Пксн 1 прибор контроля усилия нажатия руководство по эксплуатации - Большая энциклопедия инструкций и руководств

Прибор обеспечивает контроль силы нажатия в отдельной паре ламелей контактов врубного типа (контакт электрической цепи, образующийся введением плоской контакт-детали между двумя пружинящими контакт-деталями) отключенных разъединителей 10 — 750 кВ и ячеек КРУ 6 — 10 кВ.

ПКСН-1 прибор контроля усилия нажатия

Надежность эксплуатации разъединителей 10 — 750 кВ и ячеек КРУ 6-10 кВ в значительной степени определяется состоянием ламельных контактов, которое в свою очередь определяется силой нажатия в них.

Указанная сила — это наиболее сильно влияющий фактор на искрообразование в контактах при их работе под нагрузкой и при коммутациях.

Ослабление силы нажатия ламельных контактов может привести к искрообразованию даже при отсутствии смещений и перекосов ламелей.

Профилактический контроль силы нажатия ламельных контактов является одним из наиболее важных путей повышения надежности их службы.

Этот контроль усилия нажатия в ламельных контактах разъединителей 10 — 750 кВ и ячеек КРУ 6 — 10 кВ осуществлялся до настоящего времени косвенным способом.

При использовании такого способа производится контроль усилия вытяжения (силы трения) подвижного шаблона, соответствующего геометрическим размерам, типу материала и покрытия подвижного контакта из неподвижных контактов с помощью механического динамометра. Затем производится пересчет силы трения с учетом коэффициента трения в силу нажатия в ламельных контактах.

Данный способ имеет неустранимые методические недостатки: — существенные погрешности пересчета из-за изменения коэффициента трения в ламельных контактах (зависит от большого числа причин, учесть которые для практического использования не представляется возможным — особенно характерно для условий эксплуатации); — истирание шаблона и его покрытий при проведении операций контроля, ведущее к изменению силы трения; — невозможность точного отсчета показаний динамометра при вытягивании шаблона из неподвижных контактов (когда после приложения вытягивающего усилия движение шаблона происходит рывками) и т.п.

Указанные недостатки не позволяют достоверно осуществить контроль силы нажатия в ламельных контактах, что существенным образом влияет на надежность и долговечность оборудования.

Для устранения указанных недостатков целесообразно использовать способ непосредственной оценки силы нажатия в ламельных контактах.

Такой прибор был разработан в ОАО «ВНИИ Электроэнергетики» по техническому заданию РАО «ЕЭС России».

Прибор ПКСН-1 обеспечивает контроль силы нажатия в отдельной паре ламелей контактов врубного типа (контакт электрической цепи, образующийся введением плоской контакт-детали между двумя пружинящими контакт-деталями) отключенных разъединителей 10 — 750 кВ и ячеек КРУ 6 — 10 кВ.

Прибор ПКСН-1 состоит из контрольного щупа, блока измерения и соединительных кабелей. Контрольный щуп выполнен на основе тензорезисторного датчика. Блок измерения служит для обработки сигнала, поступающего с контрольного щупа, и цифровой индикации значения силы нормального контактного нажатия. Контроль и регулировку силы нажатия с помощью прибора может выполнять один человек.

Прибор ПКСН-1 осуществляет преобразование и обработку сигнала силоизмерительного датчика, его обработку и индикацию без отображения информации на цифровом табло силы.

Прибор ПКСН-1 выполнен переносным, пригодным к эксплуатации в условиях открытых распредустройств. При проектировании прибора были предусмотрены меры по обеспечению помехоустойчивости схемы прибора в условиях электромагнитных полей, присущих энергетическим объектам.

Основные технические характеристики прибора ПКСН-1:

Диапазон контролируемых усилий нажатия, кГс от 0 до 100
Основная относительная погрешность, % 1,5
Дискретность контроля усилий нажатия, кГс 0,1
Вид представляемой информации о контролируемом усилии цифровой
Напряжение питания, В: — от встроенного источника постоянного тока 12,6В — от сети переменного тока 220±22В;50Гц
Время непрерывной работы от аккумулятора до его перезарядки, час (не менее) 16
Рабочий диапазон температуры окружающего воздуха, °С от 0 до + 40 Рабочий диапазон относительной влажности воздуха при температуре 25°С, % до 98
Масса щупа ЩК не более 2 кг
Масса блока БИ не более 3 кг

Комплект сменных частей и диапазон регулировок контрольного щупа прибора ПКСН-1 позволяют производить контроль нормального нажатия контактов большинства находящихся в эксплуатации типов разъединителей наружной и внутренней установки серий РГ, РД(3), РНД(З), ЗРО, РВ(3) и др.

Для удобства пользования прибором ПКСН-1 в руководстве по его эксплуатации приведены нормативные значения нормальных контактных нажатий ламельных контактов наиболее распространенных типов разъединителей и ячеек КРУ.

Прибор ПКСН-1 соответствует Циркуляру РАО «ЕЭС России» Ц-01-01 от 14 мая 2001 г. » О предупреждении поломок опорно-стержневых изоляторов разъединителей 110 — 220 кВ «.

Производство Россия

ПРИБОР КОНТРОЛЯ УСИЛИЯ НАЖАТИЯ ПКСН-1
Прибор ПКСН-1 предназначен для контроля усилия нормального нажатия в отдельной паре контактов ламельного типа разъединителей 10-750 кВ и ячеек КРУ 6-10 кВ.

Прибор лишен недостатка традиционного способа контроля контактов, основанного на измерении вытягивающего усилия с применением специальных шаблонов. Этот способ трудоемок, так как требует участия не менее двух человек, и имеет низкую точность в связи с тем, что применяемые шаблоны, как правило, не калиброваны по материалу, толщине и состоянию поверхности, а вытягивающее усилие определяется в момент трогания шаблона по стрелочному пружинному динамометру.

Прибор ПКСН-1 состоит из контрольного щупа, блока измерения и соединительных кабелей. Контрольный щуп выполнен на основе тензорезисторного датчика. Блок измерения служит для обработки сигнала, поступающего с контрольного щупа, и цифровой индикации значения силы нормального контактного нажатия. Измерения с помощью прибора может выполнять один человек.
Основные технические характеристики прибора ПКСН-1

№ п.п.	Наименование параметра, размерность	Значение параметра
1	Диапазон контролируемых усилий нажатия, кгс	От 0 до 100
2	Основная относительная погрешность, %	1,5
3	Дискретность контроля усилий нажатия, кгс	0,1
4	Вид представляемой информации о контролируемом усилии	Цифровой
5	Напряжение питания, В, от встроенного источника постоянного тока (от сети переменного тока 50 Гц)	12,6(220)
6	Время непрерывной работы аккумулятора до его перезарядки, ч, не менее	16
7	Рабочий диапазон температуры окружающего воздуха, °С	040
8	Относительная влажность воздуха, %	До 98

Комплект сменных частей и диапазон регулировок контрольного щупа прибора ПКСН-1 позволяют производить контроль нормального нажатия контактов большинства находящихся в эксплуатации типов разъединителей наружной и внутренней установки серий РГ, РД(З), РНД(З), ЗРО, РВ(З) и др.

Для удобства пользования прибором ПКСН-1 в руководстве по его эксплуатации приведены нормативные значения нормальных контактных нажатий ламельных контактов наиболее распространенных типов разъединителей и ячеек КРУ.

Прибор ПКСН-1 разработан ОАО «ВНИИЭ» (115201, Москва, Каширское шоссе, д. 22, корп. 3. Тел/факс (095) 113-71-09. Тел/факс (095) 113-08-27. Факс (095) 113-43-88).

Приложение 9.2
СВЕДЕНИЯ О МЕХАНИЧЕСКИХ ПОВРЕЖДЕНИЯХ ФАРФОРОВЫХ ИЗОЛЯТОРОВ В ЭКСПЛУАТАЦИИ, В ТОМ ЧИСЛЕ В СОСТАВЕ РАЗЪЕДИНИТЕЛЕЙ

МЭС (ПМЭС, ПС), АО-энерго (ТЭС, ГЭС, ПЭС, ПС), АО-электростанция

№ п.п.	Тип изолятора и дата повреждения	Предлриятие-изготовитель	Дата выпуска изолятора (заводской номер)	Место установки повредившегося изолятора	Условия, при которых произошло повреждение	Характер повреждения	Количество операций, выполненных разъединителем к моменту повреждения
1	2	3	4	5	6	7	8

Примечания 1. Сведения подаются один раз в полгода. Форма представления информации может быть не табличная. В этом случае описание каждого повреждения должно быть представлено на отдельном листе. 2. В графе 3 в случаях, когда не удается установить предприятие-изготовитель, приводится подробное описание товарного знака. 3. В графе 5 указывается назначение повредившегося изолятора: шинная опора, изоляционная колонка разъединителя, тип разъединителя. Для разъединителей 220 кВ указывается место изолятора в изоляционной колонке. 4. В графе 6 описываются условия, при которых могло произойти повреждение: в стационарном состоянии, при включении или отключении разъединителя или при прохождении сквозного тока к.з., приводится также полная информация по метеоусловиям (в момент повреждения и предшествующий период). 5. В графе 7 подробно описывается характер повреждения с указанием места: вблизи узла армировки («верх» или «низ»), тело «фарфора». 6. Представляемая информация подписывается техническим руководителем энергопредприятия.

9.4. О ПРЕДОТВРАЩЕНИИ НАРУШЕНИЯ РАБОТОСПОСОБНОСТИ РАЗЪЕДИНИТЕЛЕЙ 500 кВ ПРИ БОЛЬШИХ ВЕТРОВЫХ НАГРУЗКАХ

В одной из энергосистем произошла авария из-за размыкания под нагрузкой разъединителя 500 кВ при воздействии сильного ветра (порывы до 32 м/с) и возникшего вследствие этого междуфазного короткого замыкания. Причиной нарушения токоведущей цепи разъединителя РНДЗ-500 с приводом ПДН явилось наличие люфтов в кинематике аппаратов и отсутствие жесткой фиксации контактных ножей во включенном положении. Вследствие указанного конструктивного дефекта контактные ножи могут независимо один от другого перемещаться под действием ветра и размыкать токоведущуго цепь.

В целях повышения надежности работы разъединителей РНДЗ-500, находящихся в эксплуатации, и предупреждения нарушения их работоспособности при больших ветровых нагрузках предлагается провести в плановом порядке установку упорных болтов на разъединителях в соответствии с рекомендациями, изложенными в приложении 9.3.

Приложение 9.3
РЕКОМЕНДАЦИИ ПО УСТАНОВКЕ УПОРНЫХ БОЛТОВ НА РАЗЪЕДИНИТЕЛЯХ РНДЗ-500
В качестве упорных болтов следует использовать болты M16x80 (ГОСТ 7795-70) с длиной резьбы 65 мм (рис. 9.4).

Для установки болтов необходимо изготовить уголки (рис. 9.5) и приварить их к плите на каждой опорной колонке так, как показано на рис. 9.6.

