;

— устройства оперативной блокировки и блокировки заземляющих ножей должны осуществляться по общей схеме;

— блокировка должна быть надежна в эксплуатации.

Недопустимо, чтобы при различных неисправностях или исчезновении напряжения оперативного тока блокировка позволяла производить операции с разъединителями;

— приводы разъединителей должны запираться блок-замками только в крайних положениях «Включено» и «Отключено». В промежуточных положениях устройства блокировки должны препятствовать запиранию приводов и выниманию ключа из замка;

— установка механических замков на приводах должна производиться на неподвижных деталях, чтобы не увеличивать инерцию подвижных частей механизма;

— при наличии устройств механической блокировки приводы выключателей (за исключением шиносоединительных) должны запираться блок-замком только в отключенном положении, чтобы выключатели не могли быть включены ни дистанционно, ни вручную. Приводы шиносоединительных выключателей должны запираться в двух положениях: «Включено и «Отключено». При устройстве электромагнитной и электромеханической блокировок установки замков на приводах выключателей не требуется;

— установка механических замков на приводах выключателей (за исключением шиносоединительных) должна выполняться так, чтобы при включенном выключателе невозможно было вынуть ключ из замка;

— необходимо также выполнить указанную блокировку так, чтобы не вызвать отключения выключателей при попытке вынуть ключ из замка;

— блокировка не должна без надобности усложнять или замедлять операции с разъединителями, что особенно важно при большом количестве присоединений. Блокировочная аппаратура должна быть доступна для осмотра при наличии напряжения на блокируемом оборудовании;

— блокировка не должна препятствовать включению и отключению выключателя при разобранной схеме (отключенных разъединителях присоединения). Однако блокировка должна исключать возможность подачи напряжения на заземленные участки присоединений включением выключателя.

2. СИСТЕМЫ ПРИМЕНЯЕМЫХ БЛОКИРОВОК

Наиболее широкое применение получили следующие блокировки: механическая непосредственного действия, электромагнитная и механическая замковая (электромеханическая).

Механическая блокировка непосредственного действия имеет ограниченное применение: для простых схем, а чаще как дополнительное средство при наличии других основных видов блокировок.

Электромагнитная блокировка пригодна для любых схем первичных цепей, проста в эксплуатации.

Механическая замковая и электромеханическая блокировки, основанные на одном и том же принципе, применяются в распределительных устройствах с простыми первичными схемами и небольшим количеством присоединений.

Остальные системы блокировок либо не получили широкого применения, либо в настоящее время заменены указанными выше.

2.1. Механическая блокировка непосредственного действия

Механическая блокировка непосредственного действия в заводском исполнении применяется в комплектных распределительных устройствах (блокировка от перемещений тележки при включенном масляном выключателе, от вкатывания тележки в рабочее положение при включенном заземляющем разъединителе, автоматическое закрытие защитных шторок при выкатывании тележки и др.), а также для блокирования разъединителей с заземляющими ножами. На рис.1 показана механическая блокировка главных и заземляющих ножей разъединителей РНДЗ с приводом ПРН, выполненная в виде дисков (с вырезами), насаженных на валы. Эта блокировка не допускает включения заземляющих ножей при включенных главных ножах и наоборот включения главных ножей при включенных заземляющих ножах.

Рис.1 Механическая блокировка главных и заземляющих ножей разъединителей:

1 — вал; 2 — диск; 3 — блокировочный замок

В самых простых схемах, если механическая блокировка непосредственного действия обеспечивает полностью безопасность производства операций, другие типы блокировок применять не следует. При каждой ревизии основного аппарата необходимо проверять работоспособность механической блокировки непосредственного действия.

2.2. Электромагнитная блокировка

Электромагнитная блокировка рекомендуется для распределительных устройств со сложными схемами первичных соединений независимо от напряжения при большом количестве присоединений (более 10). Достоинством этой системы являются ее универсальность (она применима дня любой конструкции распределительного устройства и при любой схеме первичных соединений), простота операций (автоматичность действий КСА) при минимальных затратах времени.

2.2.1. Аппаратура блокировки

Аппаратура для электромагнитной блокировки выпускается двух видов:

— для внутренней установки производства Курского завода низковольтной аппаратуры (замок ЗБ-1, ключ КЗЗ-1);

— для наружной установки (может быть также применена в закрытых распределительных устройствах) производства Рижского опытного завода Латвэнерго (замок ЭМБЗ, ключ ЭМК, розетка У-94Б). Кроме того, применяются блок-контакты КСА, которые используются как для внутренней, так и для наружной установки, и реле РП-23, используемое в качестве реле блокировки (РБЭ) при наличии разъединителей с электродвигательным приводом.

2.2.2. Схемы блокировки

Ниже приведено описание схем блокировки для распределительных устройств и присоединений с наиболее сложными схемами первичных цепей. Схемы блокировки для других схем первичных цепей являются частью описываемых и могут быть составлены самостоятельно. При выполнении приведенных схем оперативной блокировки разъединителей, отделителей и заземляющих ножей исключается возможность неправильных операций.

— разъединитель механически сблокирован с заземляющим ножом таким образом, что включить разъединитель можно только при отключенном заземляющем ноже, а включить заземляющий нож — только при отключенном разъединителе;

— для разъединителя, главные ножи которого управляются электродвигательным приводом, должна выполняться электромагнитная блокировка между главными и заземляющими ножами, несмотря на наличие механической блокировки между ними. Это вызвано тем, что включение электродвигателя привода главных ножей может производиться независимо от положения заземляющих ножей. Поэтому для исключения повреждения электродвигателя привода из-за работы в заторможенном режиме или поломки механической блокировки между главным и заземляющими ножами включение электродвигателя запрещается, если заземляющие ножи разъединителя включены (с помощью реле РБЭ);

— в схемах оперативной блокировки разъединителей применяются реле-повторители блок-контактов выключателей, отделителей, разъединителей и короткозамыкателей в том случае, когда нет свободных блок-контактов этих аппаратов. Для замены размыкающих блок-контактов аппаратов используются замыкающие контакты реле-повторителей, включенные на размыкающие блок-контакты аппаратов, а для замены замыкающих блок-контактов аппаратов — контакты реле-повторителей, включенные на замыкающие блок-контакты аппаратов. Такое включение реле-повторителей исключает ложную работу блокировки при нарушении цепи обмотки реле-повторителя;

— для разъединителей с электродвигательным приводом оперативная блокировка осуществляется разрывом цепей управления электродвигательного привода при несоблюдении условий, при которых допустимо оперирование. Разрыв осуществляется контактами реле блокировки РБЭ, обмотка которого включена в цепи оперативной блокировки разъединителя.

Операция переключения прекращается, если во время переключения изменяются условия, при которых эта операция разрешается.

Для возможности осуществления блокировки при ручном управлении главными и заземляющими ножами предусматриваются блок-замки. Шток блок-замка закрывает доступ к валу привода для установки рукоятки ручного оперирования. Шток может быть вытянут только в том случае, если в блок-замок вставлен ключ и соблюдены условия, при которых допустимо оперирование ножами разъединителя.

Приводы снабжены также механизмом блокировки, который исключает возможность осуществления электродвигательного оперирования при ручных операциях. Блокировка выполнена включением в цепи управления электродвигателя привода главных ножей разъединителя контакта конечного выключателя ВК, который размыкается, когда на вал привода устанавливается рукоятка ручного оперирования.

Двойная система шин с шиносоединительным и обходным выключателями (рис.2).

Рис.2. Схема распределительного устройства с двумя системами шин, шиносоединительным и обходным выключателями

Операция с каждым шинным разъединителем любого присоединения разрешается в двух случаях: если отключен выключатель, разъединитель и его заземляющий нож другой системы шин данного присоединения, а также заземляющий нож с другой стороны выключателя. Во всех схемах блокировки следует учитывать, что при отключении выключателя нельзя считать, что гарантирован разрыв цепи, поскольку выключатель может быть случайно включен; если включены шиносоединительный выключатель и оба его разъединителя, а также разъединитель другой системы шин данного присоединения. Это условие обеспечивает перевод присоединений с одной системы шин на другую без перерыва питания. Возможность оперирования шинным разъединителем обеспечивается питанием электромагнитных замков от шинки ШБР (рис.3, см. вклейку). Для включения шинных разъединителей в обоих случаях необходимо, чтобы были отключены заземляющие ножи шин. Это обеспечивается питанием электромагнитных замков от шинок 1ШБ и 2ШБ.

Рис.3. Схема блокировки элементов распределительного устройства с двумя
системами шин, шиносоединительным и обходным выключателями


Для операции с линейным разъединителем линии достаточным условием является отключенное положение выключателя и заземляющих ножей по обе его стороны. Ввиду отсутствия блокировки заземляющего ножа линейного разъединителя со стороны линии с линейным разъединителем противоположного конца линии его привод должен быть заперт на висячий замок, а ключ храниться на щите управления. В схемах предусматривается использование однополюсных выключателей. Блок-контакты всех фаз выключаются последовательно. В случав применения трехполюсных выключателей используется один блок-контакт.

Операции с заземляющими ножами шин возможны при отключении всех шинных разъединителей данной системы шин. При секционировании системы шин в цепь вводится также блок-контакт секционного разъединителя. В схеме предусмотрено секционирование II СШ. Следует отметить, что данный узел наиболее ненадежный, поскольку последовательно в одной цепи подключены блок-контакты всех шинных разъединителей и всегда возможен разрыв хотя бы одного контакта.

Оперирование обходным разъединителем любого из присоединений разрешается при условии, если обходная система шин свободна и не заземлена, т.е. отключены заземляющие ножи РЗб и 4РЗб, обходной выключатель и все остальные индивидуальные разъединители обходной системы шин. Оперирование заземляющими ножами РЗб и 4РЗб обходной системы шин разрешается при условии, что отключены все индивидуальные разъединители обходной системы шин.

Обходной выключатель может быть совмещен с секционным (рис.4). Схема блокировки представлена на рис.5.

Рис.4. Схема обходного выключателя, совмещенного с секционным

Рис.5. Схема блокировки обходного выключателя, совмещенного с секционным

Операции с шинными разъединителями разрешаются только при отключенном заземляющем ноже данной системы (секции) шин. Операции с заземляющими ножами шин разрешаются только при отключенном положении всех разъединителей данной системы (секции) шин. Для этого в цепь блок-замка заземляющего ножа системы или секции шин введены размыкающие блок-контакты всех шинных разъединителей этой системы (секции) шин. Разъединители обходной системы шин могут быть включены, если обходная система шин не заземлена, т.е. отключен заземляющий нож 3РЗб, отключены все индивидуальные разъединители обходной системы шин всех остальных присоединений и обходной выключатель. Заземляющий нож 3РЗб нельзя включить, если включен разъединитель хотя бы одного присоединения.

Для обеспечения возможности операций с разъединителями 2Р обходного выключателя, совмещенного с секционным, и 5Р перемычки не только при отключенном, но и при включенном выключателе в цепях блок-замков этих разъединителей предусматриваются следующие контакты:

— разъединителя 2Р — замыкающие блок-контакты разъединителей 5Р, 15Р, 3Р, 1Р и повторителя блок-контактов обходного выключателя, совмещенного с секционным;

— разъединителя 5Р — замыкающие блок-контакты разъединителей 2Р, 15Р, 3Р, 1Р и повторителя блок-контактов обходного выключателя, совмещенного с секционным.

Два блока (ВЛ — автотрансформаторы) с автоматической перемычкой между ними (рис.6).

Рис.6. Схема двух блоков (ВЛ — автотрансформаторы) с автоматической
перемычкой между ними

Схемы блокировок для случая установки отделителей и короткозамыкателей со стороны ВН приведены на рис.7 (см. вклейку). Питание может быть подано с любой стороны. Операция с линейным разъединителем 12Р разрешается при отключенном отделителе и закрытых дверцах шкафов его приводов, отсутствии напряжения и включенных заземляющих ножах со всех сторон автотрансформатора данного блока, т.е. при отключении выключателей 3В и 1В, разъединителя секционной перемычки Р, короткозамыкателя КЗ, заземляющих ножей 3РЗб и 4РЗ; а для блока с другим автотрансформатором — также РЗ. Операции вручную отделителем разрешаются при отключенной нагрузке автотрансформатора, т.е. когда отключены выключатели 3В и 1В, секционная перемычка Р и заземляющий нож 12РЗб . Для подстанции 110 кВ схема блокировки несколько изменяется. Это связано с тем, что для включения отделителя ОД-110 с приводом ШПО требуется значительное усилие, что часто замедляет процесс включения и приводит к возникновению затяжной дуги. Для предотвращения этого необходимо отключение тока холостого хода производить отделителем, а включение — разъединителем (в соответствии с Решением N Э-15/68 «Об отключении отделителями и разъединителями намагничивающего тока силовых трансформаторов и зарядного тока воздушных и кабельных линий» — СЦНТИ ОРГРЭС). Схема блокировки имеет существенный недостаток. Цепи блокировки отделителя разрешают оперирование им вне зависимости от положения линейного разъединителя. Это вызвано установкой блокировки замка не на валу, а на дверце шкафа отделителя. Следует всегда помнить о необходимости после операции с отделителями произвести операцию с линейным разъединителем.

Рис.7. Схема блокировок элементов двух блоков (ВЛ — автотрансформаторы) с автоматической перемычкой между ними для случая установки отделителей и короткозамыкатей на стороне ВН

Оперирование разъединителем перемычки Р для подстанции 220 кВ разрешается при условии, когда отключен отделитель перемычки, закрыты дверцы шкафов его приводов, отсутствует напряжение и заземляющие ножи включены со всех сторон автотрансформатора.

Условием включения отделителя перемычки является отсутствие напряжения со всех сторон одного из автотрансформаторов, т.е. должны быть отключены его выключатели 3В и 1В, отделитель 20Д и заземляющий нож РЗ.

При напряжении ВН 110 кВ схема блокировки разъединителя и отделителя перемычки и порядок операций такие же, как для линейного разъединителя и отделителя (при напряжении 110 кВ).

Схема блокировки разъединителей и заземляющих ножей на стороне СН автотрансформатора, подключенных к двойной системе шин с обходной, была разобрана выше. Схема блокировки разъединителей и заземляющих ножей на стороне НН автотрансформатора не требует пояснений.

Для приводов ПРО и ПРК разработаны новые схемы оперативных блокировок (см. рис.7). Схема блокировки стороны низшего напряжения этих приводов аналогична схемам блокировки других типов приводов.

Схема блока генератор-двухобмоточный трансформатор (автотрансформатор).

Схема блока генератор-двухобмоточный трансформатор (автотрансформатор) может быть выполнена с выключателем или без него в цепи генератора. Сторона ВН трансформатора может быть подключена к распределительному устройству с двойной или секционированной системой шин, с полуторной схемой, со схемой мостика или непосредственно к линии, образуя таким образом блок-генератор-трансформатор-линия. При всех этих схемах подключения блоков генератор-двухобмоточный трансформатор (автотрансформатор) схемы блокировки мало различаются. Поэтому достаточно рассмотреть один пример схемы блока генератор-двухобмоточный трансформатор, подключенного к двойной системе шин с обходной без выключателя в цепи генератора.

Схема блокировки разъединителей и заземляющих ножей на стороне ВН выполняется в зависимости от первичной схемы распределительного устройства высокого напряжения. Следует отметить особенность схемы оперативной блокировки для блоков генератор-трансформатор (автотрансформатор), не имеющих выключателя в цепи ответвления к рабочему трансформатору СН (рис.8): выполнение блокировки разъединителей ЗР и Р с заземляющими ножами РЗТа и РЗТб. Разъединители ЗР и Р сблокированы не непосредственно с РЗТа и РЗТб, а только с РЗг, который в свою очередь сблокирован с РЗТа и РЗТб так, что при наложении заземлений вначале должен включаться РЗг и затем РЗТа и РЗТб. При снятии заземлений вначале должны отключаться РЗТа и РЗТб, а затем РЗг. Разъединители ЗР и Р сблокированы не непосредственно с РЗТа и РЗТб, а только с РЗг, который, в свою очередь, сблокирован с РЗТа и РЗТб так, что при наложении заземлений вначале должен включаться РЗг и затем РЗТа и РЗТб. При снятии заземлений вначале должны отключаться РЗТа и РЗТб, а затем РЗг.

Рис.8. Схема блокировки для блоков генератор-автотрансформатор

При таком выполнении схемы нет необходимости включать контакты заземляющих ножей РЗТа и РЗТб в цепи оперативной блокировки Ра и Рб, что позволяет упростить как схему блокировки, так и кабельные связи.

Необходимым условием для включения заземляющих ножей со стороны высшего напряжения блока (РЗ и 3РЗ ) и генераторного напряжения РЗг должно быть отсутствие напряжения со всех сторон блока (отключены разъединители ЗР и Р, тележки выключателей Ва и Вб и отключено возбуждение генератора). Блокировка, запрещающая включение возбуждения генератора при включенных заземляющих ножах, выполняется введением блок-контактов этих ножей в цепи включения выключателей на вводах от рабочего и резервного возбудителей, так как установка на этих выключателях блокировочной аппаратуры невозможна.

Для генератора с бесщеточной системой возбуждения, в которой отсутствуют выключатели вводов, блок-контакты заземляющих ножей должны включаться в цепь бесщеточного возбудителя.
Полуторная схема распределительного устройства

Схема блокировки (рис.9) выполнена с учетом наличия у всех разъединителей электродвигательных приводов, а у заземляющих ножей — ручных приводов.

Рис.9. Схема блокировки элементов полуторной схемы распределительного устройства

Оперирование любым разъединителем разрешается при отсутствии напряжения с одной стороны и отключенных заземляющих ножах с обеих сторон.

Оперирование любым заземляющим ножом (за исключением линейного) разрешается при отсутствии напряжения с обеих сторон, т.е. при отключенных разъединителях.

В схеме отсутствует блокировка заземляющего ножа блока РЗб и линии РЗл.

Двойная секционированная система шин

Для каждого из двух разъединителей, секционирующих одну систему сборных шин, оперирование разрешается при соблюдении любого из двух условий (рис.10):

Рис.10. Схема блокировки секционных разъединителей

— при свободных и незаземленных шинах, примыкающих к разъединителю секции (ремонт шин данной секции);

— при отключенном втором секционном разъединителе (ремонт шин другой секции).

Цепь проверки отключения разъединителей всех присоединений данной секции, необходимая для реализации первого условия, образуется в схеме блокировки заземляющих ножей сборных шин (см. рис.3). Реле 1РБ (2РБ) контролирует отключенные положения всех шинных разъединителей 1(2) секций II СШ.

2.2.3. Питание цепей блокировки

На большинстве действующих подстанций питание цепей блокировки осуществлено от аккумуляторных батарей. Однако в цепях блокировки, проложенным по открытым распределительным устройствам, часто появляется «земля». Для отыскания места повреждения и обеспечения нормальной работы устройств защиты, автоматики и сигнализации присоединений электромагнитную блокировку приходится выводить из работы на длительное время. В связи с этим питание цепей электромагнитной блокировки рекомендуется осуществлять от выпрямленного тока.

Для этой цели применяются блоки питания БПЗ-401 (взамен снятых с производства БПН-101/1), БПН-1001, БПН-1002, типовая панель ЭПР-512-74.

Для питания цепей оперативной блокировки в случае отсутствия разъединителей с двигательными пофазными приводами могут использоваться блоки питания БПН-11/1 с последовательным соединением элементов на стороне выпрямленного напряжения (напряжение выхода 220 В).

Технические данные блока БПЗ-401:

Номинальное напряжение входа -100, 110, 127, 220 В; номинальное напряжение выхода — 110, 220, 400±5% В; минимально допустимое сопротивление нагрузки: для номинального выпрямленного напряжения 110 В — 50 Ом, для номинального выпрямленного напряжения 220 В — 200 Ом; длительно допустимое сопротивление нагрузки: для номинального выпрямленного напряжения 110 В — 150 Ом, для номинального выпрямленного напряжения 220 В — 600 Ом. Блоки питания в общепромышленном исполнении допускают длительное включение на напряжение 110% номинального при отсутствии нагрузки.

Потребление блока на уставке выпрямленного напряжения 110 В не превышает 5 В·А в режиме холостого хода; при минимально допустимом сопротивлении нагрузки — 400 В·А; при длительно допустимом сопротивлении нагрузки — 200 В·А.