Перед фиксацией упорных болтов в уголках следует проверить правильность регулировки разъединителя в соответствии с техническим описанием и инструкцией по эксплуатации ВИЛЕ.674216.001 ТО (КЛО.412.134).

Необходимо обратить внимание на то, чтобы оси контактных ножей во включенном положении находились на одной прямой (допускается сдвиг осей в горизонтальной плоскости на середине полюса не более 5 мм), а зазор между торцами контактных ножей должен составлять 10 мм.

Оси контактных ножей следует вывести в сторону включения так, чтобы расстояние от края пластины с серебряной площадкой до края ламеля в месте контакта со стороны отключения было 10 мм, после чего необходимо зафиксировать это положение упорными болтами.

Рабочее включенное положение контактного ножа с ламелями и без ламелей показано на рис. 9.7 и 9.8.

Рис. 9.4. Болт

* Размер для справок.

Примечание — Покрытие — Ц. 15 хр.

Рис. 9.5. Уголок

* Размеры для справок

Рис. 9.6. Плита опорной колонки:

а — левой; б — правой;

1 — плита; 2 — швеллер; 3 — уголок

* Размеры для справок

Примечания

1. Сварные швы по ГОСТ 14771-76.

2. Покрытие — Гор. Ц. 100 хр.

Рис. 9.7. Контактный нож с ламелями:

1 — контактная пластина; 2 — плита; 3 — кожух; 4 — гибкая связь; 5 — рычаг;

6, 7 — экран; 8 — накладка; 9 — контактный нож; 10 — ось; 11 — пружина; 12 — ламель;

13 — гайка; 14 — болт М12х60.36.10.019 (ГОСТ 7795-70); 15 — гайка М12.5.10.019 (ГОСТ 5915-70); 16 — шайба 12.65.Г.019 (ГОСТ 6402-70); 17 — шайба 12×1.02.019 (ГОСТ 11371-78); 18 — шпилька; 19 — болт М10х35.36.019 (ГОСТ 7795-70); 20 — гайка М10.5.019 (ГОСТ 5915-70); 21 — шайба 10.65.Г.019 (ГОСТ 6402-70); 22 — болт М16х80 (ГОСТ 7795-70), длина резьбы — 65; 23 — гайка М15.5.019 (ГОСТ 5915-70); 24 — шайба 16.65.Г.019 (ГОСТ 6402-70);

25 — уголок 75x50x6; L = 135; С — место смазки

Рис. 9.8. Контактный нож без ламелей:

1 — контактная пластина; 2 — плита; 3 — кожух; 4 — гибкая связь; 5 — рычаг;

6, 7 — экран; 8 — накладка; 9 — контактный нож; 10 — болт М12х60.36.10.019 (ГОСТ 7795-70); 11 — гайка М12.5.10.019 (ГОСТ 5915-70); 12 — шайба 12×1.02.19 (ГОСТ 6402-70);

13 — шайба 12×1.02.01 (ГОСТ 11371-78); 14 — болт М10х35.36.019 (ГОСТ 7795-70);

15 — гайка М10.5.019 (ГОСТ 5915-70); 16 — шайба 10.65.Г.019 (ГОСТ 6402-70); 17 — болт М16х80 (ГОСТ 7795-70), длина резьбы — 65; 18 — гайка М16.5.01.019 (ГОСТ 5915-70);

19 — шайба 16.65.Г.019 (ГОСТ 6402-70); 20 — уголок 75x50x6; L = 135; С — место смазки
9.5. О ЗАЩИТЕ ОТ КОММУТАЦИОННЫХ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЙ ПРИ ИСПОЛЬЗОВАНИИ ВАКУУМНЫХ ВЫКЛЮЧАТЕЛЕЙ В СЕТЯХ СОБСТВЕННЫХ НУЖД 6 кВ ЭНЕРГОБЪЕКТОВ
Широко применяемые в настоящее время вакуумные выключатели, обладая большими эксплуатационными преимуществами, генерируют при коммутации индуктивных элементов (трансформаторов, электродвигателей) повышенные перенапряжения до 7U_ф. Эти перенапряжения опасны в первую очередь для изоляции электродвигателей и сухих трансформаторов, а в реальных условиях эксплуатации могут представлять опасность и для масляных трансформаторов, подвергающихся частым коммутациям или изоляция которых по тем или иным причинам ослаблена. Поэтому при применении вакуумных выключателей должны предусматриваться средства защиты от перенапряжений.

При применении вакуумных выключателей в схемах собственных нужд электростанций Департамент научно-технической политики и развития предлагает руководствоваться следующим.

1. Применять ограничители перенапряжений (ОПН) и демпфирующие RC-цепочки как наиболее эффективные средства по сравнению с другими мероприятиями (задержка в отключении двух фаз, управление моментом коммутации и др.).

Ограничители перенапряжений должны подключаться между фазой и землей со стороны коммутируемого присоединения или параллельно контактам выключателя; ОПН, установленные на шинах, не защищают присоединение при его отключении вакуумным выключателем.

2. Устанавливаемые между каждой фазой и землей ОПН должны располагаться непосредственно у защищаемого объекта или в начале кабеля в ячейке КРУ у выключателя, если длина кабеля не больше 50 м.

3. В сети 6 кВ собственных нужд электростанций с емкостным током замыкания на землю не более 10 А устанавливаемые между фазой и землей ОПН должны иметь параметры не хуже указанных в таблице 9.6. Этим параметрам соответствуют, например, ограничители ОПН-6 СН (производство ВЭИ), ОПН-KC/TEL 6/6,0 (производство «Таврида-Электрик») и MWK-6 (производство ЗАО «АББ УЭТМ»).
Таблица 9.6
Основные параметры ОПН для защиты сетей 6 кВ собственных нужд электрических станций

Основной параметр	ОПН «на землю»	ОПН между контактами выключателя
1. Наибольшее длительно допустимое рабочее напряжение, кВ, не менее	6	5,5
2. Напряжение 50 Гц на ограничителе, допустимое в течение 2 ч, кВ, не менее	6,6*	6,6**
3. Напряжение на ограничителе при импульсе тока 30/60 мкс с амплитудой 500 А, кВ, не более	14,8	13,5
4. Пропускная способность на 20 прямоугольных импульсах тока 2000 мкс с амплитудой, А	400	150
* С предварительно поглощенной энергией 17 кДж. ** Без предварительно поглощенной энергии.

4. При установке ОПН в начале кабеля у выключателя при длине кабеля более 50 м, а также в случае, когда емкостный ток сети превышает 10 А, должен быть произведен расчет (с применением программы расчетов электромагнитных переходных процессов) по определению уровня перенапряжений, который следует сопоставить с уровнем изоляции электрооборудования. За рекомендациями по проведению расчетов, а также выбору защитных устройств следует обращаться к специализированным организациям (ОАО «ВНИИЭ», ОАО «Институт Теплоэлектропроект», ОАО «Фирма ОРГРЭС»).

5. При включении ОПН параллельно контактам выключателя обеспечивается более глубокое ограничение перенапряжений, в связи с этим предполагается выпуск ОПН, предназначенных для такого включения. Параметры этих ОПН независимо от режима заземления нейтрали, значения емкостного тока замыкания на землю и длины коммутируемого кабеля должны быть не хуже приведенных в таблице 9.6.

6. Демпфирующую RC-цепочку рекомендуется применять для защиты электродвигателей мощностью свыше 2000 кВт. При этом установка RC-цепочек на нескольких присоединениях не должна приводить к установке в сети дополнительных дугогасящих реакторов.

RC-цепочку рекомендуется устанавливать непосредственно у защищаемого объекта. Допускается установка RC-цепочки в начале кабеля в ячейке КРУ у выключателя, если расчетом показано, что обеспечивается требуемый уровень ограничения перенапряжения на защищаемом объекте.

Емкость С защитной RC-цепочки выбирается в 5 раз больше емкости отключаемого присоединения (емкость кабеля по прямой последовательности плюс емкость защищаемого объекта). Сопротивление R (Ом) защитной RC-цепочки определяется по формуле:

где L = L_ш + L_к

(здесь L — индуктивность ошиновки, принимаемая равной 25·10^-6 Гн;

L_к — индуктивность всего кабеля на высоких частотах).

Погонная индуктивность кабеля 6 кВ на высоких частотах:

S мм²	35	50	70	95	120	150	185	240
L_к_._пог мГн/км	0,14	0,12	0,10	0,09	0,08	0,07	0,06	0,055

Эквивалентная емкость двигателя С_д (мкФ) при отсутствии конкретных данных может быть определена по формуле

где Р_н — номинальная мощность двигателя, кВт.

Для RC-цепочки можно применять бумажно-масляные конденсаторы на напряжение 6-10 кВ (например, К-41-1); резистор R должен иметь длительно рассеиваемую мощность 100 Вт (например, типа ТВО).

Полученные расчетные значения R и С могут быть округлены на 15% до ближайших стандартных значений сопротивления и емкости.

7. Защита от перенапряжений, вызванных коммутациями вакуумными выключателями, не требуется:

— при установке вакуумных выключателей на присоединениях электродвигателя, пусковой ток которого больше 1800 А (действующее значение);

— при установке вакуумного выключателя на присоединении с трансформатором, если суммарная емкость на землю превышает 0,2 мкФ;

— если трансформаторы защищены вентильными разрядниками или ОПН по условию грозозащиты;

— для изоляции аппаратов — разъединителей, трансформаторов тока, трансформаторов напряжения и др.

Их сетей сборник распорядительных материалов по эксплуатации энергосистем электротехническая часть Издание пятое, переработанное и дополненное Часть 2

Подобный материал:

Учебник издание пятое, переработанное и дополненное проспект москва 2001 Том 3 удк, 11433.24kb.
Учебник издание пятое, переработанное и дополненное проспект москва 2001 Том 3 удк, 11230.01kb.
Александр Михайлович Александров, доцент кафедры рза пэипк Обзор руководящих материалов, 1305.05kb.
Учебник 3-е издание, переработанное и дополненное, 10138.23kb.
Открытое общество и его враги. Том I. Чары Платона, 8727.87kb.
Правила эксплуатации теплопотребляющих установок и тепловых сетей потребителей 3-е, 988.74kb.
Правила техники безопасности при эксплуатации теплопотребляющих установок и тепловых, 1335.4kb.
Учебник. 3-е издание, переработанное и дополненное, 10586.44kb.
Профессор А. И. Бекетов. Курс лекций по фармакологии (учебно-методическое пособие для, 2279.69kb.
К. С. Гаджиев введение в политическую науку издание второе, переработанное и дополненное, 7545.88kb.

ПРИБОР КОНТРОЛЯ УСИЛИЯ НАЖАТИЯ ПКСН-1

Прибор ПКСН-1 предназначен для контроля усилия нормального нажатия в отдельной паре контактов ламельного типа разъединителей 10-750 кВ и ячеек КРУ 6-10 кВ.

Основные технические характеристики прибора ПКСН-1

№ п.п.	Наименование параметра, размерность	Значение параметра
1	Диапазон контролируемых усилий нажатия, кгс	От 0 до 100
2	Основная относительная погрешность, %	1,5
3	Дискретность контроля усилий нажатия, кгс	0,1
4	Вид представляемой информации о контролируемом усилии	Цифровой
5	Напряжение питания, В, от встроенного источника постоянного тока (от сети переменного тока 50 Гц)	12,6(220)
6	Время непрерывной работы аккумулятора до его перезарядки, ч, не менее	16
7	Рабочий диапазон температуры окружающего воздуха, °С	040
8	Относительная влажность воздуха, %	До 98

Приложение 9.2

СВЕДЕНИЯ О МЕХАНИЧЕСКИХ ПОВРЕЖДЕНИЯХ ФАРФОРОВЫХ ИЗОЛЯТОРОВ В ЭКСПЛУАТАЦИИ, В ТОМ ЧИСЛЕ В СОСТАВЕ РАЗЪЕДИНИТЕЛЕЙ

МЭС (ПМЭС, ПС), АО-энерго (ТЭС, ГЭС, ПЭС, ПС), АО-электростанция

№ п.п.	Тип изолятора и дата повреждения	Предлриятие-изготовитель	Дата выпуска изолятора (заводской номер)	Место установки повредившегося изолятора	Условия, при которых произошло повреждение	Характер повреждения	Количество операций, выполненных разъединителем к моменту повреждения
1	2	3	4	5	6	7	8

Примечания 1. Сведения подаются один раз в полгода. Форма представления информации может быть не табличная. В этом случае описание каждого повреждения должно быть представлено на отдельном листе. 2. В графе 3 в случаях, когда не удается установить предприятие-изготовитель, приводится подробное описание товарного знака. 3. В графе 5 указывается назначение повредившегося изолятора: шинная опора, изоляционная колонка разъединителя, тип разъединителя. Для разъединителей 220 кВ указывается место изолятора в изоляционной колонке. 4. В графе 6 описываются условия, при которых могло произойти повреждение: в стационарном состоянии, при включении или отключении разъединителя или при прохождении сквозного тока к.з., приводится также полная информация по метеоусловиям (в момент повреждения и предшествующий период). 5. В графе 7 подробно описывается характер повреждения с указанием места: вблизи узла армировки («верх» или «низ»), тело «фарфора». 6. Представляемая информация подписывается техническим руководителем энергопредприятия.

9.4. О ПРЕДОТВРАЩЕНИИ НАРУШЕНИЯ РАБОТОСПОСОБНОСТИ РАЗЪЕДИНИТЕЛЕЙ 500 кВ ПРИ БОЛЬШИХ ВЕТРОВЫХ НАГРУЗКАХ

Приложение 9.3

РЕКОМЕНДАЦИИ ПО УСТАНОВКЕ УПОРНЫХ БОЛТОВ НА РАЗЪЕДИНИТЕЛЯХ РНДЗ-500

В качестве упорных болтов следует использовать болты M16x80 (ГОСТ 7795-70) с длиной резьбы 65 мм (рис. 9.4).

Рабочее включенное положение контактного ножа с ламелями и без ламелей показано на рис. 9.7 и 9.8.

Рис. 9.4. Болт

* Размер для справок.

Примечание — Покрытие — Ц. 15 хр.

Рис. 9.5. Уголок

* Размеры для справок

Рис. 9.6. Плита опорной колонки:

а — левой; б — правой;

1 — плита; 2 — швеллер; 3 — уголок

* Размеры для справок

Примечания

1. Сварные швы по ГОСТ 14771-76.

2. Покрытие — Гор. Ц. 100 хр.

Рис. 9.7. Контактный нож с ламелями:

1 — контактная пластина; 2 — плита; 3 — кожух; 4 — гибкая связь; 5 — рычаг;

6, 7 — экран; 8 — накладка; 9 — контактный нож; 10 — ось; 11 — пружина; 12 — ламель;

25 — уголок 75x50x6; L = 135; С — место смазки

Рис. 9.8. Контактный нож без ламелей:

1 — контактная пластина; 2 — плита; 3 — кожух; 4 — гибкая связь; 5 — рычаг;

13 — шайба 12×1.02.01 (ГОСТ 11371-78); 14 — болт М10х35.36.019 (ГОСТ 7795-70);

19 — шайба 16.65.Г.019 (ГОСТ 6402-70); 20 — уголок 75x50x6; L = 135; С — место смазки

9.5. О ЗАЩИТЕ ОТ КОММУТАЦИОННЫХ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЙ ПРИ ИСПОЛЬЗОВАНИИ ВАКУУМНЫХ ВЫКЛЮЧАТЕЛЕЙ В СЕТЯХ СОБСТВЕННЫХ НУЖД 6 кВ ЭНЕРГОБЪЕКТОВ

Широко применяемые в настоящее время вакуумные выключатели, обладая большими эксплуатационными преимуществами, генерируют при коммутации индуктивных элементов (трансформаторов, электродвигателей) повышенные перенапряжения до 7U_ф. Эти перенапряжения опасны в первую очередь для изоляции электродвигателей и сухих трансформаторов, а в реальных условиях эксплуатации могут представлять опасность и для масляных трансформаторов, подвергающихся частым коммутациям или изоляция которых по тем или иным причинам ослаблена. Поэтому при применении вакуумных выключателей должны предусматриваться средства защиты от перенапряжений.

Таблица 9.6

Основные параметры ОПН для защиты сетей 6 кВ собственных нужд электрических станций

Основной параметр	ОПН «на землю»	ОПН между контактами выключателя
1. Наибольшее длительно допустимое рабочее напряжение, кВ, не менее	6	5,5
2. Напряжение 50 Гц на ограничителе, допустимое в течение 2 ч, кВ, не менее	6,6*	6,6**
3. Напряжение на ограничителе при импульсе тока 30/60 мкс с амплитудой 500 А, кВ, не более	14,8	13,5
4. Пропускная способность на 20 прямоугольных импульсах тока 2000 мкс с амплитудой, А	400	150
* С предварительно поглощенной энергией 17 кДж. ** Без предварительно поглощенной энергии.

где L = L_ш + L_к

(здесь L — индуктивность ошиновки, принимаемая равной 25·10^-6 Гн;

L_к — индуктивность всего кабеля на высоких частотах).

Погонная индуктивность кабеля 6 кВ на высоких частотах:

S мм²	35	50	70	95	120	150	185	240
L_к_._пог мГн/км	0,14	0,12	0,10	0,09	0,08	0,07	0,06	0,055

Эквивалентная емкость двигателя С_д (мкФ) при отсутствии конкретных данных может быть определена по формуле

где Р_н — номинальная мощность двигателя, кВт.

7. Защита от перенапряжений, вызванных коммутациями вакуумными выключателями, не требуется:

— если трансформаторы защищены вентильными разрядниками или ОПН по условию грозозащиты;

— для изоляции аппаратов — разъединителей, трансформаторов тока, трансформаторов напряжения и др.

Пример выбора параметров RC-цепочки

Требуется защитить электродвигатель 6 кВ мощностью 400 кВт с помощью RC-цепочки у его зажимов. Длина соединительного кабеля l_k = 100 м, сечение 70 мм².

1. Эквивалентная емкость коммутируемого присоединения

С_э = С_к.пог l_k + С_д = 0,39 · 0,1 + 0,008 = 0,047 мкФ,

где С_к.пог — погонная емкость кабеля по прямой последовательности, мкФ/км;

С — емкость фазы двигателя, мкФ.

2. Емкость RC-цепочки

С = 5 С_э = 5 · 0,047 = 0,23 мкФ.

3. Индуктивность схемы

L = L_ш + L_к.пог l_k = 25 · 10^-6 + 0,1 · 10^-3 · 0,1 = 35 · 10^-6 Гн.

4. Сопротивление защитной RC-цепочки

Ом.

Таким образом, оптимальные параметры защитной RC-цепочки составят:

С = 0,23 мкФ и R = 22 Ом.

9.6. О ПОВЫШЕНИИ НАДЕЖНОСТИ КРУ СЕРИИ K-XXVI

В ряде энергосистем имели место аварии, вызванные нарушением соединения горизонтальной шторки с вертикальной в шкафах КРУ серии K-XXVI производства московского завода «Электрощит».

Завод-изготовитель улучшил в 1989 г. конструкцию узла соединения шторок и разработал метод его модернизации для шкафов КРУ, находящихся в эксплуатации.

В целях повышения надежности КРУ серии K-XXVI рекомендуется при плановом ремонте шкафов КРУ выпуска до 01.07.89 г. выполнить следующее:

1. Изготовить шайбу согласно рис. 9.9.

Рис. 9.9. Шайба (материал Ст3)

2. Установить дополнительную шайбу в соединении тяги с горизонтальной шторкой вплотную с замковой шайбой 2, затем приварить и покрасить в соответствии с рис. 9.10.

Рис. 9.10. Соединение тяги с горизонтальной шторкой:

1 — шайба; 2 — замковая шайба; 3 — горизонтальная шторка; 4 — тяга

3. Изготовить скобу согласно рис. 9.11.

4. Установить скобу в соединении вертикальной шторки и тяги в соответствии с рис. 9.12.

Рис. 9.11. Скоба

* Размеры для справок

Примечания 1. Внутренний радиус сгиба 2⁺¹ мм.

2. Покрытие Ц6.хр.

Рис. 9.12. Соединение тяги с вертикальной шторкой:

1 — шторка; 2 — тяга; 3 — скоба; 4 — винт В.М5-6дх16.58.016; 5 — гайка М5-6Н.016;

6 — шайба 5.65Г-05; 7 — шайба 5.01.016

9.7. О ПРЕДУПРЕЖДЕНИИ ОТКАЗОВ ТРАНСФОРМАТОРОВ ТОКА 330 кВ ТИПОВ ТФКМ (ТФУМ) И ТРН (ТФРН)

В энергосистемах имеет место повышенная повреждаемость трансформаторов тока 330 кВ типов ТФКМ (ТФУМ) и ТРН (ТФРН), изготовленных до 1986 г., в летний период эксплуатации, сопровождающаяся взрывом и пожаром, повреждением рядом стоящего оборудования, что представляет опасность для эксплуатационного персонала. Повреждению трансформаторов предшествует, как правило, погода с температурой (в тени) 33°С и выше днем и до 15°С ночью.

Трансформаторы тока 330 кВ типов ТФКМ и ТРН имеют особенности конструкции и технологии изготовления. Качество трансформаторов проверялось без применения современных испытательных средств.

Недостаточный контроль за состоянием основной изоляции упомянутых трансформаторов в процессе эксплуатации, несвоевременная замена адсорбера воздухоосушителей (отсутствие индикаторного силикагеля) способствуют ослаблению изоляции трансформаторов.

Резкие перепады температуры воздуха при ее высоком начальном значении (выше 33°С) приводят к неблагоприятному распределению напряжения в основной изоляции первичной обмотки указанных трансформаторов тока и, как результат, к повреждению.

В целях предотвращения аварийных повреждений трансформаторов тока 330 кВ предлагается:

1. На энергообъектах, имеющих трансформаторы тока 330 кВ, изготовленные до 1986 г., после летних сезонов с резкими температурными колебаниями окружающего воздуха производить внеочередной контроль изоляции по плану-графику.