Для уставки выпрямленного напряжения 100 В в среднее значение выходного напряжения (при подведении номинального напряжения) не более 130 В в режиме XX и не менее 95 В при минимально допустимом сопротивлении нагрузки, а для уставки 220 В — соответственно не более 260 В в режиме XX и не менее 190 В при минимально допустимом сопротивлении нагрузки.

Технические данные блока БПН-1001:

Номинальное напряжение входа — 110, 220 и 380 В; номинальное напряжение выхода — 110, 220 В.

Потребление блока при номинальном напряжении входа составляет:

а) не более 25 В·А на фазу при отсутствии нагрузки;
б) не более 300 В·А на фазу при нагрузке 20 Ом и =110 В (80 Ом и =220 В);
в) не более 500 В·А на фазу при нагрузке 10 Ом и =110 В (40 Ом и =220 В).
Блок питания в общепромышленном исполнении допускает длительное включение на напряжение 110% номинального.

Длительно допустимый ток: на основном выходе блока по условиям работы выпрямителей при =110 В — 3,2 А; при =220 В — 1,8 А; на дополнительном выходе 3 А на фазу.

Технические данные блока БПН-1002:

Номинальное первичное напряжение — 100, 110, 127, 220, 380, 440 В. Блок может также включаться на напряжение 115, 230 и 400 В. При этом во вторичных обмотках трансформатора блока должны использоваться соответствующие ответвления.

Выпрямленное напряжение блока при питании симметричным трехфазным напряжением — 110, 220 В.

Потребление блока при указанном выше первичном напряжении составляет:

а) не более 25 В·А на фазу при отсутствии нагрузки;

б) не более 1500 В·А на фазу при нагрузке 5 Ом (уставка выпрямленного напряжения 110 В) и 20 Ом (уставка выпрямленного напряжения 220 В);

в) не более 750 В·А на фазу при нагрузке 10 Ом (уставка выпрямленного напряжения 220 В).

Блок питания в длительном режиме работы допускает включение на напряжение 110% номинального.

Схемы питания цепей оперативной блокировки

Для подстанций с масляными выключателями (рис.11) ввиду небольшого потребления мощности цепи оперативной блокировки получают питание от блока БПЗ-401, подключенного к I или II секции шин собственных нужд через выключатели АП50-2МТ шин собственных нужд, защищающих цепи до блока БПЗ. Переключение с одной стороны секции шин собственных нужд на другую происходит с помощью устройства АВР. Напряжение цепей оперативного тока — 110 В. Для однотрансформаторных подстанций цепи АВР отсутствуют. Для подстанций с воздушными выключателями (рис.12) осуществляется совместное питание цепей блокировки разъединителей с лампами сигнализации положения выключателей от двух блоков питания БПН-1001 и БПН-1002 (в зависимости от нагрузки). Блоки подключены к I и II секциям шин собственных нужд через выключатели шин собственных нужд для защиты кабелей и через выключатели АП50-ЗМТ для защиты блоков. Напряжение цепей оперативного тока 220 В.

Рис.11. Схема питания цепей оперативной блокировки разъединителей для подстанций с масляными выключателями

Рис.12. Схема питания цепей оперативной блокировки разъединителей для подстанций с воздушными выключателями

Для уменьшения количества блоков питания и возможности взаимного резервирования выхода цепей выпрямленного напряжения обоих блоков объединяются.

На стороне выпрямленного напряжения предусматривается шинки блокировки ШБ, общие для подстанций. На шинках ШБ осуществлен контроль изоляции и уровня напряжения с помощью вольтметра и переключателя. Шинки ШБ, устройство контроля изоляции, рубильники, защитные устройства и блоки питания размещаются на панели оперативной блокировки, устанавливаемой в помещении щита управления.

От шинок ШБ отходят по две линии (рабочая и резервная) в каждое распределительное устройство: ШБI — в РУ 110-220 кВ; ШБII — в ОРУ 35 кВ; ШБIII — в РУ 6-10 кВ.

Питание цепей блокировки осуществляется через рубильники, устанавливаемые в ящике управления разъединителями (ЯУР), если они имеют электродвигательный привод, или в ящике зажимов выключателя (отделителя), если разъединители снабжены ручным приводом.

Питание цепей электромагнитной блокировки РУ на ТЭС осуществляется от панели питания ЭПР-512-74. Для возможности оперирования разъединителями при полном обеспечении ТЭС предусматривается резервное питание этих цепей от аккумуляторных батарей.

Как правило, на ТЭС должны устанавливаться две панели, питающие выпрямительное устройство. Одна из них размещена в главном корпусе ТЭС и обеспечивает питание целей блокировки разделителей и заземляющих ножей, установленных в ГРУ 6-10 кВ, в РУ СН 6 кВ, в цепях генераторов, рабочих и резервных источников питания собственных нужд. Другая панель размещается в помещении релейного щита или щита 380 В в ОРУ (ЗРУ) и обеспечивает питание цепей блокировки разъединителей и заземляющих ножей, установленных в распределительных устройствах 35 кВ и выше. Если при этом одно ОРУ значительно удалено от другого, то для них могут предусматриваться отдельные панели питающих выпрямительных устройств. Источником питания выпрямительных устройств в главном корпусе служат шины 380 В одного из общестанционных распределительных пунктов серии ПI-9000. В РУ для этой цели используются шины 380 В РП серии ПР-9000 в помещении релейного щита или щита 380 В в РУ. Цепи 380 В от шин РП подводятся к панели питающих выпрямительных устройств одним кабелем. Шинки блокировки ШБ одного распределительного устройства получают питание по отдельному кабелю с панели выпрямительного устройства. Для распределительных устройств со схемами «полуторная», «4/3», «многоугольник», кроме основных шинок ШБ, предусматривается дополнительная шинка, используемая для питания ламп сигнализации положения разъединителей, управляемых с ЦЩУ. Защита цепей оперативной блокировки осуществляется автоматическими выключателями.

2.2.4. Установка (монтаж) аппаратуры

Заводы-изготовители не всегда устанавливают блокировочные замки на приводах разъединителей, особенно на напряжение 6-10 кВ. В некоторых случаях заводы предусматривают места для размещения замков на приводах, а установка производится непосредственно при монтаже разъединителей.

Ниже приведены примеры установки замков электромагнитной блокировки на некоторых приводах. На конструкциях, где устанавливаются замки, необходимо выполнить отверстия согласно рис.13 и таблице.

Рис.13. Разметка отверстий под замки

Размеры замков, мм

Обозначения на рис.13

Рижского ремонтно-механического завода

На приводе разъединителя ПРТ-1 замок 1 устанавливается на боковой правой или левой крышке привода и крепится к его подшипнику двумя винтами 2 (рис.14). Запорный стержень 4 замка должен входить в отверстие в рукоятке привода и запирать привод при положении разъединителя «Включено» или «Отключено». При установке блок-замка следует обращать особое внимание на точность сверления отверстий 3 в рукоятке привода. Установка блок-замков на приводах ПРМ, ПРБ выполняется аналогично. В приводе ПР-ЗТ для фиксации конечных положений предусматривается механический фиксатор, закрепленный на его подшипнике. При установке блок-замка механический фиксатор демонтируется.

Рис.14. Установка блок-замка электромагнитной блокировки на приводе ПРТ-1:

1 — замок; 2 — винт М5; =75 мм; 3 — отверстие в рукоятке привода диаметром 11,5 мм под плунжер замка; 4 — запорный стержень

Рукоятки червячных приводов при включении разъединителей делают несколько оборотов, поэтому они не могут быть использованы для фиксации крайних положений разъединителя. В связи с этим устройство блокировки этого привода более сложно, чем рычажного. Для установки замка изготовляется более длинный червячный вал (рис.15) с ленточной резьбой. На новый вал навинчивается муфта, которая удерживается от вращения двумя направляющими. При вращении вала муфта движется вдоль его оси. В крайних положениях разъединителя в муфте просверливаются отверстия для запорного стержня замка. Блокировочный замок устанавливается на кронштейне таким образом, что стержень входит в одно из отверстий муфты. В промежуточных положениях разъединителя запорный стержень упирается в муфту, которая препятствует повороту ключа и выниманию его из замка.

Рис.15. Установка электромагнитного замка на приводе ПЧ-50/100:

1 — червяк; 2 — подвижная муфта; 3 — кронштейн; 4 — направляющая; 5 — болт М12; 6 — замок

На рис.16 показан общий вид устройства блокировки дверей сетчатого ограждения. Горизонтальная тяга 1 с помощью подшипников 2 может поворачиваться вокруг своей оси на угол 90° рукояткой 12, соединяющейся с горизонтальной тягой рычагом 9, вертикальной тягой 7 и двойным рычагом 6. Промежуточная вертикальная тяга 7 ввиду большой высоты установки горизонтальной тяги недоступна для непосредственного ручного управления. Блок-замок 13 крепится к скобе 8, приваренной к уголку сетчатого ограждения на одном уровне с рычагом 9. К горизонтальной тяге 1 приварены щеколды 4, по две на каждую створку двери сетчатого ограждения. Одна щеколда служит для запирания двери, другая выполняет роль «следящего устройства» и предназначена для того, чтобы запорный стержень замка не мог застопорить рычаг 9 при открытой двери. В этом случае щеколда упирается в уголок (пятку) открытой двери ограждения и препятствует повороту горизонтальной тяги. В нижнем положении рукоятки все щеколды расположены вертикально и запирают двери ограждения. При этом запорный стержень входит в отверстие в рычаге 9, запирает его и тем самым не дает возможности повернуть рукоятку 12. Для освобождения рычага 9 необходимо с помощью ключа открыть блок-замок. Отверстия в рычаге 9 должны быть закрыты колпачками для того, чтобы нельзя было нажать на запирающий стержень рукой и открыть замок без ключа.

Рис.16. Установка устройства блокировки дверей сетчатого ограждения:

1 — горизонтальная тяга; 2 — подшипник; 3 — штифт; 4 — щеколда;
5 — рычаг; 6 — ось; 7 — вертикальная тяга; 8 — скоба; 9 — рычаг;
10, 11 — оси; 12 — рукоятка; 13 — блок-замок

При допустимости операции с разъединителем замок отпирается ключом, после чего с помощью рукоятки 12 горизонтальная тяга 1 поворачивается так, чтобы щеколды поднялись до горизонтального положения и позволили открыть дверь.

Под замок ЗБ-1 необходимо подкладывать изоляционную прокладку толщиной 1 мм. При установке замка ЭМБЗ рядом монтируется розетка У-94Б, поставляемая заводом вместе с замком. Место установки замка выбирается в каждом конкретном случае в зависимости от конструкции, на которой крепится замок, но оно должно находиться на расстоянии не более 300 мм от замка (ограничивается длиной соединительного шнура ключа 350±50 мм).

Провода, подсоединяемые к замку ЗБ-1 или розетке У-94Б, должны иметь сечение не более 2,5 мм .

Подвижные части замка и ключа должны быть смазаны консистентной незамерзающей смазкой.

Блоки питания БПЗ-401, БПН-1001 и БПН-1002 следует устанавливать на вертикальной плоскости, чтобы обеспечить свободное прохождение охлаждающего воздуха. Не рекомендуется устанавливать блоки вблизи отопительной системы или других источников тепла.

2.2.5. Настройка и испытание аппаратуры

В процессе установки аппаратура должна быть подвергнута испытаниям и настроена в следующем объеме.

Внешний осмотр. Проверяется целостность корпуса замка, выполненного из изоляционного материала. Детали из прессованных материалов не должны иметь недопрессовок и вздутий. Токоведущие части должны быть защищены от случайных прикосновений к ним обслуживающего персонала. Металлические поверхности деталей замка должны иметь антикоррозионное покрытие.

Проверяется невозможность открытия замка вручную (без ключа) и возможность его открытия после снятия пломбы.

Запирающий стержень замка в крайнем «закрытом» положении должен быть утоплен в корпус замка на 1-3 мм.

Проверка хода запирающего стержня и усилия для его втягивания. При проверке, которая производится с помощью приспособления с сигнальной лампочкой, обеспечивается точность измерения: хода ±0,5 мм, усилия ±0,5 Н. Ход запирающего стержня замка должен быть 13±1 мм.

Усилие, необходимое для втягивания запирающего стержня в крайнее «открытое» положение, должно быть не более 30 Н.

Проверка электрической прочности изоляции. Испытательным напряжением 1000 В переменного тока производится проверка (в течение 1 мин) изоляции:

— между независимыми контактами (зажимами) замка;

— между токоведущими частями и крышкой замка, обернутой станиолевой обкладкой;

— между токоведущими частями и винтами, крепящими крышку замка.

Испытания обязательны при включении после монтажа и при первой плановой проверке. При последующей эксплуатации испытание повышенным напряжением частоты 50 Гц может быть заменено измерением сопротивления изоляции мегомметром на напряжение 2500 В в течение 1 мин. Если при этом результат получается неудовлетворительным, то испытание повышенным напряжением 1000 В является обязательным.

Проверка сопротивления изоляции замка производится мегомметром на 1000 В между токоведущими частями и винтами, крепящими крышку замка. При температуре 20±5 °С оно не должно быть ниже 20 МОм.

Внешний осмотр. Проверяется целостность корпуса замка и наличие антикоррозионных покрытий на его металлических деталях.

Проверка хода сердечника и усилия тяги электромагнитов. Условия проверки аналогичны указанным выше. Рабочий ход сердечника ключа должен быть не менее 12 мм. Удерживающее усилие электромагнита ключа при 80% номинального напряжения должно быть не менее 50 Н.

Проверка электрической прочности изоляции. Испытательным напряжением 1000 В переменного тока производится проверка (в течение 1 мин) изоляции:

— между корпусом и выводами;

— между токоведущими штырями и сердечником.

Проверка сопротивления изоляции ключа производится мегомметром на 1000 В между выводами и винтами, крепящими крышку ключа. Сопротивление изоляции при температуре 20±5 °С не должно быть ниже 20 МОм.

Внешний осмотр. Проверяется целостность и отсутствие погнутостей коробчатого корпуса, направляющей стойки и фланца замка.

Подвижная часть замка должна свободно двигаться в корпусе и стопориться в крайних положениях фиксаторами. Необходимо убедиться, что ключ можно вставить в замок или вынуть из него только при выдвинутом положении запорного стержня, т.е. при запертом приводе блокируемого элемента.

Если замок предусмотрен для наружной установки, следует убедиться, что его запорный стержень изготовлен из коррозионностойкого материала, и проверить плотность прилегания защитного колпачка.

Проверка хода запорного стержня. Рабочий ход стержня должен составлять 14±1 мм.

Внешний осмотр. Проверяется целостность корпуса замка, соединительного шнура и штепсельной вилки. По надписи на ключе необходимо убедиться, что он предусмотрен на соответствующие род тока и номинальное напряжение. Для заземления электромагнитного ключа третий провод шнура должен быть присоединен к корпусу ключа и к защитным контактам штепсельной вилки. Проверка производится с помощью омметра или мегомметра при подключении одного провода к корпусу ключа, а другого — к заземляющему контакту штепсельной вилки.

Проверка действия ключа. Электромагнит ключа должен срабатывать при напряжении 80% номинального. При этом вставка ключа должна выдвинуться полностью, чтобы войти в полное зацепление с поворотным диском замка. При снятии напряжения с ключа вставка должна четко отпадать. Таким образом проверяется достаточность усилия, создаваемого пружиной электромагнита для возврата ключа в исходное положение при отсутствии тока в обмотке.

Проверка электрической прочности изоляции. Испытательным напряжением 1000 В переменного тока производится проверка изоляции (в течение 1 мин) между токоведущими частями и корпусом ключа.

Проверка сопротивления изоляции ключа производится мегомметром на 1000 В между токоведущими частями и корпусом ключа. При температуре 20±5 °С оно не должно быть ниже 20 МОм.

Внешний осмотр. Проверяется целостность всех элементов, отсутствие трещин в цоколях, выполненных из пластмассы, легкость хода подвижных частей — поворотом подвижных контактов с помощью рычага, отсутствие пыли и грязи, а также предохранительной смазки.

Регулировка контактов производится только после их установки на оборудовании. Эта операция должна производиться особенно тщательно, так как кинематика привода КСА выполнена со ступенчатым регулированием положения, в результате чего имеются довольно большие люфты и возможна потеря контакта в одном из положений. Подвижный контакт должен соприкасаться с неподвижным в средней его части. Регулировка производится с помощью выбора положения тяги блок-контакта или изменением длины звена, подключаемого к тяге. Разъединители с электродвигательным приводом имеют две группы блок-контактов КВ и КО типа КСА-10 на главном валу. Их регулировка должна быть выполнена так, чтобы блок-контакты КВ срабатывали в конце операции включения и возвращались в исходное положение в начале операции отключения, а блок-контакты КО срабатывали в конце операции отключения и возвращались в исходное положение в начале операции включения. Согласно ГОСТ 690-69 блок-контакты приводов, предназначенные для сигнализации положения разъединителя, должны настраиваться таким образом, чтобы сигнал об отключении разъединителя появлялся после прохождения подвижными контактами 80% расстояния между разомкнутыми контактами, а о включении — не ранее момента соприкосновения подвижных и неподвижных контактов.

Проверка электрической прочности изоляции. Испытательным напряжением 1000 В переменного тока производится проверка изоляции (в течение 1 мин) между каждой токоведущей цепью и крепящим подшипником.

Проверка сопротивления изоляции производится мегомметром на 1000 В между каждой токоведущей цепью и крепящим подшипником. При температуре 20±5 °С оно не должно быть ниже 20 МОм.

Все данные по настройке и испытанию аппаратуры блокировки заносятся в паспорт-протокол (приложение).

Внешний осмотр и проверка монтажа. При внешнем осмотре необходимо тщательно проверить крепление трансформаторов, переключателей, выпрямителей и конденсаторов. Проверяется затяжка всех винтовых соединений. Следует тщательно проверить также качество паек. Все места паек на выпрямительных мостах и конденсаторах должны проверяться осторожным покачиванием припаянных проводников. При проверке исправности выпрямителей определяют сопротивление диодов в обоих направлениях (наиболее удобный предел измерения 100 Ом). Целью проверки является обнаружение поврежденных диодов, поэтому важно лишь убедиться в значительной разнице между значениями сопротивлений диодов в прямом и обратном направлениях. Каждый из полупроводниковых диодов необходимо проверить отдельно. Поскольку при использовании селеновых выпрямителей такая проверка невозможна, приходится проверять плечо выпрямительного моста целиком. Неисправные диоды заменяются исправными того же типа. Пайку полупроводниковых диодов следует производить так, чтобы они не нагревались. Для отвода тепла выводы диодов необходимо поддерживать массивными плоскогубцами. Время пайки должно быть минимальным. Токоведущие части не должны касаться корпуса блока или панели. После пайки проверяют сопротивление изоляции входных зажимов относительно корпуса.

Снятие основных характеристик и выявление дефектов блоков (рис.17). Регулировка напряжения производится автотрансформатором ЛАТР-1 или трехфазным трансформатором РНТ-220-6. Для измерения тока и напряжения на входе блока могут быть использованы амперметры и вольтметры переменного тока любого типа, отградуированные в действующих значениях. Выходные токи и напряжения следует измерять магнитоэлектрическими приборами, реагирующими на среднее значение выпрямленного напряжения и тока. Перед включением питания переключатели и накладки в блоках должны быть установлены в положения, соответствующие выбранным установкам. Далее при холостом ходе блока плавно увеличивают напряжение на его входе до 10-15% номинального. При этом напряжении определяют ток холостого хода на входе блока и выходное напряжение. Ток холостого хода должен составлять не более 10-25%, а выходное напряжение — 10-15% значений при номинальном напряжении. Ток холостого хода при номинальном напряжении определяется по значению потребляемой мощности при холостом ходе, приведенному в паспорте для каждого блока.

Рис.17. Схемы включения регулировочных автотрансформаторов для проверки трехфазных блоков напряжения:
— с автотрансформатором ЛАТР-1; б — с трехфазным трансформатором РНТ — 220-6

Отклонения от этих соотношений указывают на вероятность неисправности блока, и увеличение напряжения следует прекратить до выяснения причин отклонений.

Значение тока холостого хода может быть завышенным вследствие:

— ошибки монтажа (перемена полярности секционированных обмоток);

— пробоя диодов в мосте;

— наличия короткозамкнутых витков в обмотках трансформатора.