2. По договоренности с ЗЗВА выборочно из числа забракованных по п. 1 отгружать заводу трансформаторы для разборки со вскрытием и определением влагосодержания изоляции по специальной программе.

3. Организовать отгрузку на ЗЗВА фарфоровых покрышек забракованных трансформаторов тока для использования при изготовлении новых трансформаторов и возврата их поставщику на договорных условиях.

9.8. О МЕРАХ ПО ПОВЫШЕНИЮ НАДЕЖНОСТИ ТРАНСФОРМАТОРА ТОКА ТФЗМ-500 (ТФНКД-500)

В распределительных устройствах 500 кВ энергосистем при возникновении коротких замыканий на расстоянии до 3 км от шин подстанции имеют место случаи излишней работы устройств релейной защиты при отсутствии повреждений оборудования в защищаемой зоне. Анализ осциллограмм показывает, что в режиме КЗ нарушается правильная трансформация первичного тока во вторичные обмотки трансформатора тока ТФЗМ-500 (ТФНКД-500).

Новочеркасским политехническим институтом и Научно-исследовательским центром по испытанию высоковольтной аппаратуры Минэнерго СССР были проведены исследовательские работы и испытания, в результате которых было показано, что подключение к выводам промежуточной ступени трансформатора тока разрядника РВО-3 является эффективным средством, обеспечивающим нормальную работу трансформатора ТФЗМ-500 (ТФНКД-500).

В целях исключения случаев излишней работы и повышения надежности устройств РЗ предлагается:

1. Установить на выводах промежуточной ступени трансформаторов тока ТФЗМ-500 (ТФНКД-500) разрядники РВО-3 согласно рисункам и рекомендациям приложения 9.4.

Работы по установке разрядника РВО-3 выполняются по плану-графику, согласованному с Госинспекцией по эксплуатации электростанций и сетей.

2. Перед вводом в эксплуатацию трансформаторов после установки разрядников провести испытания по программе, приведенной в приложении 9.5. Трансформаторы тока, не прошедшие испытаний, подлежат замене.

Приложение 9.4

РЕКОМЕНДАЦИИ ПО УСТАНОВКЕ РАЗРЯДНИКА РВО-3 или ОПН-1-3 НА ТРАНСФОРМАТОРЫ ТОКА ТФЗМ-500Б-1 У1, ТФЗМ-500Б-П У1, ТФЗМ-500А-П Т1, ТФЗМ-500Б-П Т1(ТФНКД-500П, ТФНКД-500Т)

1. Для трансформаторов тока, выпущенных до 1984 г., рекомендуется такая последовательность установки разрядника:

1.1. Снять экран.

1.2. К швеллеру нижнего цоколя верхней ступени 4 (рис. 9.13) слева от коробки выводов приварить короткой стороной уголок 5 размером 36×65 мм длиной 40 мм с двумя отверстиями под болт М10 (межцентровое расстояние 20 мм).

1.3. Болт заземления, находящийся в нижней части разрядника, соединить с одним из болтов, скрепляющих уголок и хомут разрядника изолированным проводом сечением 6—16 мм².

Рис. 9.13. Схема установки разрядника РВО-3 на трансформаторы тока, изготовленные до 1984 г.:

1 — болт; 2 — разрядник; 3 — хомут; 4 — нижний цоколь верхней ступени; 5 — уголок;

6 — болт заземления

1.4. На уголке с помощью хомута 3 и двух болтов установить разрядник 2.

1.5. Болт 1 соединить с выводом 6 U_I проводом, аналогичным указанному в пункте 1.3.

2. На трансформаторы, выпускаемые с 1984 г., разрядник РВО-3 устанавливать в такой последовательности.

2.1. Снять экран.

2.2. На верхнем цоколе нижней ступени 4 (рис. 9.14) слева от вывода приварить пластину 2 размером 25×40 мм с двумя отверстиями под болт М10 для крепления разрядника.

2.3. На пластине с помощью хомута 3 и двух болтов установить разрядник 6.

2.4. Болт заземления 1 соединить проводом (см. пункт 1.3) с выводом заземления 7.

2.5. Болт 5 соединить с помощью провода (см. пункт 1.3) с выводом 6 U_I.

3. После установки разрядника надеть экран.

Схема установки ОПН аналогична схеме установки разрядника (крепление ОПН производится с учетом его конструкции).

Рис. 9.14. Схема установки разрядника РВО-3 на трансформаторы тока, изготовленные с 1984 г.:

1 — болт заземления; 2 — пластина; 3 — хомут; 4 — верхний цоколь нижней ступени;

5 — болт вывода 6 U_I; 6 — разрядник; 7 — бобышка заземления

Приложение 9.5

ПРОГРАММА ИСПЫТАНИЙ КАСКАДНОГО ТРАНСФОРМАТОРА ТОКА ТФЗМ-500 (ТФНКД-500) ПЕРЕД ПОДКЛЮЧЕНИЕМ К ВЫВОДАМ ЕГО ПРОМЕЖУТОЧНОЙ СТУПЕНИ ВЕНТИЛЬНОГО РАЗРЯДНИКА РВО-3

1. Цель испытаний

1.1. Цель испытаний — оценить состояние электрической прочности изоляции промежуточной ступени, которая может оказаться пониженной в результате эксплуатации, и убедиться в том, что разрядник сможет защитить ее, т.е. имеет меньшее пробивное напряжение, чем изоляция промежуточной ступени.

2. Подготовка к испытаниям

2.1. Подготовить схему снятия частотной характеристики каскадного трансформатора тока (КТТ) согласно рис. 9.15. От генератора звуковой частоты ГВЧ ток I₁ подать в первичную обмотку КТТ. Измерение тока осуществляется измерением напряжения на сопротивлении нагрузки ГВЧ с помощью лампового вольтметра V₁. К выводам промежуточной ступени подключить ламповый вольтметр. Изменяя частоту ГВЧ от 10 до 20 кГц и измеряя I₁ и U_п, определить резонансную частоту, т.е. (U_п/I₁)_макс.

Рис. 9.15. Схема снятия частотной характеристики каскадного трансформатора тока

2.2. Подготовить схему высоковольтных испытаний (рис. 9.16). От высоковольтной выпрямительной установки (ВВУ) через зарядное сопротивление R₃  100 кОм заряжается емкость С = 0,54 мкФ на номинальное напряжение не менее 10 кВ. Когда напряжение на емкости превышает пробивное напряжение искрового промежутка (шарового разрядника) ИП1 и он пробивается, емкость С через индуктивность L разряжается на первичную обмотку КТТ.

Рис. 9.16. Схема испытания изоляции промежуточной ступени каскадного траенсформатора тока

Ток разряда емкости должен иметь частоту, близкую к резонансной, поэтому значение индуктивности L и емкости С следует подобрать. Индуктивность L выполнить проводом в полихлорвиниловой изоляции сечением 2,5-10 мм², намотав 20 витков на деревянный прямоугольный каркас размером 30×30 см.

Для регулирования индуктивности на проводе через виток снять изоляцию на длине около 1 см со смещением от витка к витку примерно 2 см для устранения возможных перекрытий между оголенными местами при испытании.

3. Порядок проведения испытаний

3.1. Закоротить вторичные обмотки КТТ.

3.2. Снять частотную характеристику КТТ по схеме рис. 9.15. Достаточно определить максимальное отношение (U_п/I₁)_макс (как правило, получается при частоте 13—15 кГц). Это отношение должно быть не менее 50. Если оно существенно меньше 50, то внутренняя изоляция промежуточной ступени пробивается. Такой трансформатор подлежит замене.

3.3. Собрать схему рис. 9.16, зашунтировать разрядник РВО-3.

Необходимое для получения резонансной частоты количество витков индуктивности L (при коэффициентах трансформации КТТ 2000/1 и 1000/1 А) следующее:

С, мкФ	0,5	1	2	4
Количество витков	10-16	3-9	0-6	0-6

Защитный искровой промежуток ИП2 настроить на 2 кВ и подключить к выводам промежуточной ступени. Установить пробивное напряжение промежутка ИП1 2-3 кВ и включить установку, изменяя индуктивность L (переключая количество витков), определить диапазон, в котором происходит пробой ИП2 в промежуточной ступени, и установить среднюю индуктивность.

3.4. Искровой промежуток ИП2 настроить на 4 кВ и последовательно с ним включить разрядник РВО-3 (см. рис. 9.16), включить установку. Если при испытании ИП2 не пробивается, то необходимо повысить напряжение пробоя ИП1 настолько, насколько позволяет номинальное напряжение конденсатора С, и опыт повторить. Пробой ИП2 свидетельствует о нормальном состоянии изоляции промежуточных обмоток. Если ИП2 не пробивается, необходимо снова снять частотную характеристику трансформатора тока (см. п. 3.2) и определить отношение (U_п/I₁)_макс. Если оно уменьшилось, это подтверждает наличие пробоя внутренней изоляции промежуточной ступени, и трансформатор тока необходимо заменить.

3.5. Если испытание прошло успешно, необходимо снять закоротки со вторичных обмоток КТТ и разобрать схему испытаний.

3.6. При необходимости допускается проводить испытания после установки разрядника РВО-3, контролируя напряжение на разряднике с помощью емкостного делителя У осциллографа.

9.9. ОБ ИСПЫТАНИЯХ ТРАНСФОРМАТОРОВ ТОКА ТФРМ 330-750 кВ ПЕРЕД ВВОДОМ В ЭКСПЛУАТАЦИЮ ПОСЛЕ ДЛИТЕЛЬНОГО ХРАНЕНИЯ

При эксплуатации подстанций электрических сетей 330-750 кВ имеет место хранение оборудования до его монтажа сверх допустимого гарантированного срока сохраняемости, установленного техническими условиями, что негативно отражается в первую очередь на трансформаторах тока рымовидной конструкции (ТФРМ 330-750кВ), имеющих главную изоляцию «конденсаторного типа».

Для исключения повреждений после ввода в эксплуатацию длительно хранившихся трансформаторов тока ТФРМ-330, ТФРМ-500 и ТФРМ-750 предлагается руководствоваться следующим.

Ввод в эксплуатацию трансформаторов тока данного типа, хранившихся более трех лет, а также хранившихся менее трех лет, но с отступлениями от требований заводских инструкций, осуществлять после получения удовлетворительных характеристик трансформаторов тока, испытанных по программе, приведенной в приложении 9.6.

Приложение 9.6

ПРОГРАММА ИСПЫТАНИЙ

ТРАНСФОРМАТОРОВ ТОКА ТФРМ 330-750 кВ ПЕРЕД ВВОДОМ В ЭКСПЛУАТАЦИЮ ПОСЛЕ ДЛИТЕЛЬНОГО ХРАНЕНИЯ

1. Испытания и измерения в соответствии с требованиями пунктов 7.1-7.6 РД 34.45-51.300-97 «Объем и нормы испытаний электрооборудования».

2. Отбор проб масла из трансформатора тока и испытания в объеме:

— хроматографический анализ растворенных в масле газов в соответствии с требованиями РД 34.46.303-98 «Методические указания по подготовке и проведению хроматографического анализа газов, растворенных в масле силовых трансформаторов»;

— определение tg масла при температурах 20, 50, 70 и 90°С на подъеме и спаде температур в соответствии с требованиями ГОСТ 6581-75;

— определение общего газосодержания масла в соответствии с требованиями РД 34.43.107-95 «Методические указания по определению содержания воды и воздуха в трансформаторном масле»;

— определение общего влагосодержания масла в соответствии с требованиями РД 34.43.107-95, ГОСТ 7822-75;

— определение пробивного напряжения масла в соответствии с требованиями ГОСТ 6581-75.

Концентрации ацетилена (С₂Н₂) в масле из трансформаторов тока не должна превышать 0,0005%_об, а сумма концентраций всех углеводородных газов не должна превышать 0,015%_об

Должна отсутствовать гистерезисная зависимость tg масла от температуры (снижение tg при температуре более 70°С и (или) 100%-ное отличие значений tg при температуре 20°С на подъеме и спаде температур).

Остальные характеристики масла должны соответствовать требованиям РД 34.45-51.300-97.

3. Нагрев трансформатора тока до температуры 75-85 °С и измерение tg основной изоляции при напряжении 10 кВ. Нагрев трансформатора тока может быть обеспечен путем подачи напряжения на одну или несколько вторичных обмоток при закороченных остальных вторичных и первичной обмотках. Уровень токового воздействия определяется из двух условий:

— ток в любой из вторичных обмоток, на которые подается напряжение, не должен превышать номинальное значение;

— значение напряжения, подаваемого на вторичные обмотки, не должно превышать 1800 В.

Ориентировочное время нагрева около трех суток. Температура трансформатора тока может быть определена по сопротивлению постоянному току любой из вторичных обмоток.

Показатель tg основной изоляции трансформатора тока в ненагретом и нагретом состоянии не должен превышать 0,0035. Кроме того, значение tg основной изоляции в нагретом состоянии не должно превышать значения tg основной изоляции в ненагретом состоянии более чем в два раза.

Испытания по пп. 1-3 могут проводиться на месте хранения трансформатора тока.

4. Испытания трансформатора тока воздействием повышенных напряжений и токовых нагрузок (целесообразно проводить в специализированных организациях, имеющих необходимое испытательное оборудование и измерительную аппаратуру):

4.1. Определение tg основной изоляции трансформатора тока при напряжениях 10 кВ; 0,25; 0,5; 0,75; 1,0 U_{наиб.раб.фазн.} Абсолютное значение tg основной изоляции не должно превышать 0,0035, а прирост tg при увеличении напряжения от 0,5 до 1,0 U_{наиб.раб.фазн.} не должно превышать 0,0005.

4.2. Воздействие на изоляцию трансформатора тока повышенным напряжением 1,6 U_{наиб.раб.фазн.} в течение 20 с.

4.3. Снижение напряжения до U_{наиб.раб.фазн.} и измерение уровня частичных разрядов при этом напряжении. Уровень частичных разрядов не должен превышать 50 пКл.

4.4. Совместное длительное (не менее 120 ч) воздействие на трансформатор тока напряжения U_{наиб.раб.фазн.} и тока. Воздействие тока обеспечивается путем подачи напряжения на одну или несколько вторичных обмоток при закороченных остальных вторичных и первичной обмотках. Уровень токового воздействия должен соответствовать требованиям п. 3 настоящей Программы.

4.5. Периодическое (раз в сутки) измерение в процессе испытаний по п. 4.4 tg основной изоляции и уровня частичных разрядов при напряжении U_{наиб.раб.фазн.}. Абсолютное значение tg основной изоляции не должно превышать 0,0035. Прирост tg за время испытаний не должен превышать 0,0005. Уровень частичных разрядов во время испытаний не должен превышать 50 пКл.

4.6. После испытаний по п. 4.4 повторение испытаний по пп. 4.2 и 4.3. Уровень частичных разрядов во время испытаний не должен превышать 50 пКл.

4.7. Определение tg основной изоляции трансформатора тока при напряжениях 10 кВ; 1,0; 0,75; 0,5; 0,25 U_{наиб.раб.фазн.}. Абсолютное значение tg основной изоляции не должно превышать 0,0035, а изменение tg при снижении напряжения от 1,0 до 0,5 U_{наиб.раб.фазн.} не должно превышать 0,0005.

5. Отбор проб масла из трансформатора тока непосредственно после окончания испытаний по п. 4 и испытания масла в объеме п. 2.

Характеристики масла должны соответствовать требованиям, изложенным в п. 2 настоящей Программы.

6. Испытания и измерения на трансформаторе тока в соответствии с требованиями пп. 7.1; 7.3-7.6 РД 34.45-51.300-97.

Результаты испытаний по п. 6 не должны отличаться (в пределах погрешности измерений) от результатов испытаний по п. 1 настоящей Программы.

7. Отбор проб масла через трое суток после окончания испытаний по п. 4 на хроматографический анализ растворенных в масле газов.

Концентрации газов не должны превышать граничных значений, указанных в п. 2 настоящей Программы.

8. Трансформатор тока может быть допущен к эксплуатации, если результаты испытаний по всем пунктам Программы удовлетворяют указанным в соответствующих пунктах требованиям.

Примечание — Испытания трансформаторов тока ТФРМ-750 кВ могут проводиться по ступеням. При этом уровни воздействующих напряжений должны быть уменьшены в два раза по сравнению с уровнями для ТФРМ 330-750 кВ.

9.10. О ПОВЫШЕНИИ НАДЕЖНОСТИ ТРАНСФОРМАТОРОВ НАПРЯЖЕНИЯ СЕРИИ НКФ

При эксплуатации трансформаторов напряжения серии НКФ (НКФ-110-57, НКФ-110-58, НКФ-220-58, НКФ-330-73, НКФ-500-78) отмечены случаи неудовлетворительного состояния уплотнения разборного вывода А обмотки ВН с крышкой расширителя и уплотнения в месте фланцевого соединения крышки расширителя с патрубком воздухоосушителя, что создает условия для проникновения влаги во внутреннюю полость трансформатора.

В целях устранения указанных недостатков и повышения надежности трансформаторов напряжения серии НКФ предлагается:

1. Проверить состояние уплотняющей кольцевой прокладки в месте крепления разборного вывода А обмотки ВН с крышкой маслорасширителя. Обеспечить надежную герметизацию этого узла. При необходимости выполнить замену прокладки.

2. Заменить заводскую прокладку между фланцами патрубка воздухоосушителя и крышки маслорасширителя. Прокладку выполнить из маслостойкой резины толщиной 6-8 мм в соответствии с размерами фланца патрубка воздухоосушителя (рис. 9.17).

Рис. 9.17. Прокладка (резина маслостойкая)

3. Отобрать для анализа пробы масла из трансформаторов (каждого элемента каскада). Значение пробивного напряжения и другие показатели качества масла должны соответствовать нормам. Влагосодержание масла не должно превышать 15 г/т.

9.11. О ДОПУСТИМЫХ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ПОВЫШЕНИЯХ НАПРЯЖЕНИЯ ПРОМЫШЛЕННОЙ ЧАСТОТЫ НА ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИИ 500-750 кВ РАО «ЕЭС России»

Недостаточный объем средств компенсации реактивной мощности и регулирования напряжения в сетях 500-750 кВ РАО «ЕЭС России» в условиях спада потребления электроэнергии в последние годы создают трудности с поддержанием допустимых уровней напряжения, особенно в режимах минимальных нагрузок. В связи с этим для снижения напряжения эксплуатирующие организации вынужденно систематически выводят в резерв ВЛ 500-750 кВ, существенно ослабляя системообразующую сеть, нарушают периодичность ремонтов шунтирующих реакторов, используют турбогенераторы в режиме глубокого недовозбуждения, что ведет к снижению надежности работы энергосистем и их объединений, снижению надежности работы оборудования и сокращению сроков их службы.

В то же время действующие нормы допустимых повышений напряжения, приведенные в таблице 5.3 ПТЭ 14-го издания, не позволяют в более полной мере использовать возможности изоляции электрооборудования.

В целях улучшения прохождения режимов минимальных нагрузок, особенно в ночные часы выходных дней, своевременного проведения ремонтов компенсирующих устройств, проведения операций по коммутации ВЛ СВН, сокращения числа выводимых в резерв ВЛ и на основе проведенных ВЭИ и ОАО «ВНИИЭ» исследований для электрооборудования 500-750 кВ (силовые и измерительные трансформаторы, автотрансформаторы, шунтирующие реакторы, конденсаторы связи, разрядники, ограничители перенапряжений, шинные опоры и др.) предлагается:

1. Руководствоваться в дополнение к таблице 5.3 ПТЭ значениями кратности повышения рабочего напряжения промышленной частоты (линейного и фазного) по отношению к наибольшему допустимому напряжению, приведенными в таблице 9.6.

2. Регистрировать все случаи повышения напряжения отдельно по каждому столбцу таблицы.

3. При невозможности применения требований настоящего параграфа, например при наличии нестандартного оборудования, эксплуатирующим организациям представлять в соответствующие ОДУ необходимые обоснования.

Таблица 9.6

Допустимое повышение напряжения промышленной частоты на оборудовании

Кратность амплитуд, U/U_м.раб	Св. 1,0-1,025 вкл.	Св. 1,025 до 1,05 вкл.	Св. 1,05 до 1,075 вкл.	Св. 1,075 до 1,1 вкл.	Св. 1,1 до 1,15 вкл.	Св. 1,15 до 1,20 вкл.
Допустимая длительность одного случая, не более	8 ч	3 ч	1 ч	20 мин	5 мин	1 мин
Допустимое число случаев в год, не более	200	125	75	50	7	5
Интервал между двумя случаями, не менее	12 ч	1 ч

Пример

определения допустимости длительности повышения напряжения

Автотрансформатор 500/220 кВ в течение года работал с повышенным симметричным напряжением со стороны 500 кВ. Уровень напряжения составлял 550 кВ и наблюдался 100 раз в год с перерывами между отдельными случаями от 12 до 15 ч. В летний период несколько раз напряжение достигало уровня 567 кВ (таких случаев было 5 раз за год, и каждый случай продолжался от 15 до 20 мин).

Является ли такой режим работы допустимым?

Напряжение 550 кВ составляет: 550/525 — 1,0476 от U_м.р. При такой кратности напряжения допускается работать в течение не более 3 ч подряд 125 раз в году с перерывами между периодами повышенного напряжения не менее 12 ч.

При кратности напряжения 567/525 — 1,08 от U_м.р допускается работать в течение не более 20 мин подряд 50 раз в году с перерывами между случаями не менее 1 ч.

Таким образом, все ограничения, оговоренные Циркуляром Ц-01-95(э), выполняются. Следовательно, такой режим является допустимым.

9.12. О ПРЕДОТВРАЩЕНИИ ИЗЛОМОВ ПРОВОДОВ ПА-500 И ПА-640 НА СПУСКАХ К АППАРАТАМ ВЫСОКОГО НАПРЯЖЕНИЯ

В ряде энергосистем продолжают иметь место случаи изломов полых проводов ПА-500 и ПА-640 на спусках к аппаратам высокого напряжения.