Для выяснения причин необходимо отделить выпрямительный мост от промежуточного трансформатора. На всех блоках это легко выполнить снятием накладок в цепи регулировки числа витков вторичной обмотки. Если повреждены выпрямители, то после отключения этих накладок ток холостого хода резко уменьшится. Если выпрямители исправны, то причиной возрастания тока может являться повреждение в обмотках трансформатора. Для проверки секции первичных обмоток включают последовательно. Напряжение на каждой из них должно составлять 50% входного. Если при таком включении секции ток холостого хода остается завышенным, то причиной может быть либо встречное включение секций, либо междувитковое замыкание в одной из обмоток.

Завышенное значение выходного напряжения может быть вызвано теми же причинами, что и увеличение тока холостого хода, а также обрывом в одном из диодов или в месте пайки.

Наличие небольшого числа короткозамкнутых витков в обмотках трансформатора не оказывает существенного влияния на выходное напряжение, а обрыв в цепи одного из диодов снижает его в два раза.

Если блок исправен, то перед снятием его характеристики следует определить значение тока КЗ, что необходимо для выбора уставки автоматов. Значение тока определяют при напряжении на входе блока около 10% номинального поочередным замыканием накоротко выхода и одного плеча выпрямительного моста. При номинальном напряжении ток КЗ будет в 10 раз большим. Действительный ток КЗ при номинальном напряжении будет несколько большим расчетного вследствие того, что сопротивление выпрямителей при увеличении тока снижается. Вместе с тем уменьшение тока КЗ может быть вызвано падением напряжения в трансформаторах.

Для проверки исправности блоков снимается характеристика зависимости выпрямленного напряжения от входного напряжения при работе блока на холостом ходу и при полной нагрузке только на выбранных ответвлениях обмоток. Длительное протекание тока полной нагрузки недопустимо, и все измерения должны производиться как можно быстрее. Нагрузкой блока при этих измерениях служат нагрузочные сопротивления.

2.3. Механическая замковая (электромеханическая) блокировка

Механическая замковая (электромеханическая) блокировка работает по следующему принципу: несколько взаимно блокируемых приводов или дверей сетчатых ограждений запирается замками, имеющими один общей ключ. Необходимая последовательность действия при операциях с разъединителями достигается обменом ключей в замках. Это возможно благодаря конструктивному соответствию замка и ключа, т.е. каждое гнездо замка имеет свой секрет, соответствующий секрету ключа. Ключи вынимаются из замков только при полностью запертом замке. При этом положение блокируемого элемента фиксируется, а освобождение ключа свидетельствует о выполнении данной операции. Затем этим ключом отпирается следующий замок в соответствии со схемой блокировки.

В распределительных устройствах с двойной системой шин вводится дополнительный элемент — обменная рейка или обойма, устанавливаемая в распределительном устройстве. Обменная рейка служит для хранения ключей от блокировочных замков шинных разъединителей. Ключи могут быть получены из замков обменной рейки только после включения шиносоединительного выключателя и его разъединителей. Механическая замковая и электромеханическая блокировки основаны на одном принципе. Механическая замковая блокировка применяется для схем с местным управлением выключателя, блокировочный замок которого механически связан с приводом. Электромеханическая блокировка применяется для схем с дистанционным управлением выключателя. Блокировочный замок выключателя имеет электрическую связь с цепями управления выключателей.

Достоинством указанных систем блокировки является возможность ее осуществления без дополнительных затрат на прокладку электрических цепей блокировки и на установку блок-контактов (КСА) на всех блокируемых элементах. Однако эти системы блокировки могут быть рекомендованы только для распределительных устройств с относительно простой схемой первичных цепей. При сложных схемах первичных цепей или большом количестве присоединений операции с разъединителями усложняются и замедляются. В настоящее время в проектах указанные системы блокировки применяются только для комплектных распределительных устройств на напряжение 6-10 кВ. Однако в действующих распределительных устройствах на напряжение 6-220 кВ установлено большое количество работающих механических замковых и электромеханических блокировок.

2.3.1. Аппаратура блокировки

Для исполнения механической замковой и электромеханической блокировок используется одна и та же аппаратура, выпускаемая Рижским ремонтно-механическим заводом. Аппаратура блокировки состоит из замков, ключей и обменных реек.

Замки выпускаются трех основных видов в зависимости от назначения.

Механический двуключевой замок типа 32 устанавливается:

— на приводах разъединителей в схемах с двойной системой шин;

— в обменных рейках для обмена ключей при переводе присоединений с одной системы шин на другую;

— для блокировки одного из ключей в замке;

— механический одноключевой замок типа 31 устанавливается:

— на приводах разъединителей в схемах с одинарной системой шин;

— на приводах выключателей при отсутствии дистанционного управления выключателей.

Электромеханический одноключевой замок типа ЗЭ устанавливается на щите управления для связи со схемой дистанционного управления выключателя.

2.3.2. Схемы блокировки

Типовые схемы полной механической замковой (электромеханической) блокировки отсутствуют. При оснащении такими блокировками распределительных устройств используют схемы, разработанные Рижским ремонтно-механическим заводом.

В приводимых ниже примерах схем и вариантах присоединений рассматриваются лишь наиболее часто применяющиеся схемы первичных цепей распределительных устройств электростанций и подстанций, на которых установлена механическая замковая или электромеханическая блокировка разъединителей.

Описанная аппаратура может быть применена и при других схемах распределительных устройств.

В приведенных ниже схемах приняты условные обозначения, указанные на рис.18. Рассматриваемая блокировка является частичной, поскольку предусмотрена блокировка только главных ножей разъединителей. Полная блокировка главных и заземляющих ножей в разных энергосистемах выполняется по-разному. Один из вариантов приведен ниже.

Рис.18. Условные обозначения, принятые в схемах:

— замок 31 запирает аппарат в двух положениях; б — замок 31 запирает аппарат в одном положении; — замок 32 запирает аппарат в двух положениях. Экран препятствует повороту ключа ; г — механическая рейка РМ заперта замками 32, с которых сняты ключи ; д — электромеханическая рейка РЭ заперта ремонтным замком ЗР; е — электромеханический одноключевой замок ЗЭ с блок-контактами БК

Одна система шин (рис.19)

Рис.19. Одна система шин

Шинный и линейный разъединители каждой линии блокируются со своим выключателем. Операции с разъединителем могут быть произведены только при отключенном линейном выключателе. Выключатель отключается и привод его запирается замком 31 или ЗЭ. В положении «Отключено» ключ освобождается. Освобожденным ключом отпирается привод шинного разъединителя и разъединитель отключается (присоединение I). При наличии линейного разъединителя (присоединение II) после отключения выключателя освобожденным ключом отключаются в любой последовательности линейный и шинный разъединители. Для соблюдения строгой последовательности операций на приводах разъединителей устанавливаются двухключевые замки с экраном (присоединение III). В этом случае операция отключения присоединения производится в следующем порядке: отключается выключатель, привод запирается замком 31 иди ЗЭ в положении «Отключено». Ключ освобождается. Освобожденный ключ переносится в свободную крышку замка 32 линейного разъединителя и одновременно (поворотом на 180°) с ключом б, закрытым экраном (экран не препятствует повороту ключа), замок отпирает привод. Разъединитель отключается и обратным поворотом ключей запирается в положении «Отключено». При этом ключ закрывается экраном, а ключ б освобождается и вынимается из замка. Затем ключ б переносится в свободную крышку замка 32 шинного разъединителя и поворачивается одновременно с ключом у, закрытым экраном, при этом привод отпирается. Разъединитель отключается и его привод запирается. Ключ б закрывается экраном, а ключ у освобождается и может быть извлечен из замка. Он и используется для опробования выключателя и линейного разъединителя при ревизии. Для этого в крышке замка 31 и ЗЭ выключателя и в свободной крышке замка 32 отключенного линейного разъединителя имеется дополнительный секрет у, что позволяет ключом у отпереть привод для его опробования.

Основное преимущество варианта присоединения III заключается в том, что ключ может быть вынут из замка только при полностью отключенной схеме присоединения и при запертых приводах, что значительно повышает безопасность работ при ревизиях оборудования.

При наличии двух линейных разъединителей на одном выключателе (присоединение IV) на всех приводах разъединителей устанавливаются замки 31 с одним общим ключом (секретом) на все замки одного присоединения. После отключения выключателя присоединения освобожденным ключом в любой последовательности отпираются приводы линейных разъединителей. Разъединители отключаются и запираются в положении «Отключено», при этом ключ снова освобождается. Этим же ключом отпирается привод шинного разъединителя. Разъединитель отключается и запирается. Включение всех рассмотренных присоединений производится в обратном порядке.

Аппаратура блокировки каждого присоединения имеет свой секрет.

Одна система шин, секционированная разъединителем (рис.20). Операции с секционным разъединителем разрешаются только в том случае, если отключены все выключатели присоединений одной или обеих секций. Блокировка между секционным разъединителем и выключателями присоединений осуществляется через обменные рейки РМ-1 и РМ-2.

Рис.20. Одна система шин, секционированная разъединителем

Привод секционного разъединителя РС запирается в двух крайних положениях «Включено» и «Отключено» замком 31 с двумя секретами б и у в одной крышке. Замок действует как от ключа с секретом б, так и от ключа с секретом. Ключ с секретом б предназначен для замка рейки РМ-1, а ключ у — для замка рейки РМ-2. Ключи нормально заперты в своих обменных рейках в положении рейки «Открыто». Для освобождения ключа б из рейки РМ-1 должны быть отключены все выключатели первой секции. При наличии в рейке РМ ключей и т.д. от всех отключенных выключателей данной секции рейка отпирается и переводится в положение «Закрыто». В этом положении рейка РМ-1 запирается замком 31. Запирается рейка ключами , ключ б освобождается, переносится в замок 31 привода секционного разъединителя, и привод отпирается. После этого производятся операции с секционным разъединителем. При включении секционного разъединителя операции производятся в обратном порядке.

При отключении секционного разъединителя для ревизии оборудования, например, первой секции, разъединитель РС запирается в положении «Отключено». Ключ б переносится в замок 31 на рейке РМ-1, рейка отпирается и переводится в положение «Открыто». В этом положении рейка запирается ключами , от присоединений, оборудование которых подлежит ревизии. Операции с разъединителями и выключателем линейных присоединений разрешаются блокировкой в порядке, указанном выше. Все операции как для первой, так и второй секции производятся одинаково.

Система шин типа «Н» (рис.21).

Рис.21. Система шин типа «Н»

Блокировка выключателей с разъединителями осуществляется так же, как и по схеме рис.19, за исключением разъединителей 1Р и 2Р . Операции с разъединителями 1Р и 2Р разрешаются только при отключенных выключателях: для разъединителя 1Р — выключателях 1В и 3В; для разъединителя 2Р — выключателях 2В и 3В. Такое условие обеспечивается установкой на приводах этих разъединителей двухключевых замков 32 без экранов. Ключи от этих замков находятся в замках включенных выключателей 1В, 2В, 3В. При отключении выключателей 1В и 3В освобождаются два ключа для замка разъединителя 1Р , которыми он может отпираться. При отключении выключателей 2В и 3В освобождаются ключи для разъединителя 2Р . Опробование оборудования при ревизиях и ремонтах производится при соблюдении условий, изложенных выше (см. рис.20). При разборке схем, в которых предусмотрено дистанционное управление выключателями, взамен ключей 31 на приводах выключателей на щите управления устанавливаются электромеханические замки ЗЭ. Соединение электрических цепей сигнализации и управления с электромеханическим замком может производиться согласно рис.22.

Две рабочие системы шин (см. рис.22)

Рис.22. Две рабочие системы шин

Операции с шинным разъединителем любого присоединения разрешаются блокировкой в двух случаях:

— если отключен выключатель данного присоединения;

— если включен шиносоединительный выключатель и оба его разъединителя и один из шинных разъединителей данного присоединения.

Взаимодействие электромеханического замка ЗЭ с цепями сигнализации и управления следующее: обмотка электромагнита замка ЗЭ подключается параллельно цепи лампы, сигнализирующей об отключении выключателя. В цепь обмотки электромагнита вводится кнопка с самовозвратом. При подаче напряжения на обмотки электромагнита нажатием на кнопку при отключенном выключателе ключ освобождается. Поворотом ключа на 180° стержень замка ЗЭ выводится из замка и нажимает на блок-контакты БК. При этом одна пара контактов размыкается и разрывает цепь дистанционного включения, другая пара контактов замыкается и подает «плюс» на разомкнутые блок-контакты выключателя в цепи отключающей катушки. Это обеспечивает мгновенное отключение выключателя при его ошибочном включении помимо ключа управления (например от контактора).

Последовательность операций при отключении присоединения II с линейным разъединителем

Дистанционно отключается выключатель и после нажатия на кнопку замка ЗЭ освобождается ключ (при установке механического замка 31 непосредственно на приводе выключателя ключ освобождается).
Освобожденный ключ переносится в замок 32 линейного разъединителя РЛ. Одновременно поворачивается ключ б (закрытый экраном) и разъединитель отпирается. После отключения разъединителя обратным поворотом ключей привод запирается в положении «Отключено». После всех операций ключ закрывается экраном, ключ б освобождается и свободно вынимается из замка.

Освобожденный ключ б переносится в замок 32 включенного шинного разъединителя 1Р , одновременно поворачивается ключ у и отпирается привод. Разъединитель отключается. Обратным поворотом ключей разъединитель запирается в положении «Отключено». Ключ б закрывается экраном, а ключ у освобождается и используется для опробования выключателя и разъединителей при ремонтах и ревизиях. Для этой цели замок 32 линейного разъединителя, а также замок ЗЭ на щите управления (или 31 на приводе выключателя) имеют дополнительные секретные прорези.

Последовательность операций при отключении присоединения I без линейного разъединителя

После отключения выключателя освобожденный из замка ЗЭ ключ вставляется в свободную крышку замка 32 на приводе разъединителя 1Р и поворачивается одновременно с ключом у Привод отпирается, и разъединитель 1Р отключается. Обратным поворотом ключей разъединитель запирается. При этом ключ закрывается экраном, а ключ у освобождается. Свободный ключ у после отключения присоединения должен храниться на щите управления в замке ЗЭ своей линии, для чего в крышке замка ЗЭ имеется дополнительный секрет у .

Включение присоединения производится в обратном порядке. Ключ у подходит к свободным крышкам замков 32 разъединителей 1Р и 2Р , чем обеспечивается возможность включения присоединения на любую систему шин.

Для опробования при ревизиях и ремонтах выключателя пользуются этим же ключом у .

Последовательность операций при отключении присоединения III

При использовании варианта III присоединения с двумя и более линейными разъединителями при одном выключателе на линии должна быть обеспечена возможность при включении линий включать как оба, так и один из линейных разъединителей при отключенном и запертом другом разъединителе.

После отключения выключателя ключом , освобожденным из замка ЗЭ, в любой последовательности отпираются замки 31 на приводах линейных разъединителей. Разъединители отключаются и запираются в положении «Отключено». Освобожденный ключ переносится в свободную крышку замка 32 на приводе шинного резъединителя 1Р и одновременно с поворотом ключа у отпирает привод. Разъединитель 1Р отключается. Обратным поворотом привод запирается в положении «Отключено». Ключ при этом закрывается экраном, а ключ у освобождается.

Включение присоединения производится в обратном порядке. При необходимости может быть включен один или оба линейных разъединителей, так как ключ при этом варианте блокировки свободно освобождается при крайних запертых положениях приводов линейных разъединителей.

Для опробования выключателя при ревизиях освобожденный ключ у переносится в замок выключателя ЗЭ (или 31), и выключатель может быть включен. При расположении в одном коридоре приводов линейных и шинных разъединителей и схеме блокировки, выполненной по рассматриваемому варианту, во избежание ошибочных операций дополнительный секрет у в крышках замков 31 линейных разъединителей не предусматривается. При испытаниях линейных разъединителей с таким расположением приводов замки деблокируются с записью в журнале.

Последовательность операций при переводе присоединений с одной системы шин на другую

Для перевода присоединений с одной системы шин на другую на щите устанавливается обменная рейка. Обмотка электромагнита рейки подключается через кнопку и замыкающие блок-контакты выключателя. Блок-контакты обменной рейки подключены в рассечку оперативной цепи отключающего электромагнита ШСВ.

Собирается схема шиносоединительного выключателя.

Ключами у и б отпирается и включается разъединитель РШ , а затем в этом положении запирается. При этом ключ у закрывается экраном, а б освобождается. Свободный ключ у должен храниться в ремонтном замке ЗР обменной рейки.

Освобожденный ключ б переносится в свободное гнездо замка 32 шинного разъединителя РШ . Разъединитель включается, затем запирается. Ключ б закрывается экраном, а освобождается.

Освобожденный ключ переносится на щит управления. Замок ЗЭ отпирается, восстанавливаются оперативные цепи и шиносоединительный выключатель включается. Нажатием на кнопку в цепи обмотки электромагнита рейки подается питание, и каретка рейки перемещается. Сигнальная лампа гаснет, так как цепь на отключение размыкается блок-контактами рейки. Переводные ключи вынимаются из замков и для удобства закладываются в переносную кассету. Каретка рейки запирается замками при отсутствии в них ключей.

Переводными ключами у , у , у совместно с ключами , б , (при закрытых экранах) отпираются и включаются в любой последовательности шинные разъединители резервной системы шин. Затем разъединители запираются в положении «Включено». В результате ключи у , у , у закрываются экранами, а , б , освобождаются.

Освобожденными ключами , б , также в любой последовательности отпираются и отключаются шинные разъединители рабочей системы шин. Разъединители запираются в положении «Отключено». В результате ключи , б , оказываются закрытыми экранами, а у , у , у , однотипные с вынутыми ранее из замков рейки, освобождаются.

Все освобожденные ключи переносятся обратно в обменную рейку и вставляются в свободные крышки замков с одноименными секретами. Одновременным поворотом обоих ключей каждый замок отпирается, освобождая одно из отверстий в подвижной части рейки. Пока все замки 32 рейки не будут открыты, переместить каретку рейки невозможно, так как каждый замок в отдельности запирает ее. Поэтому не может быть восстановлена цепь на отключающий электромагнит и ШСВ не может быть отключен. Таким образом, до полного окончания операций по переводу с одной системы шин на другую ШСВ не отключается. При всех открытых замках каретка рейки перемещается, оперативная цепь СО восстанавливается, загорается сигнальная лампа и выключатель может быть отключен.

При отключенных разъединителях 1 и 2 системы шин шиносоединительного выключателя последний при ревизии и ремонте может быть опробован следующим образом. Ключ у освобождается из замка разъединителями РШ и переносится в свободное гнездо ремонтного замка ЗР обменной рейки, в котором находится ключ . При одновременном повороте двух ключей замок запирается. Ключ у остается в замке, а освобождается. При этом каретка рейки запирается в положении «Закрыто», что препятствует высвобождению переводных ключей присоединений. Освобожденный из ремонтного замка ЗР ключ переносится в замок ЗЭ ШСВ, после чего выключатель может включаться для опробования.

При необходимости опробования отключенного шинного разъединителя РШ ключ переносится и вставляется в свободную крышку замка 32, в котором для этой цели предусмотрен секрет.

Схема однотрансформаторной подстанции с отделителем и короткозамыкателем на стороне высшего напряжения (рис.23).

Рис.23. Схема однотрансформаторной подстанции с отделителем и короткозамыкателем на стороне высшего напряжения

Установка отделителей и короткозамыкателей на стороне высшего напряжения выдвигает дополнительные требования к порядку производства оперативных переключений. Существующие схемы механических ключевых блокировок для подстанций с выключателями и разъединителями на стороне высшего напряжения в указанных случаях не могут быть применены.

Наибольшая трудность заключается в необходимости выполнения блокировки отделителя. Включение и отключение отделителя производится с помощью разных деталей приводов ШПО: включение — с помощью рукоятки, насаживаемой на вал, а отключение — с помощью штока ручного отключения. Привод ШПО не приспособлен для установки на нем двух замков, поэтому такая блокировка очень сложна и трудно осуществима в условиях эксплуатации (типовая схема разработана институтом «Энергосетьпроект»). В ряде энергосистем разработаны собственные схемы блокировок для подстанций с отделителями и короткозамыкателями на стороне высшего напряжения. Одна из схем, разработанных в Белглавэнерго, рассмотрена ниже.

При выполнении блокировки принят ряд упрощений. Чтобы препятствовать автоматическим переключениям во время бестоковой паузы при АПВ, блокировочные замки устанавливаются у отделителей только на дверях шкафа привода. Опыт эксплуатации подтверждает целесообразность такого упрощения. Отключение ненагруженных трансформаторов отделителями является этапом разборки схемы трансформаторов, поэтому оно должно производиться не дистанционно, а вручную, как и включение.

Следовательно, целесообразна установка замка на дверях шкафа привода отделителя для препятствия доступа оператора одновременно к элементам отключения и включения привода отделителя. Другим упрощением является отсутствие блокировки короткозамыкателя. Короткозамыкатель, сблокированный в аварийном режиме с отделителем, в нормальном режиме не участвует в производстве переключений и не может служить заземляющим аппаратом при выводе в ремонт трансформатора. Поэтому его не следует блокировать, чтобы не усложнять схему блокировки (Письмо Главтехуправления от 30/VII 1964 г. N 30/6-10). Если блокировка все же требуется, то может быть выполнена механическая беззамковая блокировка короткозамыкателя с отделителем. Еще одним упрощением является установка на двери шкафа привода ШПО и на приводе разъединителя, включенного последовательно с отделителем, блок-замков с одинаковыми секретами. Как показала практика эксплуатации таких блокировок, оперативный персонал не допускает при этом ошибок, но иногда сознательно отключает сначала разъединитель, а затем отделитель. Опыт эксплуатации отделителей 110 кВ подтверждает ненадежность их отключения, особенно в зимнее время, когда при этом может наблюдаться лишь небольшой сдвиг полуножей отделителя. Это объясняется несовершенством конструкции сочленения отделителя и особенно подшипника вала при выходе из шкафа привода. В условиях атмосферных воздействий интенсивно ржавеют поверхности трения, замерзает вода в подшипнике, поэтому проворачивание вала крайне затруднено. В Белглавэнерго произошло несколько отказов в отключении отделителей при плановых переключениях. В этих случаях отключение трансформаторов производилось немедленным отключением разъединителей. Поэтому установка на разъединителе, включенном последовательно с отделителем, блок-замка с таким же секретом, как и на отделителе, вполне оправдана.

На рис.23 приведены также заземляющие ножи и их блокировка. В соответствии с указанием Главтехуправления заземляющие ножи, предназначенные для заземления выводов трехобмоточного трансформатора, должны иметь блокировку со всеми разъединителями на стороне ВВ, СН, НН (трансформаторными или шинными), которые могут подать напряжение на заземленный участок.

Блокировка должна выполняться так, чтобы включение заземляющих ножей могло производиться только после того, как заземленный участок будет отключен со всех сторон, откуда может быть подано напряжение.

Порядок операций при разборке схемы

Отключается выключатель В и его привод запирается в отключенном положении. Освободившийся ключ б используется для отпирания замка на заземляющем разъединителе ЗР шин низкого напряжения, а ключ используется в дальнейшем для отпирания замка дверей привода отделителя. Отключается выключатель В и запирается в отключенном положении ключом . Ключ освобождается и переносится на привод шинного разъединителя ШР. Ключами и привод отпирается, и разъединитель ШР отключается. После запирания привода освободившийся ключ используется для отключения разъединителя ТР, а ключ может быть использован для опробования выключателя В . После отключения разъединителя ТР освободившийся ключ переносится на замок двери привода отделителя, где совместно с ключом отпирает дверь, что позволяет оператору производить операции с отделителем. Последний может быть отключен. Повторным поворотом ключей и при открытой двери замок запирается, а ключи освобождаются и переносятся на замок привода разъединителя высшего напряжения. Привод его отпирается, разъединитель отключается и запирается в отключенном положении. Ключи и освобождаются и используются для опробования выключателя В и разъединителя ТР.

При отключении разъединителя Р привод его при необходимости может быть заперт замком с ключами б и б , которые затем отпирают замки приводов заземляющих разъединителей ЗР и ЗР трансформатора. В этом положении их можно включить, т.е. заземлить трансформатор со стороны среднего и низшего напряжений. При этом ключи б и б не могут быть освобождены до отключения заземляющих разъединителей ЗР и ЗР .

Порядок операций при сборке схемы

Отключаются заземляющие разъединители ЗР и ЗР , приводы запираются. Освобожденные при этом ключи б и б используются в дальнейшем для включения разъединителя Р. Затем включается отделитель ОД и запирается дверь привода ШПО. Ключи и освобождаются и используются совместно с ключами б и б для отпирания привода разъединителя Р, с помощью которого трансформатор включается на холостой ход. После запирания привода разъединителя во включенном положении ключ совместно с ключом б используются для включения выключателя В , а ключ — для сборки присоединения среднего напряжения трансформатора. Сначала отпирается привод разъединителя ТР, разъединитель включается и запирается во включенном положении. Ключ освобождается и используется для включения шинного разъединителя ШР. При этом ключ закрывается экраном, а ключ освобождается и используется для отпирания привода выключателя В . Выключатель включается, а ключ остается в замке его привода.

Схема однотрансформаторной подстанции с разъединителем и предохранителем на стороне высшего напряжения (рис.24).

Рис.24. Схема однотрансформаторной подстанции с разъединителем и предохранителем на стороне высшего напряжения

Для питания городских и сельских потребителей используются однотрансформаторные подстанции, со стороны ВН (6-10 кВ) подключенные через разъединитель или разъединитель и предохранители, а со стороны НН (0,4-0,23 кВ) — через автоматический выключатель или рубильник. Отечественная промышленность выпускает комплектные трансформаторные подстанции (КТП): для наружной установки КТП-30-160; КТПН-58-(180-560) и ТКТПМ-180-320; для внутренней установки КНТП-180 (320; 560; 750; 1000), КТП-180 (320; 560), КТПФ-320; КТПФ-560; КТП-400 и КТП-630, которые комплектуются из шкафов ВН и НН.

Блокировка выполнена таким образом, что операцию по отключению трансформатора можно начать только с отключения автоматического выключателя АВ 0,4 кВ. Замок 31 установлен на дверях шкафа АВ. Если вместо выключателя установлен рубильник, замок должен закрывать его привод. После отключения выключателя ключ освобождается и переносится в замок 32, установленный на приводе разъединителя Р со стороны ВН. Одновременным поворотом ключей и отпирается привод, и разъединитель Р отключается. При этом ключ закрывается экраном, а освобождается и переносится в замок 31, установленный на дверях шкафа предохранителей. Предохранители могут быть сняты.

Включение трансформатора под нагрузку производится в обратном порядке.

2.3.3. Установка (монтаж) аппаратуры

При установке аппаратуры следует руководствоваться следующими принципами:

1. При установке блок-замков следует строго придерживаться принятой схемы расстановки замков на электрооборудовании и правильного взаимного расположения крышек замков с соответствующим секретом по отношению к экранам. Необходимость установки экранов определяется выбором схемы блокировки.

2. На всех замках распределительного устройства положение ручек при определенном состоянии замка должно быть одинаковым. Например, замки заперты — ручки внизу; замки открыты — ручки вверху. При несоответствии этому положению крышки замков и ползуны переставляются.

3. При установке замков следует учесть следующее:

— диаметр отверстия под выступающую на 8 мм часть стойки — 16,5 мм;

— диаметр отверстия в теле детали — 15 мм;

— диаметр штифта, входящего в паводок поворотного замка для фиксации положения «32-П», — 7,5 мм;

— зазор между плоскостью чашки ключа и экраном — 2-3 мм.

Экраны не должны служить упорами электрического аппарата в конечном положении.

4. Выдвижение запорного стержня (запирание) и разрешение на снятие при этом ключа должно быть возможным только в тех крайних положениях электрического аппарата, которые предусмотрены схемой блокировки. Во всех остальных положениях аппарата запорный стержень должен встречать жесткую преграду.

5. При выборе застопориваемого элемента приводов и места крепления замка следует определить усилия, которые могут возникнуть при попытках неправильных операций с аппаратами. Развиваемые усилия должны находиться в пределах прочности конструкции привода и замка.

6. При установке блок-замков на приводах выключателей возможны два варианта блокировки:

— блок-замок непосредственно стопорит вал привода или связанную с ним деталь;

— блок-замок воздействует на отключающий механизм привода и обеспечивает отказ при неправильных операциях. В этом случае необходимо дополнительно обеспечить блокировку от неправильных действий самим ключом при включенном масляном выключателе, поскольку при попытке запереть замок произойдет отключение выключателя.

7. При установке замков на некоторые приводы может возникнуть необходимость удлинения запорного стержня замка или изменения конструкции отдельных деталей механизма привода, взаимодействующего с замком.

8. Электромеханический замок ЗЭ устанавливается, как правило, на пульте управления рядом с ключом дистанционного управления масляного выключателя, а обменные рейки внутри помещения распределительного устройства.

После установки замка оба крепящих винта пломбируются (для этой цели используются отверстия в винтах). Пломбируется также планка замка ЗЭ, служащая для его деблокировки.

Ниже приведены примеры установки замков на приводах некоторых типов разъединителей и масляных выключателей, не имеющих дистанционного привода. Для выключателей с дистанционным приводом применяются замки ЗЭ, устанавливаемые, как указано выше, на щите управления.

Установка поворотного замка 32П на приводах разъединителей ПРМ, ПРБ для внутренней установки (рис.25).

Рис.25. Установка замка на приводе ПРБ:

1 — поводок; 2 — ведущий штифт; 3 — шайба; 4 — удерживающая скоба; 5 — экран; 6 — винт М8; 7 — замок 32П; 8 — отверстие под шплинт (сверлится при сборке); 9 — отверстие М8 под деталь 2; 10 — отверстия М8; 11 — отверстия диаметром 16,5 мм

На левой щеке привода высверливается отверстие диаметром 16,5 мм для выступающей втулки замка. В рукоятке привода для входа запорного стержня замка в крайних положениях разъединителя «Включено» и «Отключено» высверливаются отверстия диаметром 15 мм. Замок устанавливается так, что выступающая часть втулки замка вводится в отверстие щеки привода. Фланец замка удерживается скобой 4, к которой крепится экран 5. Скоба 4, удерживающая замок, не должна допускать осевого и радиального люфтов замка и не должна препятствовать его свободному повороту. Скоба крепится к щеке привода специальными винтами. Для поворота замка в рукоятке привода высверливается отверстие М8 на глубину 12 мм, куда ввертывается ведущий штифт 2. Штифт заводится в поводок 1, приваренный к замку. При повороте рукоятки привода на 180° поворачивается также и замок. При этом один из ключей выходит из-за экрана, а другой заходит за экран. Колпачок ключа должен подходить к экрану на расстояние 2-3 мм. В крайних положениях разъединителя, когда замок запирается, экран не должен препятствовать повороту ключей.

Установка замка на приводе разъединителя ПРТ производится аналогично.

Установка замка 32 на приводах разъединителей для открытой установки типа РЛН (рис.26).

Рис.26. Установка замка 32 на приводе РЛН:

1 — экран; 2 — кронштейн; 3 — винт; 4 — замок; 5 — отверстие М8; 6 — отверстие диаметром 15 мм

К вертикальной трубе привода приваривается дуга с экранами 1. Экраны не должны служить ограничителями крайних положений рукоятки привода разъединителя или заменить их. Затем к горизонтальной плите привода приваривается кронштейн 2, на котором крепится замок 4. В дуге сверлятся два отверстия для запорного стержня замка в крайних положениях разъединителя «Включено» и «Отключено». После установки на кронштейн замка с ключами экраны регулируются так, чтобы зазор между плечом и экраном был не более 2-3 мм. На экранах выполняются надписи «Включено» и «Отключено». Дуга с экранами и кронштейны изготовляются по месту.

Установка блокировочных замков электромеханической блокировки на сетчатых ограждениях однополюсных разъединителей в распределительных устройствах с двойной системой шин сложна, требует изготовления значительного количества деталей на месте и недостаточно надежна. Поэтому указанная блокировка в распределительных устройствах с однополюсными разъединителями и двойной системой шин не может быть рекомендована. В указанных случаях рекомендуется применять электромагнитную блокировку.

Установка замка 31 на приводе ПРБА (РБА) (рис.27)

Рис.27. Установка замка 31 на приводе ПРБА (РБА):
1 — планка; 2 — ушко; 3 — винт; 4 — замок; 5 — существующая деталь;
6 — существующий рычажок (удаляется и приваривается деталь 2)

Замок устанавливается снизу привода, с правой стороны.

В дне коробки в правом углу высверливается отверстие диаметром 16,5 мм и два отверстия для крепления замка. К отключающему валику приваривается дополнительная планка 1 (узел А). В положении замка «Заперто» запорный стержень замка отжимает эту планку, благодаря чему сцепление вала выключателя с механизмом привода произойти не может. Таким образом, при вынутом из замка ключе выключатель включить нельзя.

Во избежание ошибочного отключения выключателя поворотом ключа конструкция указателя положения выключателя несколько изменяется. Во флажке вырезается конусообразная прорезь. При положении выключателя «Включено» прорезь флажка охватывает рукоятку ключа и препятствует его повороту. Работы по монтажу замка производятся на установленном приводе.

Установка замка 31 на приводе КАМ (рис.28).

Рис.28. Установка замка 31 на приводе КАМ:

1 — кронштейн; 2 — винт; 3 — замок; 4 — отверстие диаметром 15 мм (сверлится по месту)

Установка выполняется таким образом, что рычаг вала привода запирается. Для придания устойчивости запорному стержню замка на задней стенке внутри коробки устанавливается кронштейн 1 из угловой стали. Замок крепится к боковой левой стенке коробки привода.

При установленном приводе размечаются отверстия в коробке привода и рычаге вала при положении выключателя «Отключено». Рычаг вала снимается вместе с валом и затем в нем сверлится отверстие диаметром 15 мм на глубину не менее 12 мм.

2.3.4. Настройка и испытания аппаратуры

В процессе установки аппаратура должна быть настроена и испытана в следующем объеме:

1. Внешний осмотр

Проверяется наличие гальванических или лакокрасочных покрытий на металлических деталях аппаратуры, подверженной атмосферному воздействию, наличие специальных болтов с отверстиями для пломбирования (по два на каждый замок) в целях крепления замков на оборудовании.

Проверяется плотность прилегания защитных колпачков замков, устанавливаемых в открытых распределительных устройствах. Выдвижной запорный стержень замков наружной установки должен быть изготовлен из коррозионно-стойкого материала.

Проверяется соответствие секретных прорезей крышек замков и секретных вставок ключей предусмотренной схеме блокировки. По маркировке на электромеханическом замке проверяется его соответствие роду тока и номинальному напряжению.

2. Проверка действия аппаратуры

Подвижная часть замка должна свободно двигаться в корпусе замка и жестко стопориться и фиксироваться в крайних положениях так, чтобы предотвратить случайные передвижения из этих положений без поворота ключа.

Скоба, удерживающая замок 32-П, не должна допускать осевой и радиальной качки замка и не должна препятствовать его свободным поворотам. Экран должен быть установлен так, чтобы не препятствовать повороту ключей при запирании замка в крайних положениях разъединителей.

Проверяется напряжение срабатывания электромагнита электромеханического замка — оно должно быть не выше 80% номинального. При снятии напряжения сердечник электромагнита должен отпадать. Таким образом проверяется достаточность усилия, создаваемого пружиной электромагнита, для надежного возврата сердечника при отсутствии тока в обмотке.

Блок-контакт БК должен быть установлен и отрегулирован вместе с замком так, чтобы в запертом положении замка запорный стержень нажатием на блок-контакт надежно замыкал замыкающие и размыкал размыкающие контакты.

Проверяется возможность освобождения подвижной части электромеханического замка выводом из нее сердечника электромагнита путем нажатия на планку после снятия пломбы (деблокировка замка).

Каретка блок-рейки должна свободно двигаться в направляющих корпусах с помощью специальной рукоятки. При положении каретки «Открыто», когда освобождаются переводные ключи, ремонтный ключ не может быть освобожден из ремонтного замка и блок-контакты в электромеханической рейке должны разрывать цепь отключения шиносоединительного выключателя. Разрыв цепи проверяется омметром или другим прибором. Проверяется также надежность фиксации блокировкой каретки в крайних положениях.

При установке экранов для замков они регулируются так, чтобы зазор между ключом, вставленным в замок, и экраном был не более 2-3 мм.

3. Измерение сопротивления изоляции

Сопротивление изоляции между токоведущими цепями и корпусами аппаратов при температуре 20±5 °С должно быть не менее 20 МОм.

4. Испытание электрической прочности изоляции

Испытательное напряжение 2000 В переменного тока частотой 50 Гц прикладывается в течение 1 мин между токоведущими цепями аппарата и его корпусом.

Все данные по настройке и испытанию аппаратуры блокировки заносятся в паспорт-протокол (см. приложение).

3. ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ БЛОКИРОВОК

3.1. Виды и сроки проведения работ

В процессе монтажа и эксплуатации устройств блокировки производятся следующие работы:

а) приемка в эксплуатацию, проверка, наладка и испытания;

б) плановая проверка и текущий ремонт устройств, выполняемые одновременно с плановыми проверками и текущим ремонтом оборудования, на котором установлены эти устройства;

в) осмотр и проверка действия устройств, проводимые во время оперативных переключений;

г) неплановый ремонт и проверка устройств, осуществляемые по мере необходимости.

3.2. Объем и назначение выполняемых работ

Проверка, наладка и испытания при новом включении после монтажа производятся в полном объеме, указанном в разд.2.2.5. Основное назначение этих работ — выявить и устранить все дефекты монтажа и установленной аппаратуры. Подвижные части аппаратуры должны быть смазаны консистентной незамерзающей смазкой. Замок ЗЭ и рейка РЭ должны быть заземлены.

Для предотвращения вскрытия ключа ЭМК без разрешения на корпусе и крышке имеется общее отверстие, которое должно заливаться сургучом и клеймиться. Все блокировочные замки должны быть опломбированы.

Одним из недостатков блок-замков ЗБ-1 является возможность открытия замка вручную без снятия пломб. Проволока пломбы не может закреплять ее жестко, небольшой люфт достаточен для появления возможности деблокировки. Поэтому рекомендуется выполнить пломбирование замков ЗБ-1 по методу, предложенному в Азглавэнерго. Сущность его (рис.29) заключается в следующем: на рычаге, служащем для ручного выдвижения запирающего стержня, и в карболитовом корпусе (в верхней его части) просверливаются отверстия 3 диаметром 2 мм для пропуска через них нити 1 пломбы и закрепления пломбы 2. Такая пломба исключает возможность механической деблокировки.

Рис.29. Схема пломбирования блок-замка ЗБ-1:

1 — нить; 2 — пломба; 3 и 4 — отверстия

Плановая проверка и текущий ремонт устройств блокировки производятся в несколько сокращенном объеме по сравнению с проверкой при новом включении: внешний осмотр, проверка действия аппаратуры и измерение сопротивления изоляции. При этом, если цепи оперативной блокировки получают питание от трехфазных выпрямительных устройств, вместо определения напряжения срабатывания электромагнитного замка достаточно проверить работу блокировки при отключенной фазе со стороны переменного тока. Сопротивление изоляции измеряется в общей электрической схеме блокировки. Его значение должно быть не менее 5 МОм между токоведущими цепями и «землей» при любой температуре.

Для блок-контактов КСА дополнительно производится регулировка контактов.

При каждой проверке все подвижные детали смазывают консистентной смазкой.

3.3. Методика выполнения работ


1. Организация работы и допуск к работе

Перед включением устройств блокировки в работу после монтажа подбирается необходимая техническая документация. От монтажных и наладочных организаций должны быть получены исполнительные принципиальные и монтажные схемы устройств блокировки, протоколы наладки и испытания аппаратуры.

Приемка аппаратуры в эксплуатацию производится после опробования ее действия.

Все работы по проверке и наладке устройств блокировки должны производиться с соблюдением Правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок электрических станций и подстанций («Энергия», 1972), Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей и настоящей Инструкции.

Допуск к работе на действующем оборудовании при необходимости ремонта и регулировки аппаратуры блокировки производится по наряду.

Осмотр и оперативные переключения, выполняемые обслуживающим персоналом, производятся без наряда.