Наряду с Рекомендациями ранее изданного Противоаварийного циркуляра № Ц-13-84 (э) от 30 ноября 1984 г. на основании исследований ОАО «ВНИИЭ», а также положительного опыта эксплуатации рессорных и демпфирующих элементов, закрепляемых на проводах ВЛ, предлагается для повышения надежности спусков из полых проводов ПА-500 и ПА-640, исключения их аварийного разрушения на подстанциях, расположенных в местах с интенсивными и длительными ветровыми воздействиями, проводить профилактическое усиление спусков к электрическим аппаратам с применением демпфирующих и усиливающих элементов из отрезков провода АС 600/72 (АСО 600) с закреплением их болтовыми зажимами согласно приведенным схемам (рис. 9.18 и 9.19).

Рис. 9.18. Схемы крепления усиливающих элементов из сталеалюминиевого провода АС 600/72 к полым проводам спусков от ошиновки ОРУ 500 кВ к электрическим аппаратам:

а — ошиновка из двух проводов ПА-500; б — ошиновка из провода ПА-640

Рис. 9.19. Схемы крепления усиливающих элементов из сталеалюминиевого провода АС 600/72 к полым проводам в местах крепления спусков от ошиновки ОРУ 500 кВ к шинным опорам:

а — ошиновка из двух проводов ПА-500; б — ошиновка из провода ПА-640

Проводники ошиновки ОРУ 500 кВ, сооруженных по типовым проектам, выполнены в двух вариантах: из двух проводов ПА-500, расположенных на расстоянии 400 мм один от другого, или из одного провода ПА-640.

Крепление нижнего конца гибкого провода АС 600/72 (АСО 600) к спрессованному концу аппаратного зажима (см. рис. 9.18) предлагается выполнять плашечным двухболтовым зажимом (рис. 9.20). На расстоянии около 1 м от торца аппаратного зажима усиливающий провод АС 600/72 следует закрепить к полому проводу другим плашечным зажимом (рис. 9.21).

Третий зажим той же конфигурации предлагается закрепить на расстоянии 1,5 м от второго зажима, защемив в нем конец провода АС 600/72.

При усилении узлов крепления спусков к шинным опорам демпфирующие элементы из провода АС 600/72 предлагается выполнить по схеме, показанной на рис. 9.19.

При этом первые два зажима следует устанавливать на полом проводе на расстоянии 1,0 м от шинной опоры, а два других — на расстоянии 1,5 м от первых зажимов по обе стороны от шинной опоры. Середина «фестона» должна быть выгнута вверх над шинной опорой на 0,3-0,4 м. Конструкции плашечных зажимов, предназначенных для монтажа усиливающих элементов из проводов АС 600/72, показаны на рис. 9.21. Для снижения напряженности электрического поля крепление отрезков сталеалюминиевых проводов АС 600/72 следует выполнять между проводами ПА 500 в области слабого поля расщепленного провода (см. рис. 9.18, а). При закреплении отрезка провода АС 600/72 к проводу ПА 640 (см. рис. 9.18, б) на концах его необходимо устанавливать специальные защитные экраны ЭО-640/600-1 (рис. 9.22).

Марка зажима	Марка провода	Размеры, мм
D	L	К	H	h
ПАБ-500-Б	ПА 500	60	75	100	130	52
ПАБ-640-Б	ПА 640	80	85	112	150	53

Рис. 9.20. Двухболтовые плашечные зажимы для крепления провода АС 600/72 к аппаратным зажимам, смонтированным на проводах ПА-500, ПА-640

При необходимости длины усиливающих отрезков проводов могут быть увеличены с использованием дополнительных болтовых зажимов.

Марка зажима	Марка провода	Размеры, мм
D	L	К	Н	h
ПАБ-500-Б	ПА 500	45	65	80	110	47,5
ПАБ-640-Б	ПА 640	60	75	85	130	52

Рис. 9.21. Болтовые плашечные зажимы для крепления провода АС 600/72 к полым проводам ПА-500, ПА-640

Предлагаемое усиление узлов присоединений спусков к выводам электрических аппаратов и шинным опорам обеспечивает повышение их общей прочности за счет более чем двухкратного увеличения сечения присоединяемых к выводу аппарата проводов, и, кроме того, отрезки сталеалюминиевых проводов выполняют роль демпфирующих эластичных элементов, способствующих гашению колебаний проводов спуска.

Рис. 9.22. Защитный экран ЭО-640/600-1, закрепляемый на концах усиливающего отрезка провода АС 600/72

Перечень

документов по тематике раздела 9 «Аппаратура распределительных устройств электростанций и подстанций», включенных в СРМ-92, а также изданных с 01.01.1990 г. по 31.12.2000 г.

Номер параграфа СРМ-92 и вид других документов, изданных после 01.01.1990 г.	Наименование параграфа, документа	Состояние на 01.10.2000 г. (включен или не включен в СРМ-2000)	Примечание
9.1	О применении в электроустановках напряжением выше 1000 В стационарных заземляющих ножей и их блокировке	Включен в п. 9.1 СРМ-2000	Без переработки
9.2	Об отключении и включении отделителями и разъединителями ненагруженных трансформаторов, автотрансформаторов, линий электропередачи и систем шин	Включен в п. 9.2 СРМ-2000	Частично переработан
9.3	О предотвращении изломов проводов АП-500 на спусках к аппаратам высокого напряжения	Включен в п. 9.12 СРМ-2000	Переработан совместно с ИП-01-11-96
9.4	О мерах по повышению надежности трансформатора тока ТФЗМ-500 (ТФНКД-500)	Включен в п. 9.8 СРМ-2000	Без переработки
9.5	Крутящие моменты	Не включен в СРМ-2000	Устарел
9.6	О введении временных норм на напряжение прикосновения для распределительных устройств и трансформаторных подстанций напряжением выше 1000 В с эффективным заземлением нейтрали	Аннулируется	Вошли в Нормы испытания электро- оборудования, ПТЭ
9.7	О предупреждении повреждений опорно-стержневых изоляторов 35-110 кВ	Аннулируется	Заменен Ц-01-01(э)и переработан совместно с Приказом № 252
9.8	О размещении фаз ошиновки в шкафах КРУ 6-10 кВ	Не включен в СРМ-2000	Учтен в проектной документации
9.9	О повышении надежности КРУ серии К-ХИ	Аннулируется	Повсеместно внедрен
Ц-07-88 (э) от 11.10.88	О повышении надежности трансформаторов напряжения серии НКФ	Включен в п. 9.10 СРМ-2000	Без переработки
Ц-02-90 (э)	О предотвращении нарушения работоспособности разъединителей 500 кВ при больших ветровых нагрузках	Включен в п. 9.4 СРМ-2000	Без переработки
Ц-04-91(э)	О повышении надежности КРУ серии K-XXVI	Включен в п. 9.6 СРМ-2000	Без переработки
Ц-01-92(э)	О предупреждении отказов трансформаторов тока 330 кВ типов ТФКМ (ТФУМ) и ТРН (ТФРН)	Включен в п. 9.7 СРМ-2000	Без переработки
Ц-01-01(э)	О предупреждении поломок опорно-стержневых изоляторов разъединителей 110-220 кВ	Включен в п. 9.3 СРМ-2000	Переработан совместно с Приказом № 252
Ц-01-95(э)	О допустимых эксплуатационных повышениях напряжений промышленной частоты на электрооборудовании 500-750 кВ ЕЭС России	Включен в п. 9.11 СРМ-2000	Без переработки
Ц-05-98(э)	О защите от коммутационных перенапряжений при использовании вакуумных выключателей в сетях собственных нужд 6 кВ энергообъектов	Включен в п. 9.5 СРМ-2000	Без переработки
Ц-03-01 от 23.10.01	Об испытаниях трансформаторов тока ТФРМ 330-750 кВ перед вводом в эксплуатацию после длительного хранения	Включен в п. 9.9 СРМ-2000	Без переработки

СРМ-2000. Сборник информационных материалов по эксплуатации энергосистем. Электротехническая часть — файл n1.doc

приобрести
СРМ-2000. Сборник информационных материалов по эксплуатации энергосистем. Электротехническая часть
скачать (2145.5 kb.)
Доступные файлы (1):

Сборник распорядительных материалов по эксплуатации энергосистем. Электротехническая часть. Издание пятое, переработанное и дополненное (Документ)
Сборник директивных материалов Главтехуправления Минэнерго СССР (электротехническая часть) (Документ)
Проект фабрики по производству гофрокартона на ООО Контур-пак (Документ)
Фурсанов М.И. Жерко О.А. Расчет и анализ режимов и потерь электроэнергии в разомкнутых электрических сетях 6-330 кВ (Документ)
Корнев С.А., Гадаев Н.Р. и др. Сборник вспомогательных материалов для разработки пособия по рекультивации земель (Документ)
Маркович И.М. Режимы энергетических систем (Документ)
Данилов А.А., Петров А.И. Газораспределительные станции (Документ)
ВНТП-2004-08 Электротехническая часть (Документ)
Антонов О.А., Иванов В.Д. Сборник задач по уголовному праву (Документ)
Курсовая работа — материаловедение Подбор пакета материалов для изготовления зимних мужских ботинок (Курсовая)
Лащук О.Р. Редактирование информационных сообщений (Документ)
Сборник материалов II Международной научно-технической конференции Новые информационные технологии в нефтегазовой отрасли и образовании (Документ)

n1.doc

Раздел 9

АППАРАТУРА РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И ПОДСТАНЦИЙ
9.1. О ПРИМЕНЕНИИ В ЭЛЕКТРОУСТАНОВКАХ НАПРЯЖЕНИЕМ ВЫШЕ 1000 В СТАЦИОНАРНЫХ ЗАЗЕМЛЯЮЩИХ НОЖЕЙ И ИХ БЛОКИРОВКЕ

Главтехуправление и Управление по технике безопасности и промсанитарии Минэнерго СССР на основании опыта проектирования и эксплуатации электроустановок устанавливают следующие требования к применению заземляющих ножей (ЗН) и их блокировке:

1. В распределительных устройствах напряжением 3 кВ и выше стационарные ЗН должны быть размещены таким образом, чтобы не требовалось применения переносных заземлений и чтобы в соответствии с требованиями безопасности персонал, работающий на токоведущих частях любых участков присоединений и сборных шин, был защищен заземляющими ножами со всех сторон, откуда может быть подано напряжение.

На случай отключения ЗН в процессе их ремонта или ремонта разъединителя, оснащенного ЗН, должны быть предусмотрены ЗН у других разъединителей на данном участке схемы, расположенные со стороны возможной подачи напряжения (ЗН второго шинного разъединителя развилки, ЗН второго разъединителя межсекционной перемычки и т.п.). Последнее требование не относится к ЗН со стороны линии линейных разъединителей (при отсутствии обходной системы шин) и к ЗН, установленным как самостоятельные аппараты отдельно от разъединителей.