2. Порядок производства переключений

В соответствии с Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей при наличии полного объема действующих устройств блокировки переключения в распределительном устройстве производятся без бланков переключений, в том числе перевод присоединения с одной системы шин на другую.

Перевод двух присоединений и более с одной системы шин на другую во всех случаях производится по бланку переключений.

Если блокировка коммутационных аппаратов выполнена не в полном объеме, все переключения в распределительном устройстве производятся также по бланкам переключений. Во время переключений устройства блокировки должны находиться в работе.

При необходимости производства операций разъединителями с ручным управлением или заземляющими ножами с помощью ключей открываются блокировочные замки и производится операция переключения.

Ключи рассчитаны на кратковременное включение, поэтому во избежание недопустимого перегрева обмотки ключей КЭЗ-1 не должны находиться под напряжением более 10 мин, а ключа ЭМБЗ-1 — более 5 мин. С этой же целью рекомендуется не допускать протекание тока длительностью более 10 мин через обмотку электромагнита электромеханического замка.

При наличии электромагнитной блокировки с ключом КЭЗ-1 и замками ЗБ-1 иногда невозможно с помощью ключа вытянуть сердечник замка из-за заедания, перекоса и т.п. Однако оператором, производящим операцию, это воспринимается как запрет операции или как появление какой-либо неисправности. Для устранения указанного недостатка ключ КЭЗ-1 может быть усовершенствован путем установки в нем неоновой лампочки, сигнализирующей о наличии напряжения в гнездах замка. Оперативному персоналу запрещается во время переключения нарушать взаимодействие блокировки, а также пользоваться недозволенными приемами деблокировки (например, без срыва пломбы отводить запорный стержень блок-замка не электромагнитным ключом, а рукой за счет люфта деблокировочного рычажка и т.д.).

3. Деблокировка устройств блокировки

В том случае, если блокировка не разрешает проведение какой-либо операции, необходимо прекратить переключение и проверить:

а) правильность выбранного присоединения;

б) положение коммутационных аппаратов, связанных с производством переключения, и его соответствие производимой на данном присоединении операции;

в) целостность предохранителей в цепях блокировки и исправность электромагнитного ключа.

Если в результате такой проверки будет установлена неисправность блокировки, об этом необходимо сообщить лицу, отдавшему распоряжение о переключениях.

Оперативному персоналу, непосредственно производящему переключения, запрещается самовольно деблокировать устройства блокировки.

Деблокирование (со снятием пломб) коммутационных аппаратов является крайней мерой и допускается только с разрешения начальника электроцеха или его заместителя на электростанциях; начальника подстанции или группы подстанций в электрических сетях. В аварийных ситуациях разрешение на деблокировку может дать диспетчер РДП (или ЦДП) или дежурный инженер электростанции.

Если возникла необходимость деблокировки, а переключение производилось без бланка переключений, необходимо его составить. В бланк должна быть внесена операция деблокировки. При производстве операции в соответствии с бланком в нем необходимо сделать отметку об операции деблокировки.

Деблокировка замка ЗБ-1 и электромеханического замка ЗЭ производится снятием пломбы и нажатием на деблокировочный рычажок. При этом отводится запорный стержень, отпирается привод разъединителя при наличии замка ЗБ-1 и освобождается ползун замка, позволяя вынуть ключ, если установлен замок ЗЭ.

Для деблокировки замков ЭМБЗ и замков механической блокировки производится их снятие.

В РУ высокого напряжения, где демонтированы рычажки, при деблокировке необходимо снять торцевую крышку со стороны установки ключа и удалить запорный стержень, освобождая этим привод.

О деблокировке производится запись в оперативном журнале.

4. Контроль изоляции цепей электромагнитной блокировки

Измерение сопротивления изоляции цепей блокировки производится один раз в смену с помощью устройства контроля изоляции следующим образом: сначала находят такое положение переключателя ПИ («+» или «-«) и движка потенциометра, при котором напряжение на вольтметре равно нулю. Прибор при этом должен показывать . Затем, не изменяя положение движка потенциометра, переводят переключатель в другое крайнее положение («+» или «-«) и непосредственно по шкале вольтметра отсчитывают сопротивление изоляции сети (а по шкале потенциометра — значения коэффициентов К и К ). Сопротивление изоляции сети «-» и «+» определяется умножением измеренного сопротивления соответственно на коэффициент К и К .

Направление, в которое отклоняется стрелка вольтметра при измерении, зависит от знака величин «-» и «+». По направлению отклонения стрелки прибора (вправо или влево) можно сделать вывод о том, со стороны какого полюса изоляция сети имеет более низкое сопротивление. Исключение составляет случай, когда «-» равен «+»: в этом случае стрелка может отклоняться в любом направлении.

По окончании измерения переключатель ставится в среднее положение — «Сигнал». В этом положении переключателя прибор работает как обычный вольтметр контроля изоляции.

Для того, чтобы по показаниям прибора при среднем положении переключателя можно было судить о том, насколько сопротивление изоляции близко к аварийному значению, целесообразно на шкалу вольтметра нанести красные черточки против делений, соответствующих напряжению срабатывания указательного реле.

3.4. Лица, ответственные за эксплуатацию блокировок

Ответственными за исправное состояние и правильную работу электромагнитных блокировок, установленных в распределительных устройствах подстанций, является служба МС РЗАИ, а в распределительных устройствах электрических станций — персонал электролаборатории. Состояние электромагнитной блокировки контролируется указанным персоналом при плановых проверках и осмотрах. Этот персонал также осуществляет пломбирование блок-замков и регулярную проверку целостности пломб.

Ответственными за исправное состояние механических блокировок, установленных в распределительных устройствах отдельных подстанций, является начальник подстанции, а в распределительных устройствах электрических станций — начальник электроцеха электростанции. Проверку состояния блокировок производит ремонтный персонал подстанции или электроцеха.

Обо всех случаях деблокировки, неисправности устройств блокировки производится запись в оперативном журнале с последующей записью в паспорте-протоколе оперативной блокировки.

Электротехнические службы энергосистем контролируют правильность ведения эксплуатации, учитывают оснащенность устройствами блокировки распределительных устройств энергосистемы и проводят работы по внедрению новых устройств блокировки и замене устаревших.

Электростанция (п/ст.)___________
Присоединение ________________

ПАСПОРТ-ПРОТОКОЛ N
ПРОВЕРКИ ОПЕРАТИВНОЙ БЛОКИРОВКИ

Устройства управления и сигнализации разъединителей отделителей и короткозамыкателей

Мелкосерийное литье изделий из пластика на термопластавтоматах
Узнать цену!

ЭКСПЛУАТАЦИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ

9.1. ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ

К РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫМ УСТРОЙСТВАМ

И ЗАДАЧИ ИХ ЭКСПЛУАТАЦИИ

Распределительные устройства (РУ) станций и подстанций представляют собой комплекс сооружений и оборудования, предназначенный для приема и распределения электрической энергии. Основным оборудованием РУ являются коммутационные аппараты, сборные и соединительные шины и др. Они бывают открытыми и закрытыми. Широкое распространение получили комплектные распределительные устройства (КРУ) для установки внутри помещений и непосредственно на открытом воздухе (КРУН) 1 .

К оборудованию и помещениям РУ всех напряжений предъявляются следующие основные требования:

оборудование РУ по своим паспортным данным должно удовлетворять условиям работы как при номинальном режиме, так и при КЗ. Аппараты и шины должны обладать необходимой термической и динамической стойкостью;

изоляция оборудования должна выдерживать возможные повышения напряжения при атмосферных и внутренних перенапряжениях;

все оборудование должно надежно работать при допустимых перегрузках;

помещения РУ должны быть безопасны и удобны при обслуживании оборудования персоналом при всех возможных режимах работы, а также при ремонте;

1 Далее в тексте под КРУ понимаются и КРУН.

в помещениях РУ должны находиться защитные средсг-ва и средства тушения пожара. Окна в закрытых РУ должны быть надежно закрыты, а проемы и отверстия в стенах заделаны для исключения возможного попадания в помещения животных и птиц. Кровля должна быть исправной;

температура и влажность воздуха в помещениях закрытых РУ должны поддерживаться такими, чтобы не увлажнялась изоляция. В закрытых РУ температура не должна превышать 40 °С. Вентиляция помещений должна быть достаточно эффективной;

все помещения РУ должны иметь рабочее и аварийное электрическое освещение.

Задачами эксплуатации РУ являются:

обеспечение соответствия режимов работы РУ и отдельных цепей техническим характеристикам оборудования;

поддержание схемы РУ, подстанции, станции, обеспечивающей надежную работу оборудования и безотказную селективную работу устройств релейной защиты и автоматики;

обеспечение надзора и ухода за оборудованием и помещениями РУ, а также устранение в кратчайший срок неисправностей, так как развитие их может привести к аварии;

своевременное производство испытаний и ремонта оборудования;

соблюдение установленного порядка и последовательности выполнения переключений в РУ.

С ростом нагрузки потребителей пропускная способность ранее установленного оборудования часто оказывается недостаточной. Проверка соответствия параметров оборудования изменяющимся условиям работы в энергосистемах производится систематически путем контроля наибольших нагрузок потребителей и сопоставления их с номинальными данными оборудования, а также путем расчета токов КЗ при включениях нового оборудования (турбо- и гидрогенераторов, трансформаторов) и изменениях схем электрических соединений. В случае выявления несоответствий производится модернизация оборудования или его замена, а также секционирование электрической сети; вводятся в работу автоматические устройства деления сетей для ограничения токов КЗ и т. д.

Надзор за работой оборудования выполняется при наружных осмотрах РУ дежурным и эксплуатационным персоналом.

9.2. ЭКСПЛУАТАЦИЯ КОМПЛЕКТНЫХ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ

Комплектные распределительные устройства изготовляются заводами в стационарном или выкатном исполнении. При стационарном исполнении оборудование внутри каждой ячейки КРУ встраивается неподвижно. При выкатном исполнении выключатели, секционные разъединители, измерительные трансформаторы напряжения размещают на вы-катных тележках, которые можно перемещать внутри шкафа и выкатывать за его пределы.

Конструктивно все пространство в шкафах КРУ разделено металлическими перегородками на отсеки аппаратов высокого напряжения, сборных шин, релейной защиты, измерений и управления. Это сделано с целью локализации очагов аварий и удобства обслуживания.

В КРУ выкатного исполнения тележка выключателя в корпусе шкафа может занимать два фиксированных положения: рабочее и испытательное. В рабочем положении тележки выключатель находится под нагрузкой или под напряжением, если выключатель отключен. В испытательном положении тележки напряжение с выключателя снимается размыканием первичных разъединяющих контактов, заменяющих собой разъединители. При этом вторичные цепи могут оставаться замкнутыми и выключатель может быть опробован на включение и отключение. Для перемещения тележки из рабочего в -испытательное положение и обратно предусмотрено механическое устройство доводки, облегчающее усилия, затрачиваемые при передвижении тележки, и обеспечивающее точное вхождение разъединяющих контактов при вкатывании тележки. Для ремонта выключателя тележка полностью выкатывается из шкафа (ремонтное положение).

Для защиты персонала от случайного прикосновения к токоведущим частям, находящимся под напряжением, в КРУ предусмотрена блокировка. В КРУ стационарного исполнения блокируются сетчатые двери ячеек, которые открываются только после отключения выключателя и разъединителей присоединения. В КРУ выкатного исполнения имеются автоматические шторки, закрывающие доступ в отсек неподвижных контактов при выкаченной тележке. Кроме того, имеется оперативная блокировка, исключающая возможность производства ошибочных операций.

При эксплуатации шкафов КРУ не допускаются принудительное деблокирование аппаратов и защитных ограждений, отвинчивание съемных деталей шкафов, поднятие и открытие шторок, препятствующих проникновению в отсек при наличии там напряжения.

Осмотры КРУ проводятся по графику: при постоянном дежурстве персонала — не реже 1 раза в 3 сут, а при обслуживании электроустановки оперативно-выездной бригадой— не реже 1 раза в месяц. При осмотре проверяются состояние выключателей, приводов, разъединителей, первичных разъединяющих контактов, блокировки; степень загрязненности и отсутствие видимых повреждений изоляторов; состояние вторичных цепей (зажимных рядов, гибких связей соединителей штепсельных разъемов, реле, измерительных приборов); действие кнопок управления выключателей, находящихся в испытательном положении.

Наблюдение за уровнем масла в выключателях и за оборудованием ведется через смотровые окна и сетчатые ограждения. Для осмотра сборных шин без снятия напряжения предусмотрены смотровые люки, закрытые защитной сеткой.

Проверяется работа сети освещения и отопления помещений и шкафов КРУ. Практикой установлено, что при эксплуатации КРУ наружной установки происходят повышение относительной влажности в шкафах (в отдельные периоды до 100%) и увлажнение поверхности изоляторов при резких перепадах температуры наружного воздуха, что приводит к перекрытию изоляции по загрязненной поверхности. Чтобы избежать подобных явлений, необходимо систематически очищать изоляцию от пыли и загрязнений.

Эффективным способом борьбы с увлажнением поверхности изоляторов является обмазка их гидрофобными пастами. Гидрофобное покрытие препятствует возникновению сплошных проводящих ток дорожек при загрязнении и увлажнении поверхности изолятора.

Для создания в шкафах микроклимата с относительной влажностью воздуха 60—70 % необходимо следить за уплотнением дверей, днищ и мест стыковки шкафов; применять утепление стенок и дверей шкафов минераловатными плитами; оборудовать шкафы автоматическими устройствами электрообогрева, включаемыми при недопустимом повышении относительной влажности воздуха.

К особой группе комплектных распределительных устройств относятся устройства с элегазовой изоляцией КРУЭ.

Выбор элегаза (шестифтористая сера SFe) не случаен. Чистый газообразный элегаз химически не активен, безвреден, не горит и не поддерживает горения, обладает повышенной теплоотводящей способностью и удачно сочетает в себе изоляционные и дугогасящие свойства. Электрическая прочность элегаза в 2,5 раза превышает прочность

Рис. 9.1. Секционирование КРУЭ по газу:

I — регулятор плотности; 2 — подвод элегаза; 3 — разделительный изолятор; 4 и 5 — системы шин / и //; 6, 7 — шинные разъединители систем шин / и //; 8 — шиносоедннительный выключатель; 9 — опорный изолятор; 10 — заземлитель;

II — кабельная муфта; 12 — трансформатор тока; 13 — линейный разъединитель

воздуха. Его электрические характеристики обладают высокой стабильностью. В эксплуатации элегаз не стареет и не требует ухода, как, например, масло.

Комплектуются КРУЭ из стандартных электрических элементов (выключателей, разъединителей, заземлителей, трансформаторов тока и напряжения, сборных шин), помещенных в герметизированные заземленные металлические оболочки, заполненные элегазом под давлением. Оболочки отдельных элементов соединяются между собой при помощи фланцев с уплотнениями из синтетического каучука, эти-ленпропилена и других материалов. Внутренние объемы

оболочек некоторых элементов сообщаются между собой. В целом КРУЭ секционированы по газу (рис. 9.1). Каждая секция имеет свою контрольно-измерительную газовую аппаратуру.

Значение давления элегаза в КРУЭ выбирается с учетом создания необходимой электрической прочности. Так, для аппаратов напряжением ПО кВ при температуре 20°С необходимый уровень электрической прочности в наиболее слабых местах обеспечивается при абсолютном давлении 0,25 МПа. В секциях выключателей элегаз обычно находится под большим давлением, чем в других секциях. В эксплуатации секции заполняют элегазом под давлением до 110% номинального. Утечки газа составляют менее 5% в год.

Давление в секциях контролируется по показаниям манометров или плотномеров при значительных колебаниях температуры окружающей среды.

Ошибочные операции в КРУЭ, как правило, исключены благодаря применению электрических и механических блокировок.

Положения коммутационных аппаратов проверяют по указателям положения, механически связанным с подвижными системами аппаратов. Предусмотрены также сигнализация лампами и возможность наблюдения за положением подвижных контактов через смотровые окна.

Обслуживание КРУЭ сводится главным образом к контролю за давлением в секциях и пополнению их элегазом. Герметизация КРУЭ полностью исключает необходимость периодических чисток изоляции. Такие элементы, как сборные и соединительные шины, вводы, измерительные трансформаторы, вообще не требуют ремонта. Интервалы между планово-предупредительными ремонтами коммутационных аппаратов, определяемые механической прочностью подвижных систем и свойствами деталей, подверженных старению, устанавливаются от 5 до 10 лет.

Перед демонтажем элементов для ремонта элегаз из секций удаляется при помощи специальных передвижных установок. Выше отмечалось, что элегаз не токсичен, но вместе с тем он и не поддерживает жизни. Поэтому при вскрытии элегазовых аппаратов внутренние объемы их предварительно проветриваются. При наличии на деталях и станках оболочек налета в виде белого или сероватого порошка — химических продуктов, образующихся в результате горения в элегазе дуги, его сметают щеткой или отса-

сывают пылесосом. Некоторые химические соединения этих продуктов токсичны. При работах принимаются меры для защиты дыхательных путей работающих от попадания порошка.

9.3. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ВЫКЛЮЧАТЕЛЕЙ

Выключатели служат для коммутации электрических цепей во всех эксплуатационных режимах: включения и отключения токов нагрузки, токов КЗ, токов намагничивания трансформаторов, зарядных токов линий и шин. Наиболее тяжелым режимом для выключателя является отключение токов КЗ. При прохождении токов КЗ выключатель подвергается воздействию значительных электродинамических сил и высоких температур. Кроме того, всякое автоматическое или ручное повторное включение на неустранившееся КЗ связано с пробоем промежутка между сходящимися контактами и прохождением ударного тока при малом давлении на контакте, что приводит к их преждевременному износу. Для увеличения срока службы контакты выполняют из металлокерамики.

В конструкции выключателей заложены различные принципы гашения дуги и используются различные материалы гасящей среды (трансформаторное масло, сжатый воздух, элегаз, твердые газогенерирующие материалы и т. д.). Применяемые на станциях и подстанциях выключатели разделяют на следующие группы: масляные выключатели с большим объемом масла (серий ВМ, МКП, У, С); масляные выключатели с малым объемом масла (серий ВМГ, ВМП, МГГ, МГ, ВМК, ВГМ и др.); воздушные выключатели (серий ВВГ, ВВУ, ВВН, ВВБ, ВВБК, ВНВ), для воздушных выключателей напряжением от ПО до 1150 кВ характерен модульный принцип построения серии; электромагнитные выключатели серий ВЭМ; автогазовые и вакуумные выключатели; выключатели нагрузки.

Каждая из групп выключателей обладает определенными техническими характеристиками, указанными в каталогах, и имеет преимущества и недостатки, определяющие области их применения.

Масляные выключатели. Основными конструктивными частями масляных выключателей являются токоведущие и контактные системы с дугогасительными устройствами, изоляционные конструкции, вводы, корпуса (баки), передаточные механизмы и приводы; вспомогательные элементы

(газоотводы, предохранительные клапаны, указатели уровня масла и положения выключателей).

В масляных выключателях серий МК.П, У, С и др. масло в баке служит для гашения дуги и для изоляции токоведу-щих частей от заземленных конструкций; в маломасляных выключателях серий ВМГ, МГГ, ВМК и др.— для гашения дуги и не обязательно для изоляции от земли частей, находящихся под напряжением. Их баки специально изолируются от земли.

Гашение дуги в масляных выключателях обеспечивается воздействием на дугу дугогасящей среды — масла. Процесс сопровождается сильным нагревом и разложением масла и образованием газа (в первый момент в виде газового пузыря). В газовой смеси содержится до 70 % водорода, что и определяет высокую дугогасящую способность масла, так как в водородной среде дугой отдается в десятки раз больше энергии, чем в- воздухе. Быстрое нарастание давления в газовом пузыре до значений, намного превышающих атмосферное, способствует эффективной деиониза-ции газового пространства между контактами выключателя.

В современных масляных выключателях применяются специальные дугогасительные устройства, ускоряющие восстановление электрической прочности промежутка между контактами во время отключения выключателя. Существенную роль при этом играет скорость движения контактов выключателя. Одним из способов повышения скорости отключения выключателя является увеличение числа последовательных разрывов в каждом полюсе выключателя.

Многообъемные выключатели напряжением 110 кВ и выше снабжаются маслонаполненными вводами. Надежная работа маслонаполненных вводов гарантируется, если обеспечивается тщательный надзор за заполняющим их маслом. Систематические отборы проб масла из вводов производятся при помощи маслоотборных устройств (рис. 9.2), обеспечивающих взятие проб из нижних слоев масла, где обычно концентрируются вода и шлам.

Управление масляным выключателем производится при помощи привода. В приводах используются различные виды энергии, в связи с чем их разделяют на ручные, пружинные, электромагнитные, электродвигательные и пневматические. Широко применяются электромагнитные и пневматические приводы.

Электромагнитные (соленоидные) приводы постоянного тока изготовляются отечественными заводами нескольких

Рис. 9.2. Устройство для отбора пробы масла из ввода:

; — соединительная втулка; 2 — ниппель; 3 — уплотнение; 4. 5—пробки; 6 — поливи-нилхлоридная трубка

типов для выключателей напряжением 10—220 кВ. Приводы должны обеспечивать четкую работу выключателей при понижении напряжения на включающем электромагните до 80 %, а на отключающем — до 65 % номинального.

Для масляных выключателей применяются пневматичес-

кие поршневые приводы (ПВ). Включение производится сжатым воздухом, поступающим в привод из небольшого резервуара, получающего в свою очередь питание от центральной компрессорной установки; выключатель отключают воздействием на электромагнит отключения. Боек электромагнита отключения действует непосредственно на механизм свободного расцепления привода.

При наружном осмотре масляных выключателей проверяются действительное положение (включенное или отключенное) выключателя; состояние поверхности фарфоровых покрышек вводов, изоляторов и тяг; целость мембран предохранительных клапанов и отсутствие выброса масла из газоотводов; отсутствие течи масла и уровень его в баках и вводах. На слух определяется, нет ли треска и шума внутри выключателя. По цвету термопленок, наклеенных па контактные соединения, устанавливается, не перегреваются ли контакты.

Уровень масла в баках должен находиться в пределах допустимых изменений уровня по шкале указателя уровня. Это имеет исключительно важное значение при гашении электрической дуги и охлаждении газов, образующихся в результате горения дуги. Высокий уровень масла в баке уменьшает объем воздушного пространства над поверхностью масла. В этих условиях при гашении дуги возможны сильный удар масла в крышку выключателя и опасное повышение давления внутри бака, что может вызвать деформацию и даже взрыв бака.

Если уровень масла в баке окажется сильно занижен-

ным, то выделяющиеся при разложении масла горючие газы, проходя через небольшой слой масла над контактами, не успеют охладиться и в смеси с кислородом воздуха взорвутся. Понижение уровня масла особенно опасно в малообъемных выключателях. При значительном понижении уровня масла в баке должны приниматься меры, препятствующие отключению выключателем тока нагрузки и тем более тока КЗ. Для этого достаточно снять предохранители на обоих полюсах цепи электромагнита отключения. Отключение электрической цепи с неуправляемым выключателем производится при помощи других выключателей (например, шиносоединительного, обходного).

В зимнее время при температуре наружного воздуха ниже —20 С С условия гашения дуги в выключателях, установленных на открытом воздухе или в КРУН, значительно ухудшаются вследствие повышения вязкости масла и уменьшения в связи с этим екорости отключения. Для улучшения условий работы масляных выключателей при длительных (более суток) понижениях температуры включают электрообогрев, отключение которого производят при температуре выше — 20 °С.

Для предупреждения отказов в работе приводов выключателей их действие периодически проверяется. Если выключатель оборудован АПВ, при опробовании его отключение целесообразно производить от релейной защиты, а включение от АПВ. При отказе в отключении выключатель должен немедленно выводиться в ремонт.

Воздушные выключатели. Конструктивные схемы воздушных выключателей различны. Однако общими их элементами являются: дугогасительные устройства и устройства создания изоляционного промежутка между контактами выключателя при его отключенном положении, изоляционные конструкции, шунтирующие резисторы, резервуары для хранения сжатого воздуха, механизмы системы управления.

Дугогасительные устройства состоят из фарфоровых или стальных камер с размещенными в них системами неподвижных и подвижных контактов. Изоляционный промежуток в воздушном выключателе при его отключенном положении обеспечивается отделителями. В выключателях серий ВВН и ВВГ контакты последовательных отделителей при операции отключения размыкаются последними, а при операции включения замыкаются первыми. В выключателях серий ВВБ и ВНВ нет последовательных отделителей. Пос-

ле погасания дуги в этих выключателях их подвижные контакты отходят от неподвижных на полное изоляционное расстояние.

Дугогасительные устройства и отделители изолируются от земли фарфоровыми опорными изоляторами, в полостях которых проходят стеклопластиковые воздухопроводы и тяги для управления клапанами, выполненные из изоляционных материалов.

Для ограничения коммутационных перенапряжений при отключении ненагруженных трансформаторов и линий, а также для уменьшения скорости восстановления напряжения на контактах выключателя при отключении КЗ параллельно контактным разрывам включаются резисторы. Для равномерного распределения напряжения между элементами выключателя используются делительные конденсаторы.

Сжатый воздух в воздушных выключателях выполняет две функции: гашения дуги и управления выключателем. Гашение дуги осуществляется мощным потоком сжатого воздуха, направляемым на контакты дугогасительного устройства и эффективно восстанавливающим электрическую прочность промежутка между ними.

Сжатый воздух хранится в резервуарах, расположенных на земле или в зоне высокого напряжения. Резервуары, расположенные на земле, обычно служат основаниями выключателей. В резервуарах, расположенных в зоне высокого напряжения, размещают дугогасительные устройства. Выключатели серии ВНВ имеют основной резервуар, установленный на земле, и дополнительный резервуар с размещенными в нем главными дугогасительными и вспомогательными контактами. Оба резервуара сообщаются между собой с помощью стеклопластиковых воздухопроводов.

Управление работой воздушных выключателей в требуемой последовательности осуществляется сжатым воздухом механизмами системы управления. Основными элементами системы управления являются: электромагниты включения и отключения; пусковые, промежуточные и дутьевые клапаны; пневматические приводы, приводящие в движение контакты выключателя и другие его части; вспомогательные контакты цепей управления и механизмы их переключения; изолирующие и металлические воздухопроводы, соединяющие отдельные элементы выключателя; изолирующие тяги для соединения подвижных элементов выключателя, находящихся под разными потенциалами.

Часть из названных элементов систем управления находится в шкафах управления полюсами и распределительном шкафу, общем для трех полюсов выключателя.

По способу приведения в действие контактов первичной цепи выключателя, вспомогательных контактов цепей управления и дутьевых клапанов системы управления выполняются с механической передачей (выключатели серии ВНВ), пневматической (ВВБ) и пневмомеханической (ВВБК). В системах управления с механической передачей все движения подвижным элементам выключателя сообщаются общим пневматическим приводом с помощью изолирующих и металлических тяг. В системах управления с пневматической передачей отсутствуют изолирующие и металлические тяги и каждый подвижный элемент выключателя перемещается под действием отдельного пневматического привода.

Воздушные выключатели снабжаются устройствами вентиляции внутренних полостей изолирующих конструкций и устройствами контроля давления сжатого воздуха в резервуарах выключателя.

На внутренних стенках полых изолирующих конструкций, не заполненных воздухом, может конденсироваться влага из атмосферного воздуха, что может в конечном счете привести к перекрытию изоляции по увлажненной поверхности. Для предотвращения конденсации влаги полые изоляционные конструкции подвергают непрерывной искусственной вентиляции или стремятся заполнить их объемы сухим воздухом под небольшим избыточным давлением. Воздух для этой цели забирают из общей питающей воздушный выключатель магистрали. Для понижения давления воздуха применяют механические редукторы или устройства дроссельного типа, не имеющие подвижных частей. Контроль за поступлением воздуха на вентиляцию осуществляют по указателям продувки (стеклянная трубка с находящимся в ней алюминиевым шариком). Под действием струйки воздуха, проходящей через указатель, шарик должен все время находиться во взвешенном состоянии между рисками, нанесенными на стекле, что указывает на движение воздуха. Если через указатель будет проходить, недостаточное количество воздуха, алюминиевый шарик опустится вниз. Регулирование расхода воздуха производится винтом механического редуктора, который устанавливается в распределительном шкафу и является общим для всех вентилируемых пространств выключателя.

Контроль за давлением сжатого воздуха в резевуарах выключателя осуществляется электроконтактными мано* метрами, находящимися в распределительном шкафу. С помощью этих манометров выполнена блокировка, предотвращающая проведение операций выключателем при значительном отклонении давления сжатого воздуха от номинального.

Отечественные воздушные выключатели надежно работают в цикле АПВ в диапазоне давлений 1,9—2,1 МПа (номинальное давление 2,0 МПа) и 1,6—2,1 МПа при отсутствии АПВ. Если по какой-либо причине давление сжатого воздуха в резервуарах станет ниже 1,9 МПа, один из манометров переключит цепи АПВ на отключение выключателя, а другой при давлении ниже 1,6 МПа разомкнет цепи электромагнитов отключения и включения, предотвращая тем самым проведение выключателем любой операции.

Осмотры и техническое обслуживание воздушных выключателей. При осмотре проверяется действительное положение всех полюсов воздушного выключателя по показаниям сигнальных ламп и манометров. Кроме того, по манометрам проверяется давление сжатого воздуха в резервуарах и поступление его на вентиляцию. Обращается внимание на общее состояние воздушного выключателя; целость фарфоровых покрышек и изоляторов, шунтирующих резисторов и емкостных делителей напряжения; степень загрязненности поверхностей фарфоровых изоляторов. На слух проверяется, нет ли утечек воздуха. Контролируется нагрев контактных соединений шин и аппаратных зажимов.

Техническое обслуживание воздушных выключателей в процессе их эксплуатации заключается в следующем. Раз в месяц из резервуаров, расположенных на земле, удаляют накапливающийся в них конденсат. В период дождей увеличивают расход воздуха на вентиляцию полых изоляционных конструкций. При понижении температуры окружающего воздуха ниже —5°С в шкафах управления полюсов и в распределительном шкафу включают электрический обогрев. Работоспособность выключателя проверяют путем контрольных опробований (не реже 2 раз в год) на отключение и включение при давлении 2,0—1,6 МПа.

В резервуары выключателей должен поступать очищенный от механических примесей воздух. Основная очистка воздуха, а также его осушка производятся в компрессорной воздухоприготовительной установке. Для дополнительной очистки сжатого воздуха в распределительных шкафах

выключателей установлены войлочно-волосяные фильтры. Необходимо систематически, в зависимости от загрязненности воздуха, производить смену в них фильтрующих патронов.

Надежность сочленения фарфоровых и металлических деталей в значительной степени зависит от качества резиновых прокладок и равномерности распределения усилий при завинчивании гаек болтов по выступу изолятора. Для работы воздушного выключателя опасно как чрезмерное, так и недостаточное завинчивание гаек болтов крепления изоляторов. Применяемые резиновые уплотнения не обладают достаточной эластичностью и со временем увеличивают свою остаточную деформацию. Поэтому для предупреждения повреждения выключателей 2 раза в год (весной и осенью) производят проверку и подтяжку болтов всех соединений, имеющих уплотнение. Наряду с этим оперативный персонал обязан визуально проверять целость резиновых прокладок в соединениях изоляторов гасительных камер, отделителей и их опорных колонок. Операции с выключателем, имеющим выдавленные или поврежденные уплотнения, не допускаются.

9.4. ЭКСПЛУАТАЦИЯ РАЗЪЕДИНИТЕЛЕЙ, ОТДЕЛИТЕЛЕЙ И КОРОТКОЗАМЫКАТЕЛЕЙ

Основное назначение разъединителей — создание видимого разрыва, отделяющего выводимое в ремонт оборудование от сборных шин и других частей установки, находящихся под напряжением, для безопасного производства работ. Разъединители не имеют дугогасительных устройств, позволяющих отключать более или менее значительные токи. Поэтому для непосредственного отключения и включения разъединители применяют, если ток в коммутируемой цепи значительно меньше их номинального тока. Кроме того, разъединители используются при различных переключениях электрических цепей в схемах РУ, например при переводе присоединений с одной системы шин на другую.

При отключенном выключателе проведение операций с разъединителями под напряжением сопровождается разрывом цепи зарядного тока, обусловленного емкостью присоединенных токоведущих частей (рис. 9.3). Зарядные токи оборудования и сборных шин всех напряжений (кроме конденсаторных батарей) невелики, и отключение и включение их разъединителями не опасно.

Рис. 9.3. Отключение разъединителем емкостного тока оборудования:

у _ отключенный выключатель; 2 — разъединитель, отключающий емкостный ток

Разъединителями разрешаются операции отключения и включения дуго-гасящих реакторов при отсутствии в сети замыкания на землю, нейтралей силовых трансформаторов, а также намагничивающего тока трансформаторов и автотрансформаторов, зарядного тока кабельных и воздушных линий, значения которых установлены директивными материалами Минэнерго СССР.

В эксплуатации к разъединителям предъявляются следующие требования:

разъединители должны создавать явно видимый разрыв электрической цепи, длина которого должна соответствовать классу напряжения электроустановки;

при длительной работе с номинальным током контактные соединения разъединителей не должны нагреваться свыше 75 °С;

контактная система должна обладать необходимой термической и динамической стойкостью;

при прохождении токов КЗ ножи разъединителей должны удерживаться во включенном положении (запирающим приспособлением привода, механическим или магнитным замком). Необходимое расстояние между контактами полюса разъединителя, находящегося в отключенном положении, должно надежно фиксироваться механическим запором;

изоляция разъединителей должна обеспечивать надежную работу при дожде, гололеде, запыленности воздуха. Опорные изоляторы и изолирующие тяги должны выдерживать механические нагрузки при операциях;

механизм главных ножей разъединителей должен иметь блокировку с выключателем и заземляющими ножами.

Отделители по своей конструкции мало чем остличают-ся от разъединителей. Их контактная система также не приспособлена для операций под током нагрузки. Основное назначение отделителей — быстрое отсоединение поврежденного участка электрической сети после отключения его со всех сторон выключателями. Отделителями отключают намагничивающий ток трансформаторов и зарядный

ток линий. Ток, который способен отключить отделитель, зависит от расстояний между контактами полюса и между соседними полюсами. Управление главными ножами отделителей серии ОД осуществляется приводом типа ПРО-1У1, обеспечивающим автоматическое, дистанционное и местное отключение, а также ручное включение. Процесс отключения продолжается 0,5—0,6 с от момента подачи отключающего импульса. Столь быстрое отключение обеспечивается за счет энергии пружин, сжимаемых при ручном включении отделителя. Отделители применяются на трансформаторных подстанциях без выключателей на стороне ВН. Помимо отделителей на таких подстанциях обычно устанавливаются короткозамыкатели, назначение которых состоит в том, чтобы быстро создать искусственное мощное КЗ, отключаемое затем выключателями. В отключенном положении короткозамыкателя пружины его привода (типа ПРК-1У1) заведены и он готов к включению. При подаче импульса от устройства релейной защиты электромагнит освобождает включающую пружину и короткозамыкатель включается. Отделитель отключается в тот момент, когда прохождение тока КЗ в цепи прекратится. Для правильного срабатывания отделителя в приводе предусмотрена блокировка, разрешающая его отключение только после исчезновения тока в цепи короткозамыкателя.

При внешнем осмотре разъединителей, отделителей и короткозамыкателей основное внимание должно быть обращено на состояние контактных соединений и изоляции этих аппаратов. Контактные соединения являются ответственными и в то же время наиболее слабыми частями разъединителей и отделителей. Методы контроля контактных соединений и уход за контактами рассмотрены в § 2.6—2.8.

Для поддержания и крепления токоведущих частей разъединителей, отделителей и короткозамыкателей наружной установки используются опорно-штыревые и опорно-стержневые изоляторы. Последние изготовляются цельными для напряжений до 110 кВ включительно. Для аппаратов напряжением выше ПО кВ колонки набирают из штыревых или стержневых изоляторов, устанавливаемых друг на друга.

Надежность работы изоляторов определяется их электрической и механической прочностью. Они не должны терять изоляционных свойств при изменяющихся атмосферных условиях (тумане, дожде, снеге, гололеде) и должны

выдерживать воздействие рабочих ударных нагрузок, элек« тродинамических сил, тяжений проводов.

Электрическая прочность опорно-стержневых изоляторов весьма велика, и поэтому электрическим испытаниям в эксплуатации они не подвергаются. Механическая прочность опорно-стержневых изоляторов разъединителей и отделителей напряжением 35—220 кВ проверяется испытани*

Рис. 9.4. Схема механических испытаний опорно-стержневых изолято ров полюса разъединителя (отделителя):

/ — стягивающее устройство; 2 — динамометр; 3 — хомуты

ями на изгиб. Испытания изоляторов 35—110 кВ производят путем стягивания двух изоляторов одного полюса аппарата при развернутом на 180° положении полуножей, так как изгибающее усилие при включении действует в сторону ошиновки. На рис. 9.4 показана схема механического испытания изоляторов одного полюса разъединителя. Нагрузка создается вращением рукоятки стягивающего устройства. Изгибающее усилие при испытании принимается равным 40—60 % максимального разрушающего усилия и выдерживается в течение 15 с. Так, например, для изоляторов типа КО-110-2000 при минимальном разрушающем усилии 20 000 Н усилие при испытании принимается равным 12 000 Н.

Колонки опорно-штыревых изоляторов на механическую прочность не испытываются. Основным способом конт-

роля исправности многоэлементных опорно-штыревых изоляторов является измерение распределения рабочего напряжения по отдельным элементам. Известно, что на каждый элемент исправной изоляции приходится вполне опре-

Рис. 9.5. Штанга для контроля изоляторов в электроустановках 110—• 220 кВ:

а — общий вид; б — измерительная головка; 1—5 — бакелитовые трубки; 6 — подвижный электрод со стрелкой; 7 — шкала; 8 — неподвижный электрод; 9, 11 —■ щупы, 10 — коромысло

деленное значение рабочего напряжения. Если в результате повреждения или пробоя изолятора его сопротивление уменьшится, то это повлечет за собой иное распределение напряжения между элементами колонки. Это обстоятельство и позволяет обнаружить поврежденный элемент.

Измерение производится с помощью штанги с переменным искровым промежутком (рис. 9.5). Штанга состоит из двух частей: изолирующей части и измерительной головки. Щупы 9 я И электрически соединены с электродами 6 и 8 соответственно. При измерении штанга опирается щупами на элемент изолятора (рис. 9.6). Поворотом изолирующей части штанги подвижный электрод 6, выполненный в виде эксцентрика, приближается к неподвижному электроду 8. Напряжение, приходящееся на измеряемый элемент, определяется по шкале в момент пробоя искрового промежутка между электродами.

Электрические свойства изоляторов зависят от состояния их поверхности. Изоляторы должны периодически очищаться от загрязнений. В ряде случаев это производится во время ремонта. В закрытых РУ налет пыли удаляется под напряжением специальной щеткой и пылесосом. Для этой цели щетка и всасывающая насадка пылесоса укрепляют* ся на изолирующей штанге и перед работой тщательно очищаются от пыли.

На открытых РУ иногда практикуется обмывка изоляторов прерывистой струей воды под напряжением с помощью специальных прерывателей типа ПСВФ. Допустимые расстояния от прерывателей до обмываемых изоляторов при напряжении 110 кВ не менее 3,5 м, а при напряжении 220 кВ —5 м.

При эксплуатации опорных изоляторов необходимо следить за состоянием мест склейки элементов между собой и с арматурой. Поверхность цементных швов следует защищать влагостойкими покрытиями от проникновения в них влаги, так как замерзание влаги в цементной связке создает дополнительные механические напряжения в фарфоре и фланцах.