2. Применение переносных защитных заземлений может предусматриваться только в следующих случаях:

а) при работах на линейных разъединителях, конденсаторах связи, высокочастотных заградителях;

б) на участках схемы, где ЗН установлены отдельно от разъединителей, на время ремонта ЗН;

в) для защиты от наведенного напряжения;

г) в действующих электроустановках, где ЗН не могут быть установлены по условиям компоновки или реконструкции электроустановки.

3. Блокировка ЗН должна исключать:

а) включение ЗН на участке схемы, не отделенном разъединителями или отделителями от участков, находящихся под напряжением;

б) подачу напряжения на участки схемы, заземленные включенными ЗН, а также на участки схемы, отделенные от включенных ЗН только выключателями.

4. В комплектных распределительных устройствах блокировка в шкафах присоединений должна запрещать:

а) включение ЗН, если выдвижной элемент с выключателем не выведен в испытательное или ремонтное положение;

б) вкатывание этого элемента в рабочее положение при включенных ЗН;

в) включение ЗН сборных шин, если выдвижные элементы с выключателями вводов рабочего и резервного питания не выведены в испытательное или ремонтное положение;

г) вкатывание этих элементов в рабочее положение при включенных ЗН сборных шин.

5. У разъединителей с полюсным управлением в зону действия блокировки должны быть включены все три полюса с тем, чтобы оперирование разъединителем или ЗН любого полюса становилось возможным только при выполнении условий блокировки на всех трех полюсах.

6. Для ЗН со стороны линии линейных разъединителей при отсутствии обходной системы шин со стороны трансформатора с низшим напряжением до 1000 В является достаточной блокировка со своим разъединителем.

7. Для ЗН в цепи генераторов и синхронных компенсаторов блокировка должна запрещать включение ЗН при возбужденной машине и возбуждение машины при включенных ЗН.

8. В распределительных устройствах одного напряжения блокировку ЗН всех присоединений рекомендуется выполнять однотипной.

9. Места установки ЗН в конкретных вновь сооружаемых распределительных устройствах следует выбирать, руководствуясь указанными выше требованиями и в соответствии со схемами электрических соединений, утвержденными в установленном порядке.

10. Степень оснащенности распределительных устройств действующих электроустановок ЗН, а также схемы, виды и объем блокировки ЗН должны быть установлены энергетическими управлениями на основании параграфа 9.1 с учетом компоновок распределительных устройств, их конструкции, особенностей оборудования и требуемых затрат. Этими же соображениями следует руководствоваться и при принятии решения об оснащении и блокировке ЗН расширяемых электроустановок.
9.2. ОБ ОТКЛЮЧЕНИИ И ВКЛЮЧЕНИИ ОТДЕЛИТЕЛЯМИ И РАЗЪЕДИНИТЕЛЯМИ НЕНАГРУЖЕННЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ, АВТОТРАНСФОРМАТОРОВ, ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ И СИСТЕМ ШИН

На основании результатов исследований устанавливаются нормы, специальные требования и порядок применения стандартных отделителей и разъединителей наружной и внутренней установки отечественного производства для отключения и включения намагничивающего тока силовых трансформаторов, зарядного тока и тока замыкания на землю воздушных и кабельных линий и систем шин.

Нормы, специальные требования и порядок относятся ко всем электроустановкам независимо от климатических условий и степени промышленной загрязненности атмосферы.

1. Отделителями и разъединителями 110 — 500 кВ наружной установки допускается отключать и включать намагничивающие токи силовых трансформаторов и зарядные токи воздушных и кабельных линий, систем шин и присоединений, которые не превышают значений, указанных в табл. 9.1.

2. Отделителями и разъединителями 110, 150 и 220 кВ внутренней установки со стандартными расстояниями между осями полюсов соответственно 2, 2,5 и 3,5 м допускается отключать и включать намагничивающие токи силовых трансформаторов и автотрансформаторов соответственно не более 4; 2 и 2 А, а также зарядные токи присоединений не более 1,5; 1,0 и 1,0 А с соблюдением требований п. 12 настоящего параграфа.

3. Указанные на рис. 9.1 расстояния по горизонтали а, б, в от колонок и концов горизонтально-поворотных ножей в отключенном положении до заземленных и токоведущих частей соседних присоединений должны быть не менее расстояний между осями полюсов д, указанных в табл. 9.1 и 9.2. Эти требования к расстояниям а, б, в по рис. 9.1 применимы и к разъединителям и отделителям напряжением 110-220 кВ внутренней установки по п. 2 настоящего параграфа.

Рис. 9.1. Границы расположения заземленных и токоведущих частей
Таблица 9.1

Номинальное напряжение, кВ	Тип отделителя, разъединителя	Расстояние между осями полюсов 3, м (см. рис. 9.1)	Намагничивающий ток, А, не более	Зарядный ток, А, не более
		2,0	6,0	2,5
	ВР	2,5	7,0	3,0
110		3,0	9,0	3,5
		2,0	4,0	1,5
	ГП	2,5	6,0	2,0
		3,0	8,0	3,0
		3,5	10,0	3,5
		2,5	2,3	1,0
		2,7	4,0	1,5
	ВР	3,0	6,0	2,0
		3,4	7,6	2,5
150		4,0	10,0	3,0
		3,0	2,3	1,0
	ГП	3,7	5,0	1,5
		4,0	5,5	2,0
		4,4	6,0	2,5
		3,5	3,0	1,0
	ВР	4,0	5,0	1,5
		4,5	8,0	2,0
		3,5	3,0	1,0
220	ГП	4,0	5,0	1,5
		4,5	8,0	2,0
	ГП	6,0	5,0	2,0
330	ПН	6,0	3,5	1,0
	ПНЗ	6,0	4,5	1,5
	ВР	7,5	5,0	2,0
500	ГП	8,0	6,0	2,5
	ПН	8,0	5,0	2,0
	ПНЗ	7,5	5,5	2,5
Примечания 1. ВР — вертикально-рубящий, ГП — горизонтально-поворотный, ПН — подвесной, ПНЗ — подвесной с опережающим отключением и отстающим включением полюса фазы В. 2. Приведены результирующие намагничивающие токи с учетом взаимной компенсации индуктивных токов ненагруженных трансформаторов зарядными токами их присоединений и зарядных токов воздушных или кабельных присоединений индуктивными токами ненагруженных трансформаторов.

4. Отделителями и разъединителями 6-35 кВ наружной и внутренней установки допускается отключать и включать намагничивающие токи силовых трансформаторов, зарядные токи воздушных и кабельных линий, а также токи замыкания на землю, которые не превышают значений, указанных в таблице 9.2 (см. рис. 9.1) и таблице 9.3 (рис. 9.2, а и в).

Размеры изолирующих перегородок для стандартных трехполюсных разъединителей приведены в таблице 9.4 в соответствии с рис. 9.2, а и б.
Таблица 9.2

Номинальное напряжение, кВ	Расстояние между осями полюсов д, м (см. рис. 9.1)	Намагничивающий ток, А, не более	Зарядный ток, А, не более	Ток замыкания на землю, А, не более
6	0,4	2,5	5,0	7,5
10	0,5	2,5	4,0	6,0
20	0,75	3,0	3,0	4,5
35	1,0	3,0	2,0	3,0
35	2,0	5,0	3,0	5,0

Таблица 9.3

Номинальное напряжение, кВ	Расстояние между осями полюсов Ж, м (см. рис. 9.2)	Наименьшее расстояние до заземленных и токоведущих частей, м (см. рис. 9.2)	Намагничивающий ток, А, не более	Зарядный ток, А, не более	Ток замыкания на землю, А, не более
А	Б	В
6	0,2	0,2	0,2	0,5	3,5	2,5	4,0
10	0,25	0,3	0,3	0,7	3,0	2,0	3,0
20	0,3	0,4	0,4	1,0	3,0	1,5	2,5
35	0,45	0,5	0,5	1,5	2,5	1,0	1,5
Примечание — При изолирующих перегородках между полюсами отключаемые и включаемые токи в 1,5 раза больше значений, указанных в табл. 9.3.

Таблица 9.4

Номинальное напряжение, кВ	Размеры изолирующих перегородок, мм (см. рис. 9.2)
Г	Д	Е
6	100	500	50
10	100	650	50
20	200	1100	50
35	250	1800	50

5. У отделителей и разъединителей, установленных горизонтально, спуски из гибкого провода прокладывать полого во избежание переброски на них дуги, не допуская расположения, близкого к вертикальному. Угол между горизонтальной плоскостью и прямой, соединяющей точку подвеса спуска и линейный зажим полюса, должен быть не более 65°.

Ошиновку из жестких шин необходимо выполнить так, чтобы на расстоянии в (см. рис. 9.1) шины подходили к разъединителям (отделителям) с подъемом или горизонтально. Недопустимое сближение шин с ножами у горизонтально-поворотных разъединителей и отделителей показано пунктиром.

6. Для защиты персонала от светового воздействия дуги над ручными приводами отделителей и разъединителей устанавливать козырьки или навесы из несгораемого материала.

Сооружение козырьков не требуется:

— у отделителей и разъединителей напряжением 110 кВ, если отключаемый намагничивающий ток не превышает 3 А, а отключаемый зарядный — 1 А;

— у отделителей и разъединителей 6-35 кВ, если отключаемый намагничивающий ток не превышает 3 А, а отключаемый зарядный — 2 А.

7. Приводы трехполюсных разъединителей 6-35 кВ внутренней установки, если они не отделены от разъединителей стеной или перекрытием, снабжать глухим щитом, расположенным между приводом и разъединителем. Отключение и включение этих, а также однополюсных разъединителей внутренней установки производить в защитных очках.

8. Предназначенные для отключения и включения ненагруженных трансформаторов и автотрансформаторов разъединители РНД-150, РНД-220, РНД-330, РНД-500, РНВ-500 и РНВ-750 оборудовать устройствами гюфазного управления на отключение и включение. Такое управление выполнять отдельными ключами с фиксированными положениями (КФ), установленными в безопасном для персонала месте, удобном для наблюдения за каждым полюсом разъединителя.

Рис. 9.2. Установка разъединителя:

а — вертикальная; б — наклонная; 1 — изолирующие перегородки
Напротив каждого ключа делать четкую надпись наименования фазы полюса разъединителя (А, В, С), а напротив каждых трех ключей — оперативное наименование разъединителя.

9. Для подвесных разъединителей с трехфазным приводом (тягой) предусматривать конструкцию с размыканием контактов фазы В первыми, а замыканием их последними.

10. Перед отключением ненагруженного трансформатора или автотрансформатора с вольтодобавочным трансформатором переключатель вольтодобавочного трансформатора должен быть установлен в нейтральное положение.

11. В электроустановках напряжением 35, 110, 150 и 220 кВ с отделителями и разъединителями в одной цепи отключение ненагруженного трансформатора, автотрансформатора, системы шин, линий электропередачи следует производить дистанционно отделителем, включение — разъединителем.

Перед производством операций разъединителями и отделителями 110, 220 кВ проводить обязательный осмотр опорно-стержневых изоляторов, состояния привода и контактной системы.