9.5. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ И КОНДЕНСАТОРОВ СВЯЗИ

Трансформаторы тока предназначаются для передачи измерительной информации измерительным приборам, устройствам защиты и автоматики. При помощи трансформаторов тока первичный ток пропорционально уменьшается до значений, наиболее выгодных для эксплуатации (номинальные значения вторичных токов 1 или 5 А). Первичны^ обмотки трансформаторов тока включаются в рассечку электрической цепи, а вторичные замыкаются на нагрузку:

приборы, реле. Размыкание вторичной обмотки трансформатора тока приводит к аварийному режиму, при котором резко возрастают магнитный поток в сердечнике и ЭДС на разомкнутых зажимах. При этом пик ЭДС может достигнуть нескольких киловольт. При магнитном насыщении увеличиваются активные потери в магнитопроводе, что приводит к его нагреву и обгоранию изоляции обмоток. Неис-

Рис 9 7. Схема включения делителя напряжения НДЕ-500

Рис. 9 8 Схема включения фильтра присоединения:

/ — фильтр присоединения, 2 — кабель для подключения полукомплекта высокочастотной аппаратуры, 3 — разрядник, 4— заземляющий нож, 5—конденсатор связи, 6 — заградитель

пользуемые в эксплуатации вторичные обмотки закорачиваются при помощи специальных зажимов.

Первичные обмотки трансформаторов тока изолируются от вторичных на полное рабочее напряжение. Однако на случай повреждения изоляции принимаются меры, обеспечивающие безопасность работ во вторичных цепях. Для этого один из концов вторичной обмотки трансформатора тока заземляется. В сложных схемах релейной защиты (например, в токовой дифференциальной защите шин) такое заземление допускается выполнять только в одной точке.

Трансформаторы напряжения служат для преобразования высокого напряжения в низкое стандартное напряжение 100 или ЮО/уТГВ. В эксплуатации находятся как однофазные, так и трехфазные трансформаторы напряжения, включаемые в зависимости от назначения по разным схемам. Применяются схемы соединения вторичных обмоток в

открытый треугольник, звезду и разомкнутый треугольник.

Трансформаторы напряжения работают в режиме, близком к холостому ходу. Для защиты от токов КЗ во вторичных цепях устанавливают предохранители или автоматические выключатели с электромагнитным расцепителем на номинальные токи от 2,5 А и выше. Перегорание предохранителей или срабатывание автоматических выключателей контролируется сигнальными устройствами. Для безопасности персонала один из выводов вторичной обмотки трансформатора напряжения обязательно заземляется.

Наряду с трансформаторами напряжения серии НКФ применяются емкостные делители напряжения. Они получили распространение на линиях электропередачи 500 и 750 кВ. Принципиальная схема делителя напряжения типа НДЕ-500 приведена на рис. 9.7. Напряжение между конденсаторами распределяется обратно пропорционально их емкости

где С\ и С2 — емкости конденсаторов; U\ и U% — напряжения на них.

Емкость конденсаторов С2 выбирается так, чтобы напряжение на ней находилось в пределах 10—15 кВ. Дальнейшее понижение напряжения до стандартного значения 100 и ЮОКЗ В производится обычным трансформатором напряжения. Реактор Р улучшает электрические свойства схемы при увеличении нагрузки. Заградитель 3 препятствует прохождению токов высокой частоты в трансформаторе Т. Мощность трансформатора Т емкостного делителя НДЕ-500 при классе точности 1 равна 300 В-А (максимальная мощность 1200 В-А). Конденсаторы устройств НДЕ-500 и НДЕ-750 используются также для образования каналов высокочастотной защиты, телемеханики и телефонной связи по проводам линий электропередачи.

На линиях электропередачи высокочастотные каналы обычно создают с помощью конденсаторов связи и заградителей, предотвращающих утечку токов высокой частоты через шины подстанций. Подключение высокочастотных аппаратов производят через фильтр присоединений ФП.

На рис. 9.8 показана схема включения фильтра присоединения. При работах на фильтре присоединения без снятия напряжения с линии электропередачи обязательно включение заземляющего ножа 4.

Эксплуатационный надзор. Эксплуатация измерительных трансформаторов тока и напряжения, конденсаторов связи (для нужд защиты, телемеханики, связи) заключается в периодических осмотрах, текущих ремонтах и эксплуатационных испытаниях. Осмотр проводится одновременно с осмотром всего остального оборудования. При осмотрах обращается внимание на отсутствие течи масла у масло-наполненных аппаратов через армировочные швы и прокладки, на уровень масла по маслоуказателю, состояние и степень загрязнения изоляции, отсутствие разрядов и треска внутри аппаратов. На поверхности изоляторов и фарфоровых покрышек, особенно в местах крепления фланцев, не должно быть сколов и трещин. Наиболее часто трещины появляются в результате механических напряжений, возникающих в сочленениях деталей, изготовленных из разных материалов, при изменениях температуры наружного воздуха. В цементных швах появляются трещины, разрушается замазка. Проникновение воды в поры и трещины цементного слоя и ее замерзание приводят к появлению дополнительных механических напряжений. Это может быть предотвращено, если армировку цементных швов и их защитные влагостойкие покровы систематически восстанавливать. При обнаружении трещин в фарфоре аппарат должен быть отключен и подвергнут детальному осмотру и испытанию. Для предупреждения появления железистых подтеков по поверхности изоляторов необходимы своевременное удаление ржавчины с металлических деталей и их окраска.

По первичным обмоткам трансформаторов тока проходят полные рабочие токи присоединений, поэтому необходимо вести надзор за состоянием и нагревом контактов аппаратных зажимов.

Испытания. Дефекты аппаратов, ухудшающие их электрические характеристики и работоспособность, но не обнаруженные внешним осмотром, выявляются профилактическими испытаниями. Испытания измерительных трансформаторов обычно проводят при капитальном ремонте РУ, но не реже 1 раза в 6—8 лет. Исключением являются трансформаторы тока с конденсаторной бумажно-масляной изоляцией, которые испытывают ежегодно в течение первых 2 лет эксплуатации, а затем 1 раз в 3—4 года. Конденсаторы связи испытывают по мере необходимости «и в зависимости от результатов осмотра.

В объем испытаний измерительных трансформаторов

входят: измерения сопротивления изоляции обмоток мега-омметром напряжением 2500 В — первичной обмотки и 1000 В — вторичной. Значение сопротивления изоляции первичной обмотки не нормируется, сопротивление изоляции вторичной обмотки вместе с присоединенными к ней цепями должно быть не менее 1 МОм;

измерение тангенса угла диэлектрических потерь у трансформаторов тока с бумажно-масляной основной изоляцией. При этом обращается внимание на характер его изменения, а также изменение емкости за время испытаний;

испытание повышенным напряжением промышленной частоты (в условиях эксплуатации — только измерительных трансформаторов напряжением до 35 кВ);

испытание трансформаторного масла (или замена его в трансформаторах напряжения до 35 кВ в случае понижения сопротивления изоляции).

Испытание емкостных делителей складывается из испытания трансформаторного устройства и испытания конденсаторов. У конденсаторов связи и делителей напряжения измеряются сопротивление изоляции, электрическая емкость всех элементов и тангенс угла диэлектрических потерь. Повышенным напряжением конденсаторы делителей и связи в эксплуатационных условиях не испытываются.

9.6. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ШИН И ТОКОПРОВОДОВ

Сборные и соединительные шины закрытых РУ 6—10 кВ выполняются из одной или нескольких алюминиевых полос, закрепляемых на опорных изоляторах. Для установок с большими токами (более 2000 А) применяются шины швеллерного профиля. При изменениях температуры изменения длины жестких шин воспринимаются компенсаторами — пакетами изогнутых медных или алюминиевых лент, соединенных последовательно с шинами. На открытых РУ шины выполняются из гибкого провода или жестких труб. Гибкая ошиновка крепится к гирляндам подвесных изоляторов типа ПФ6, а в условиях загрязненной атмосферы — к гирляндам изоляторов с развитой боковой поверхностью, например серии ПФГ.

При эксплуатации не допускается нагрев шин выше 70 ° С при температуре окружающего воздуха 25 ° С. Задачей эксплуатации является контроль за исправностью контактных соединений шин (методы контроля изложены в § 2.6, 2.7) и состоянием изоляции. Опорные фарфоровые

одноэлементные изоляторы внутренней и наружной установок испытываются повышенным напряжением промышленной частоты, значение которого приведено ниже; продолжительность испытаний 1 мин.

Номинальное напряжение изолятора, кВ. 3 6 10 20 35

Испытательное напряжение изолятора, кВ. 25 32 42 68 100

Опорно-стержневые изоляторы напряжением 35 кВ и выше в эксплуатации не подвергаются электрическим испытаниям.

Состояние подвесных изоляторов на подстанциях контролируется штангой с переменным искровым промежутком.

На электростанциях соединения выводов генераторов с блочными трансформаторами выполняются открытыми шинными мостами или комплектными пофазно экранированными токопроводами. По сравнению с открытыми шинами токопроводы обладают рядом эксплуатационных преимуществ: токоведущие части и изоляторы предохраняются от пыли и атмосферных осадков; исключается возможность возникновения междуфазных КЗ на генераторном напряжении; обеспечивается безопасность обслуживания.

Экраны токопроводов делают составными из ряда секций с телескопическим перемещением подвижных цилиндров по неподвижным, закрепленным на станинах. Такая конструкция обеспечивает доступ к изоляторам при их чистке и ремонте. Для осмотра контактных соединений в кожухах токопроводов предусмотрены смотровые окна.

При осмотре токопроводов измеряется температура экранов и поддерживающих конструкций, которая не должна превышать 50° С. Металлические конструкции, находящиеся в электромагнитном поле переменного тока нагрузки, нагреваются вихревыми токами, для уменьшения которых отдельные секции экранов изолируют друг от друга резиновыми уплотнениями. Одну из опорных станин каждой секции заземляют, а другую изолируют от земли во избежание образования замкнутых контуров. При ремонте проверяют состояние изоляционных прокладок станин и уплотнений между секциями. Их сопротивление, измеренное мегаомметром на 1000 В, должно быть не менее 0,1 МОм,

Оборудование, встроенное в токопроводы (изоляторы, измерительные трансформаторы, разрядники и др.), подвергается электрическим испытаниям в соответствии с установленными для него нормами.

9.7. ЭКСПЛУАТАЦИЯ РЕАКТОРОВ

Токоограничивающие реакторы. Одиночные и сдвоенные реакторы служат для ограничения токов КЗ и поддержания напряжения на шинах при КЗ за реактором. В случае КЗ в распределительной сети реактор должен обеспечить остаточное напряжение на шинах не менее 0,7 £/ном.

Секционные реакторы служат главным образом для ограничения тока КЗ. Их индуктивность составляет 8—12 %, а номинальный ток 50—70 % тока секции шин.

В установках напряжением до 35 кВ распространены сухие бетонные реакторы, представляющие собой обмотки из изолированного медного или алюминиевого провода, закрепленные на бетонных стойках. К торцам стоек шпильками крепятся опорные изоляторы. При изготовлении стойки подвергают сушке и пропитке влагостойким изоляционным лаком. В период эксплуатации сопротивление изоляции обмоток реактора относительно шпилек и фланцев опорных изоляторов проверяется мегаомметром 1000—• 2500 В и должно быть не менее 0,1 Мом. Снижение сопротивления бетонных стоек не представляет опасности для реактора в нормальных условиях работы, но при КЗ по отсыревшему бетону может произойти перекрытие между витками, так как на реакторе в это время будет большое падение напряжения. Опорные изоляторы испытывают повышенным напряжением промышленной частоты.

При работе в реакторе выделяется большое количество теплоты. Охлаждение реакторов, как правило, естественное. Поэтому необходимо следить за тем, чтобы каналы охлаждающего воздуха и вентиляция помещений реакторов действовали исправно.

При прохождении токов КЗ между фазами реактора и отдельными витками внутри каждого реактора возникают электродинамические силы. В связи с этим возможны обрывы и деформация витков, появление трещин в бетоне. После отключения КЗ реакторы следует осмотреть.

Все испытания и ремонтные работы на реакторах производят одновременно с ремонтом оборудования присоединений.

Масляные реакторы применяются в РУ напряжением выше 35 кВ. Они требуют почти такого же ухода, как и трансформаторы.

Дугогасящие реакторы. В трехфазной сети с незазем-ленной нейтралью при металлическом замыкании одной из

Рис. 9.9. Замыкание фазы на землю в сети с изолированной нейтралью (о), в сети с компенсацией емкостного тока (б)

фаз на землю (рис. 9.9, а) напряжение поврежденной фазы относительно земли падает до нуля, а на двух других устанавливается равным линейному напряжению. В точке замыкания проходит ток, равный сумме емкостных токов неповрежденных фаз:

где /с — ток замыкания на землю, А; С/ф — фазное напря-f жение, В; С — емкость всей сети, Ф; о)=2я/ — угловая частота, с- 1 .

При замыкании фазы на землю через дугу и большом емкостном токе заземляющая дуга носит перемежающийся характер, т. е. периодически погасает и вновь зажигается; Горение перемежающейся дуги приводит к опасным пере-* напряжениям в сети. Максимально допустимые значение

емкостных токов, при которых возможна длительная рабо« та сети с изолированной нейтралью, приведены ниже:

Напряжение сети, кВ . 6 10 20 35

Емкостный ток, А. 30 20 15 10

Если емкостные токи превышают указанные значения, в нейтраль трансформатора (или генератора) включается дугогасящий реактор, компенсирующий емкостный ток (рис. 9.9, б). Ток в дугогасящем реакторе /р возникает под воздействием напряжения смещения нейтрали £/о=—Ua, появляющегося на нейтрали при замыкании фазы на землю: ‘

где Lp и LT — соответственно индуктивности дугогасящего реактора и трансформатора, Гн.

При /р=/с=/=0 емкостная составляющая тока замы» кания на землю в месте повреждения полностью компенсируется индуктивным током реактора — наступает резонанс токов. Дугогасящий реактор, как правило, должен иметь резонансную настройку. В эксплуатации допускается настройка с перекомпенсацией (/р>/с), если реактивная составляющая тока замыкания на землю не превышает 5 А,

а степень расстройки) —:—

не выше 5 %. Настройка с

Регулирование тока дугогасящих реакторов производится одним из трех способов: переключением ответвлений обмотки; изменением зазора в магнитной системе; изменением индуктивности подмагничиванием постоянным током.

Дугогасящие реакторы типа ЗРОМ, применяемые в се* тях 6—35 кВ, имеют ступенчатое регулирование тока. При» вод переключателя ответвлений находится на крышке бака. Для питания цепей контроля и сигнализации дугогася» Щие реакторы снабжаются сигнальными обмотками (100 В, 10 А). Изменение настройки производится при от» ключенном от сети реакторе. Разъединитель отключается при отсутствии в сети замыкания на землю, о чем судят по сигнальным устройствам на щите и непосредственно у

разъединителя. Переключение ответвлений на неотклю-ченном реакторе не допускается по условию безопасности. Только у специальных подстроечных реакторов, имеющих устройства автоматической настройки под током, допускается настройка без отключения реактора от сети.

Сети с компенсацией емкостных токов могут эксплуатироваться при наличии в сети замыкания фазы на землю без отключения и ограничения электроснабжения потребителей. Но так как длительное прохождение тока проводимости на землю может вызвать переход повреждения в аварию, то отделена места замыкания на землю должно производиться по возможности быстро. Одновременно с отысканием места повреждения должен производиться осмотр работающих реакторов и трансформаторов, к нейтрали которых они подключены. Если отыскание замыкания на землю затягивается,^ эксплуатационный персонал обязан вести тщательное наблюдение за температурой верхних слоев масла в баке реактора, записывая показания термометра через каждые 30 мин. Максимальное повышение температуры верхних слоев масла при этом допускается до 100 °С.

Уход за дугогасящими реакторами мало чем отличается от ухода за силовыми трансформаторами. Капитальный ремонт дугогасящих реакторов проводится по мере необходимости.

9.8. ЭКСПЛУАТАЦИЯ БЛОКИРОВКИ И ЗАЗЕМЛЯЮЩИХ УСТРОЙСТВ

Блокировка. Ошибочные операции с разъединителями под током приводят к авариям и несчастным случаям с персоналом, принимавшим участие в переключениях. Для предотвращения неправильных операций в РУ устанавливаются блокирующие устройства между выключателями и разъединителями, с одной стороны, и между разъединителями и заземляющими ножами — с другой.

Применяется несколько систем блокировки: непосред-, ственная механическая, механическая замковая, электромеханическая, электромагнитная и электрическая.

Непосредственно механическая — это рычажная блокировка. Она применяется, например, в ячейках КРУ и запрещает перемещение тележки в пределах шкафа при включенном выключателе.

Механическая замковая блокировка применяется в РУ с одной и двумя системами шин. При этой блокировке приводы выключателя и разъединителей запираются замками, имеющими один общий ключ. Ключ находится в замке включенного выключателя и может быть вынут только при отключении последнего. Когда выключатель отключен, то вынутым из его замка ключом могут быть открыты замки и отключены линейные и шинные разъединители.

Электромеханическая блокировка отличается от обычной замковой механической блокировки тем, что электромеханические замки выключателей имеют электрическую связь с цепями управления выключателей и устанавливаются не на приводе выключателя, а на щите управления. При отключении выключателя ключом управления на обмотку электромагнита подается напряжение; сердечник электромагнита втягивается, и только тогда ключ может быть вынут из замка. Необходимая последовательность операций с разъединителями достигается обменом ключами в замках.

Электромагнитная блокировка основана на следующем принципе. На каждом приводе разъединителей или дверях сетчатого ограждения устанавливается блокировочный замок, запирающий штифтом блокируемый элемент, и контакты в виде контактных гнезд, к которым подается напряжение, когда операция с разъединителями разрешается. Контакты могут быть встроены в замок или использованы контакты штепеельной розетки. Запорный штифт из замка может быть извлечен переносным электромагнитным ключом. Перед выполнением операции с разъединителями ключ вставляется в контактные гнезда. Намагничивание его сердечника произойдет только при наличии напряжения на контактах, а это возможно лишь при правильной последовательности операций с коммутационными аппаратами.

Электрическая блокировка применяется в том случае, если выключатели и разъединители оснащены автоматическими приводами и все операции производятся с помощью этих приводов. Принцип ее действия заключается в том, что напряжение на цепи управления разъединителей подается вспомогательными контактами соответствующих выключателей электрической цепи.

Наибольшее распространение получили механические, электромеханические и электромагнитные блокировки, В эксплуатации все действующие устройства блокировок

должны обязательно находиться в работе. Электромагнитные блокировки выполняют на выпрямленном оперативном токе. Цепи их питания целесообразно держать постоянно под напряжением, чтобы непрерывно контролировать состояние их изоляции. Во время переключений персоналу запрещается нарушать взаимодействие блокировки. С целью исключения возможности деблокирования замки пломбируют. Деблокирование аппаратов со снятием пломб с замков разрешается только в случае явной неисправности блокировки, удостоверенной вышестоящим ответственным лицом (начальником цеха станции, подстанции и т. д.). Деблокирование коммутационных аппаратов без разрешения вышестоящих лиц может быть допущено только при ликвидации аварии и несчастном случае.

Отказы в работе блокировки иногда возникают при неисправном состоянии вспомогательных контактов, а также при смещении деталей приводов (валов, рукояток, сеток). Для предотвращения случаев отказа ремонт блокировочных устройств включают в планы текущего и капитального ремонта разъединителей, отделителей и выключателей. Кроме того, проводят систематические осмотры и проверки состояния блокировочных замков, переносных электромагнитных ключей, защищают их от коррозии, попадания влаги и загрязнения.

Заземляющие устройства станций и подстанций состоят из искусственных заземлителей (вертикальных труб и горизонтальных полос) и наземных заземляющих магистралей и проводников, связывающих заземляемое оборудование с заземлителями. Каждый заземляемый элемент присоединяется к заземляющей магистрали отдельным проводником. Присоединение заземляющих проводников к корпусам аппаратов и конструкций выполняется сваркой или надежным болтовым соединением. Заземляющие проводники, проложенные в помещениях РУ, должны быть доступны для внешнего осмотра, при котором проверяются целость, состояние соединений, непрерывность проводки. Открыто проложенные магистрали и проводники окрашиваются, как правило, в черный цвет.

Состояние заземляющих устройств периодически контролируется. Не реже 1 раза в 10 лет на ОРУ станций и подстанций проводятся выборочная проверка- заземлителей и их элементов, находящихся в земле, и измерение сопротивления заземляющего устройства. В первую очередь осматриваются заземлители близ силовых трансформато-

ров, короткозамыкателей, вентильных разрядников, так как эти заземлители подвержены воздействию наибольших по значению токов, проходящих в землю.

Изменение сопротивления заземляющего устройства проводят методом амперметра — вольтметра, компенсации онным и мостовым методами.

Для измерения применяется переменный ток, так как при постоянном токе в местах соприкосновения электродов с землей (обладающей

ионной проводимостью) возникает ЭДС поляризации, которая может внести ошибку в результаты измерения.

Наиболее простым является методом амперметра — вольтметра (рис. 9.10). Для измерения сопротивления заземляющего устройства два вспомогательных электрода 3 и ВЭ забивают в землю

Рис. 9.10. Схема измерения сопротивления растеканию методом амперметра — вольтметра

на глубину 0,5 м. Минимальное расстояние между одиночным заземлите-лем или контуром заземления и вспомогательным электродом принимаются согласно рис. 9.11. По значениям тока и падения напряжения на испытуемом заземлителе определяется сопротивление за-землителя Rx, Ом.

Для измерений указанным методом используются обычные приборы переменного тока. При этом погрешность измерений может достичь 10 %. Существенно меньшую по* грешность (±1,5 %) дает измерение специальным прибором типа МС-08. Прибор состоит из генератора переменного тока с ручным приводом и логометра, токовая и потенциальная рамки которого включаются в схему измерений вместо амперметра и вольтметра соответственно. Шкала прибора МС-08 проградуирована в омах.

При измерениях любым методом сопротивление заземляющих устройств электроустановок напряжением выше 1000 В не должно превышать значений:

на станциях и подстанциях, работающих с глухозазем-ленной нейтралью, — указанных в проекте заземляющего устройства;

на станциях и подстанциях, работающих с изолированной нейтралью и компенсацией емкостных токов, — не более 10 Ом;

для отдельно стоящих молниеотводов — 25 Ом.

Рис. 9.11. Схема размещения электродов при измерении сопротивления растеканию одиночного заземлителя (а) и контура заземления (б)

Чтобы сопротивление Rx находилось в пределах установленных норм при любых атмосферных условиях, измерения должны производиться в периоды наименьшей проводимости почвы, т. е. в сухой или промерзшей почве.

9.9. ЭКСПЛУАТАЦИЯ УСТАНОВОК

ДЛЯ ПРИГОТОВЛЕНИЯ СЖАТОГО ВОЗДУХА

И ВОЗДУХОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОЙ СЕТИ

Требования к сжатому воздуху. Сжатый воздух применяется в РУ для приведения в действие пневматических приводов выключателей и разъединителей. В воздушных выключателях сжатый воздух используется для гашения электрической дуги и вентиляции внутренних полостей изоляционных конструкций. Потенциальная энергия сообщается воздуху в процессе его сжатия. Сжатый воздух хранится в резервуарах выключателей. Резервуары пополняются от установок, предназначенных для приготовления сжатого воздуха.

Основными показателями качества сжатого воздуха являются давление и влажность. Колебания давления, подводимого к выключателям и пневматическим приводам воздуха, не должны выходить за пределы установленных паспортными данными значений, так как только при этих условиях заводы-изготовители гарантируют надежную работу аппаратов. Влажность сжатого воздуха имеет особое значение, поскольку при большой влажности возможна конденсация влаги в распределительной сети и на внутренних поверхностях изолирующих воздухопроводов воздушных выключателей. В холодное время года влага может замерзнуть в клапанах и вентилях и вызвать отказ в работе выключателя.

Содержание влаги в сжатом воздухе оценивается значением его относительной влажности, представляющей собой отношение массы водяного пара, находящегося в данном объеме воздуха, к массе насыщенного водяного пара в том же объеме воздуха и при той же температуре. Относительная влажность воздуха увеличивается как при его сжатии, так и при понижении температуры. В обоих случаях относительная влажность будет повышаться, пока не достигнет 100 %. Дальнейшее увеличение давления или понижение температуры воздуха (а также одновременное изменение этих параметров) приводит к конденсации излишка водяного пара. Осушка сжатого воздуха производится в процессе его получения термодинамическим способом.

Сжатый воздух должен быть свободен от механических примесей (пыли, продуктов коррозии и пр.), так как, попадая на клапаны, эти примеси препятствуют плотному их закрыванию и увеличивают утечки.

Установка для приготовления и схема распределения сжатого воздуха состоят из следующих элементов: компрессоров с электрическим приводом и автоматическим управлением пуска и остановки; змеевиковых охладителей воздуха с водомаслоотделителями и продувочными клапанами после каждой ступени компрессора; воздушных всасывающих фильтров для очистки воздуха; воздухосборников (ресиверов) для хранения сжатого воздуха; редуктор-ных клапанов; воздухопроводов, арматуры, приборов и вспомогательных устройств.

На рис. 9.12 представлена схема приготовления и распределения сжатого воздуха. В установке применены воздушные трехступенчатые поршневые компрессоры 4 типа ВШ-3/40В производительностью 180м’/ч

Рис. 9.12. Схема приготовления и распределения сжатого воздуха:

1 — электродвигатель компрессора; 2 — система маслоЬмазки; 3 — воздушный вса* сывающий фильтр; 4 — компрессор; 5 — вентилятор; 6 — змеевиковые охладителя трех ступеней давления; 7, 8, 9 — водомаслоотделители; 10—соленоидный клапану // — крестовина распределения воздуха, управляющего продувкой; 12 — клапаны ступенчатой продувки; 13 — обратный клапан; 14 — воздухосборник; 15 — вентиль для удаления влаги; 16 — предохранительный пружинный клапан; /7 — манометра 18 — редукторный клапан; 19 — предохранительный клапан редуктора; 20 — манометры; 21, 22 — точки присоединения питающих магистралей; 23 — кольцевая воздухораспределительная сеть; 24 — запорный вентиль в распределительном шкафу выключателя, 25 — фильтр; 26 — обратный клапан; 27 — резервуары выключателя

на конечное давление 4,0 МПа с воздушным охлаждением цилиндров и охладителей. Воздух через воздушные фильтры 3 всасывается в первую ступень компрессора, где он сжимается до 0,25 МПа. Нагретый при сжатии воздух поступает в охладитель 6. В процессе охлаждения от« носительная влажность повышается до 100 % и излишек водяного пара конденсируется в водомаслоотделителе 7, откуда конденсат удаляется продувкой. Во второй ступени воздух сжимается до 1,1 МПа, в третьей —

до 4,0 МПа и так же, как и в первой ступени, подвергается осушке. Цз охладителя третьей ступени воздух поступает в воздухосборники 14, Влага, накапливающаяся в воздухосборниках при охлаждении поступающего в них воздуха, удаляется через спускные вентили 15. В холодное время года спускные вентили обогреваются. Из воздухосборников в распределительную сеть сжатый воздух проходит через редукторные клапаны 18, снижающие его давление с 4,0 до 2,0 МПа. Редукторные клапаны автоматически открываются при снижении давления в воздухораспределительной сети 23 до 1,9 МПа и закрываются при давлении 2,1 МПа. Редукторные клапаны на стороне низшего давления снабжаются предохранительными клапанами 19 от повышения давления в магистралях более чем до 2,3 МПа.

Воздухораспределительная сеть служит для доставки сжатого воздуха к распределительным шкафам воздушных выключателей. Эта сеть, как правило, выполняется кольцевой отдельно для каждого РУ. Питание подводится к кольцу в точках 21 и 22.

Для вентиляции внутренних полостей выключателей воздух подается через редукторный клапан, понижающий его давление. При небольшом избыточном давлении относительная влажность воздуха понижается до 5 % и менее, что и способствует эффективному удалению влаги из внутренних полостей.

Эксплуатация компрессорной установки. Необходимое давление воздуха в воздухосборниках поддерживается периодическими пусками компрессоров. Время между остановкой и последующим пуском, определяемое расходом воздуха на утечки и вентиляцию, должно быть не менее 60 мин.

Операции включения и отключения компрессоров автоматизированы. Блокировки в цепи включения компрессоров исключают: одновременный пуск нескольких компрессоров, чтобы резко не снижать напряжение в сети с. н.; пуск при температуре масла в картере ниже 10 °С; включение электродвигателя компрессора прежде, чем произойдет включение электродвигателя вентилятора.

Автоматическая остановка резервного и рабочих компрессоров происходит при давлении воздуха в сети выше номинального (4,05 МПа).

Компрессорные установки снабжаются устройствами технологической защиты, действующими на остановку компрессоров.

В обязанности эксплуатационного персонала, обслуживающее компрессорную установку, входят: систематичес-

кое (не реже 1 раза в сутки) наблюдение за работой компрессора и электродвигателей, их температурой, давлением масла в системе смазки и воздуха в каждой ступени; про* верка уровня масла в картере, доливка и смена его; наблюдение за давлением воздуха, запасенного в воздухосборниках; продувка водомаслоотделителей и мест сбора конденсата; содержание в чистоте оборудования и помещения компрессорной установки.

В компрессор заливается профильтрованное специальное масло. При пониженном уровне масла работа компрессора не допускается. Смену масла в картере производят через 800—1000 ч работы компрессора.

За работой редукторных клапанов и установленных на них манометров необходимо вести тщательное наблюдение. Об исправности редукторного клапана и правильности его регулировки судят по показаниям манометра.

Капитальный ремонт компрессоров производится по мере надобности, но не реже 1 раза в 2—3 года, а также после использования механического ресурса.

Вопросы для повторения

1. Какие требования предъявляются к РУ?

2. В чем состоят задачи эксплуатации РУ?

3. Что проверяется при внешнем осмотре КРУ?

4. Какими свойствами обладает элегаз?

5. На что обращается внимание при внешнем осмотре масляных выключателей?

6. С какой целью вентилируются внутренние полости изоляционных конструкций воздушных выключателей?

7. Как регулируется расход воздуха на вентиляцию воздушных выключателей?

8. Что произойдет, если давление воздуха в резервуарах воздушного выключателя понизится до 1,5 МПа при номинальном давлении 2,0 МПа?

9. Какие мероприятия должны проводиться с воздушными выключателями в процессе их эксплуатации?

10. Какие требования предъявляются к разъединителям?

11. Как проверяется механическая прочность опорно-стержневых изоляторов?

12. Как проверяется электрическая прочность опорно-штыревых изоляторов?

13. Для чего заземляются выводы вторичных обмоток измеритель» ных трансформаторов тока и напряжения?

14. Для чего служат дугогасящие реакторы?

15. Допускается ли деблокировка разъединителей?

16. Перечислите требования к сжатому воздуху.

Выключатели нагрузки, отделители и короткозамыкатели

Выключатели нагрузки предназначены для замыкания и размыкания высоковольтных цепей под нагрузкой до 800 А. Для отключения токов КЗ в таких цепях используются предохранители обычного типа ПК с кварцевой засыпкой.
Выключатель нагрузки типа ВНП-16 на напряжение 10 кВ показан на рис. 1. На раме 12 смонтированы предохранители 11 (буква П в обозначении).

Рис. 1:
а — выключатель нагрузки типа ВНП-16; б — его дугогасительное устройство
Выключатель имеет ту же конструктивную базу, что и разъединитель рубящего типа. Контактная система состоит из трех подвижных двухполосных контактов 5 и трех неподвижных 2. Дугогасительное устройство (рис. 1, 6) состоит из дугогасительной камеры 3, подвижного 4 и неподвижного 8 дугогасительных контактов. Дугогасительная камера 3 имеет пластмассовый корпус в виде двух щек, стянутых между собой винтами 7 так, чтобы между ними не было зазора. Внутри корпуса находится два вкладыша 9 и 9′ из газогенерирующего вещества. На подвижных контактах 5 закреплены с помощью стальных полос 6 согнутые по форме щели дугогасительной камеры медные подвижные дугогасительные контакты 4. На опорном изоляторе 10 закреплены неподвижные главный контакт 2 и дугогасительный 8. При включенном выключателе рабочий ток проходит через главные контакты 2 и 5.
При отключении поворачивается вал выключателя с приваренными к нему рычагами, связанными с подвижными контактами 5 через фарфоровые тяги. На концах вала установлены по две отключающие пружины 1, которые обеспечивают необходимую скорость отключения после освобождения механизма свободного расцепления привода. Первыми при отключении расходятся главные контакты 2 и 5, затем — дугогасительные 4 и 8. между дугогасительными контактами образуется дуга, вызывающая выделение газов из газогенерирующего вещества вкладышей. Газы устремляются наружу через зазоры между подвижными контактами и стенками вкладыша. Выход газов затруднен, и давление внутри камеры повышается. Поток газов под давлением гасит дугу в течение нескольких сотых долей секунды.
Рама 12 с предохранителями может быть смонтирована как в верхней, так с нижней стороны выключателя нагрузки. В каждом предохранителе есть указатель срабатывания, действующий при перегорании плавкой вставки. У выключателя ВНП-17 при перегорании вставки предохранителя освобождается защелка, удерживающая заведенную при включении пружину блок-контакта, в результате чего блок-контакт замыкает цепь отключающего электромагнита. Устройство для подачи команды на отключающий электромагнит состоит из рычажной системы, на которую воздействует указатель срабатывания предохранителя, и контактной группы.
Выключатель нагрузки могут иметь заземляющие ножи, устанавливаемыми со стороны, противоположной креплению предохранителей.
На напряжение 110-220 кВ применяются элегазовые выключатели нагрузки серии ВНЭ.
Отделители предназначены для автоматического отключения участка электрической цепи в период бестоковой паузы между отключением цепи выключателем и его повторным включением. Отключение отделителя производится за счет усилия отключающей пружины, а включение — вручную. Отделителями можно отключать небольшие токи, отключение которых не представляет опасности. Перечислены цепи, которые в соответствии с «Правилами эксплуатации электроустановок потребителей» разрешается отключать и включать разъединителями. Эти же цепи разрешается отключать и включать отделителями.
На рис. 2 показаны отделители ОД—110/630 (рис. 2, а) на напряжение 110 кВ с номинальным током 630 А и ОДЗ-2-35/630 (рис. 2, в) на напряжение 35 кВ с двумя заземляющими ножами. Конструктивно отделители представляют собой двухколонковые разъединители, не имеющие отключающую пружину 5, закрытую сверху кожухом. Другим их отличием от разъединителей является увеличенное расстояние между фазами при установке полюсов на общей раме 7. Стержневые изоляторы 4 с подвижными ножами 1 и 3, закреплены в подшипниках 6. На ноже 1 укреплены медные контактные ламели 2. Для управления главными ножами отделителей используется привод 10 одностороннего действия типа ШПОМ или ПРО-1У1, который связан с ведущей колонкой через тягу 9 и рычаг 8. Для управления заземляющими ножами 13 (рис. 2, в) используется привод ПР-У1, связанный трубчатой тягой 12 с другой колонкой отделителя.
Привод для управления главными ножами отделителя (рис. 2, б) представляет собой шкаф 10, внутри него находится механизм, за базу которого принят пружинный привод выключателя. При включении отделителя вал 11 стремится под действием пружины отделителя повернуться против часовой стрелки. Этому повороту препятствует защелка 14. Для отключения необходимо замкнуть цепь отключающего электромагнита 2 ключом управления или использовать блокирующее реле 3. Электромагниты 2 и 3 воздействуют на планку 1, которая поворачивается и нажимает на удерживающую стойку 12, на которую опирается планка 10 серповидного рычага 9. Последний имеет достаточную массу, чтобы при падении ударить по нижнему концу запирающей защелки 14 с силой, достаточной для ее поворота и освобождения рычага 13, жестко соединенного с валом П. Освобождение вала 11 приводит к отключению отделителя с помощью его отключающей пружины.

Рис. 2. Отделители типа: а — ОД-110; б — ОДЗ-2-35; в — привод для их управления
Для включения отделителя на конец вала 4 квадратного сечения надевают рукоятку привода и поворачивают ее до отказа против часовой стрелки, а затем, вращая рукоятку по часовой стрелке, рычагом 8 захватывается рычаг 13, который в конце хода запирается защелкой 14. Вместе с рычагом 13 поворачивается вал 11 и включается отделитель. Одновременно происходит поворот рычага 5, который с помощью тяги 6, упирающейся в планку 7, поднимает серповидный рычаг 9. Последний защелкивается роликом удерживающей стойки 12 в верхнем положении.

Короткозамыкатели предназначены для создания искусственного короткого замыкания в сетях 35 кВ и выше, когда ток при повреждении в трансформаторе недостаточен для срабатывания релейной защиты, питающей его линии.
Короткозамыкатели и отделители выполняют совместно роль выключателей на стороне высшего напряжения трансформатора. Стоимость короткозамыкателя и отделителя значительно ниже стоимости выключателя, который они заменяют, поэтому большая часть промежуточных и тупиковых подстанций не имеют выключателей на стороне высшего напряжения.
Короткозамыкатели типа КЗ-110 и КЗ-220 на напряжения 110 и 220 кВ выполняются в виде однополюсных аппаратов, а типа КРН-35У1 на напряжение 35 кВ — в виде двух отдельных полюсов, соединяемых при монтаже в один двухполюсный аппарат. При включении КРН-35 происходит двухфазное короткое замыкание на землю, а при включении КЗ-110 или КЗ-220 — однофазное КЗ на землю.
На рис. 3 показаны короткозамыкатели КЗ-110 (рис. 3, а) и КРН-35 (рис. 3, б). Конструктивно они отличаются габаритами и незначительными деталями. На изоляторах 5 располагается рама с установленным на ней колонкой стержневого изолятора 3. На колонке укреплен неподвижный контакт 4 с экранирующим кольцом (КЗ-110). Подвижный контактный нож выполняется из стальной трубы, имеющей ребро жесткости и оканчивающейся вверху медным контактом. Контактный нож через тягу с изолирующей вставкой 2 связан с приводом 1, который служит для управления короткозамыкателем. С другой стороны нож связан с включающим пружинным механизмом, помещенным внутри рамы. Рама и нож электрически соединены гибкой связью, продолжением которой является заземляющая шина, пропущенная через окно сердечника трансформатора тока 6 типа ТШЛ-0,5.
Неподвижный контакт 4 снабжен выводами для присоединения к фазе электрической цепи. При замыкании контактного ножа с контактом 4 происходит соединение фазы с землей через контакты короткозамыкателя, гибкую связь, заземляющую шину и трансформатор тока 6. Возникает искусственное КЗ.
Кинематическая схема привода короткозамыкателя принципиально не отличается от привода отделителя (рис. 2, б). Основное отличие в том, что привод предназначен для удержания короткозамыкателя в отключенном состоянии. Вместо привода ШПКМ, который встречается в электроустановках старой конструкции, применяется привод ПРК-1У1, имеющий три токовых реле РТМ и один электромагнит включения.

Рис. 3. Короткозамыкатели типа: а — КЗ-110; б — КРН-35
Схема совместного действия короткозамыкателя и отделителя изображена на рис. 4. Во включенном положении отделитель QR удерживается защелкой с пружиной в приводе отделителя. Короткозамыкатель QN удерживается в отключенном положении защелкой, которая препятствует включающей пружине. Питание трансформатора Тх осуществляется через QR от ЛЭП-110 кВ с выключателем Q на районной подстанции, имеющей трансформатор Тг.
При КЗ внутри трансформатора Г, по трансформатору тока ТА, протекает ток, необходимый для наведения во вторичной обмотке э.д.с. достаточной для срабатывания включающего электромагнита YA С в приводе короткозамыкателя. Электромагнит поворачивает защелку, короткозамыкатель QN включается под действием пружины. В результате этого включения возникает однофазное КЗ и протекает ток /к от трансформатора Тг Ток 1к создает в трансформаторе тока ТАг э.д.с., под действием которой электромагнит отключения YAT в приводе отделителя сжимает пружину, перемещаясь вниз.

Рис. 4. Схема совместного действия короткозамыкателя и отделителя
Под действием тока I на районной подстанции срабатывает токовое реле К А, подключенное к трансформатору тока ТА 3. Реле К А отключает выключатель Q, при этом запускается автоматика повторного включения (АПВ). Протекание тока через ТА2 прекращается, электромагнит YA Т под действием пружины поворачивает защелку, и отделитель QR отключает поврежденный трансформатор Т1 от ЛЭП-110 кВ. Через определенное время АПВ включает выключатель Q и восстанавливает питание ЛЭП-110 кВ. Перерыв в питании потребителей, подключенных к линии через трансформаторы (исключая Г,), составляет 1-5-2 с, что, как правило, не отражается на работе потребителей.

Каждый электрик должен знать:  Сверхпроводящие магниты
Добавить комментарий