12. Отключение и включение отделителями или разъединителями намагничивающего тока трансформаторов 110 и 220 кВ производить при глухозаземленной нейтрали трансформаторов.

При возникновении неполнофазного режима питания трансформаторов, работающих с изолированной нейтралью, не допускается:

— включение и отключение разъединителя в нейтрали трансформатора;

— отключение и включение отделителями и разъединителями намагничивающего тока силовых трансформаторов.

13. В сетях 35 кВ и ниже отключения и включения ненагруженных трансформаторов и ВЛ, как правило, производить трехполюсными отделителями и разъединителями. Эти оперативные действия допустимы и однополюсными разъединителями.

Токи замыкания на землю лучше отключать однополюсными разъединителями.

При работе сети в режиме с недокомпенсацией отключение зарядных токов ВЛ и токов замыкания на землю отделителями и разъединителями недопустимо.

14. Ненагруженные трансформаторы и автотрансформаторы 110 и 220 кВ с заземленной нейтралью отключать и включать, как правило, однополюсными отделителями или разъединителями. Эти оперативные действия допустимы также трехполюсными отделителями и разъединителями.

Ненагруженные трансформаторы и автотрансформаторы 330 кВ и выше отключать и включать однополюсными разъединителями. Эти операции допустимо выполнять также трехполюсными разъединителями.

Ненагруженные системы шин, присоединения и ВЛ 110 кВ и выше можно отключать и включать трехполюсными и однополюсными отделителями и разъединителями.

15. Пофазное отключение ненагруженного трансформатора или автотрансформатора начинать, как правило, со среднего полюса (фаза В), после чего поочередно отключать полюсы фаз А и С. Включать полюс фазы В следует последним.

16. Отключение и включение разъединителем ненагруженного трансформатора с дугогасящим реактором производить после отключения от нейтрали дугогасящего реактора.
9.3. О ПРЕДУПРЕЖДЕНИИ ПОЛОМОК ОПОРНО-СТЕРЖНЕВЫХ ИЗОЛЯТОРОВ РАЗЪЕДИНИТЕЛЕЙ 110-220 кВ

В энергосистемах России повреждаемость отечественных разъединителей из-за поломок изоляционных колонн остается на недопустимо высоком уровне. Поломки опорно-стержневых изоляторов указанных разъединителей приводят к обесточиванию распределительных устройств, нарушению энергоснабжения потребителей, а также к несчастным случаям, в том числе со смертельным исходом.

Максимум повреждений изоляторов в составе разъединителей приходится на 10—15-й год эксплуатации. За это время проявляются дефекты:

— связанные с несовершенством, и нарушением технологии изготовления изоляторов и приводящие к недопустимому снижению их механической прочности в процессе эксплуатации;

— монтажа, наладки и технического обслуживания разъединителей в процессе эксплуатации, приводящие к возрастанию нагрузок на изоляторы.

Наблюдаются сезонные максимумы повреждений, отмечаемые в периоды с февраля по май и с августа по ноябрь (в периоды, когда в течение суток имеют место значительные колебания температуры с переходом нулевого значения).

В целях предупреждения повреждений опорно-стержневых изоляторов 110-220 кВ и предотвращения несчастных случаев при производстве оперативных переключений предлагается:

1. При оперативных переключениях:

1.1. Включать в бланки переключений обязательный осмотр разъединителей 110-220 кВ перед проведением переключений.

При осмотре следует обращать внимание на:

— наличие сколов и трещин на фарфоре;

— состояние армировочных швов (по возможности);

— состояние привода, контактной системы и рамы (наличие перекосов).

Осмотр разъединителей может осуществляться с помощью бинокля.

1.2. Запретить производство операций разъединителями, изоляторы которых имеют дефекты в виде трещин (в теле фарфора или армировочном шве), царапин и рисок на фарфоре глубиной более 0,5 мм, а также сколы глубиной более 1 мм и общей площадью более 200 мм².

1.3. Запретить производство переключений разъединителями с применением неинвентарных (удлиненных) рукояток ручных приводов.

1.4. Производить все операции с разъединителями при введенных в работу быстродействующих релейных защитах и устройствах резервирования отказа выключателя (УРОВ) в полном соответствии с требованиями п. 5.9.6 ПТЭ (15-е издание).

1.5. Ограничить количество переключений (по возможности) при температуре окружающего воздуха минус 25°С и ниже, а также в периоды, когда в течение суток имеют место значительные колебания температуры с переходом нулевого значения.

2. При техническом обслуживании и ремонтах:

2.1. Соблюдать требования предприятия-изготовителя по объему и сроку проведения технического обслуживания и ремонтов разъединителей в соответствии с указаниями «Руководства по эксплуатации».

2.2. Организовать проведение акустико-эмиссионного контроля изоляторов разъединителей 110-220 кВ по методике, согласованной с РАО «ЕЭС России», и с использованием аппаратуры и устройств (прибор ПАК-ЗМ, стяжка УКИ-1) разработки ОАО «ВНИИЭ» (115201, Москва, Каширское шоссе, д. 22, корп. 3. Тел/факс (095) 113-71-09. Тел/факс (095) 113-08-27. Факс (095) 113-43-88). Методика контроля входит в комплект поставки. Акустико-эмиссионному контролю должны подвергаться:

— изоляторы любых типов по истечении гарантийного срока на разъединители 110-220 кВ;

— изоляторы любых типов при проведении средних ремонтов разъединителей 110-220 кВ;

— изоляторы любых типов при обнаружении па них сколов фарфора, дефектов армировочных швов или контактной системы разъединителей, которые могли привести к снижению механической прочности изоляторов и (или) к существенному увеличению нагрузок на них;

— изоляторы, отобранные из резерва для замены после окончания гарантийного срока.

Требования этого пункта не распространяются на импортные разъединители, разъединители, изготовленные в России по лицензии зарубежных фирм, а также на отечественные разъединители, укомплектованные полимерными опорно-стержневыми изоляторами, например типа ИОСПК-10, технические условия на которые согласованы с РАО «ЕЭС России», а изоляторы прошли полный объем испытаний в составе разъединителей типов РГ, РГН, 50Р, РД(3) и РНД(3)-110.

2.3. Запретить производство механических испытаний опорно-стержневых изоляторов без одновременного проведения акустико-эмиссионного контроля их состояния.

2.4. Заменять изоляторы, забракованные по результатам акустико-эмиссионного контроля, и изоляторы, имеющие дефекты, указанные в п. 1.2 настоящего параграфа.

2.5. Выполнять при среднем ремонте разъединителей 110-220 кВ тщательный осмотр изоляторов и армировочных швов. При осмотре дополнительно к требованиям по п. 1.1 следует обращать внимание на:

— наличие трещин в армировочных швах;

— состояние цемента в армировочных швах;

— состояние влагостойкого покрытия армировочных швов.

2.6. Производить непосредственно после обнаружения заделку трещин в армировочных швах влагостойкой шпатлевкой с последующим нанесением гидрофобного покрытия (например, герметика гидроизоляционного «Гермокрон-гидро», ТУ 2513-001-20504464-99).

2.7. Производить ремонт изоляторов, имеющих сколы с размерами менее указанных в п. 1.2 настоящего параграфа. При ремонте производится приклеивание отколотой части к изолятору или покрытие дефектной поверхности влагостойким лаком для наружных работ. Склеивание фарфоровых частей должно выполняться с помощью клея (карбинольного) БФ-4, Б-88 или клея на основе эпоксидной смолы.

При ремонте изоляторов, имеющих царапины и риски на поверхности глубиной менее 0,5 мм, используется полимерное покрытие, разработанное АО НИИПТ (г. С.-Петербург). В качестве покрытия используется кремнийорганическая композиция типа КЛ101, которая обладает высокой гидрофобностью и адгезией к поверхности фарфора. В комплект поставки входят инструкция по нанесению покрытия, кремнийорганическая композиция с подслоем и отвердителем, технологическое оборудование для нанесения покрытия.

2.8. Выполнять после среднего ремонта разъединителей:

— проверку качества монтажа изоляторов (отклонение от вертикали, равенство высот изоляторов, крепеж);

— проверку правильности регулировок (на соответствие заводским нормам) контактов главной цепи в части их соосности и значений контактных нажатий, которые проверяются либо по вытягивающему усилию, либо непосредственным контролем контактного нажатия ламелей с помощью прибора ПКСН-1 (приложение 9.1);

— проверку соответствия выполнения подводящих шлейфов к разъединителям проектной документации.

2.9. Проводить после среднего ремонта разъединителей их опробование путем 3-5-кратного ручного включения-отключения главных и заземляющих ножей для оценки усилий на рукоятки приводов в соответствии с требованиями «Руководства по эксплуатации».

2.10. Выполнить для обеспечения безопасности персонала, проводящего оперирование разъединителями, не менее одного мероприятия из нижеперечисленных:

— установить над ручными приводами разъединителей 110-220 кВ стационарные козырьки из листового металла. Пример установки козырька приведен на рис. 9.3. Установка сетчатых козырьков не допускается;

— заменить ручные приводы полуножей главной цепи разъединителей на электродвигательные с дистанционным управлением. Данное мероприятие целесообразно проводить на разъединителях со сроком службы не более 15 лет;

— на разъединителях напряжением 110 кВ с ручными приводами заменить фарфоровые опорно-стержневые изоляторы на полимерные типа ИОСПК-10.

Рис. 9.3. Установка защитных козырьков над ручными приводами разъединителей серии РНД (3):

1 — лист металлический 1500x800x3 мм (Ст3);

2 — уголок 50x50x2 мм (ГОСТ 8509-86) — 2 шт.; 3 — рама разъединителя
Для шинных разъединителей 110 кВ предпочтительней выполнение второго или третьего мероприятия.

2.11. Создать на каждой электростанции и на каждом предприятии электрических сетей неснижаемый запас опорно-стержневых изоляторов 110 кВ в соответствии с требованиями табл. 4 и 5 «Типовых нормативов резервной коммутационной аппаратуры 110-500 кВ для подстанций и РУ электростанций», утвержденных Минэнерго СССР 2 декабря 1980 г.

2.12. Организовать хранение резервных опорно-стержневых изоляторов таким образом, чтобы была исключена возможность их механических повреждений, заноса снегом, затопления талыми и дождевыми водами, а также была обеспечена возможность периодического осмотра. Изоляторы хранить на настилах, по возможности в вертикальном рабочем положении, в закрытых помещениях или на открытом воздухе под навесом, защищающим их от воздействия атмосферных осадков. У находившихся на хранении изоляторов раз в 1-2 года проверять целостность армировочных швов и их влагостойкого покрытия. При обнаружении дефектов произвести заделку швов и восстановить влагостойкое покрытие, как это указано в п. 2.6 настоящего параграфа.

2.13. Направлять на заводы — изготовители разъединителей рекламации по всем случаям браковки разъединителей и изоляторов в период гарантийного срока. В случае повреждения изолятора, приобретенного для ремонтных целей, рекламацию направлять на завод — изготовитель изолятора.

2.14. В целях упорядочения претензионной работы, для создания базы данных и определения фактических показателей надежности по повреждениям или браковке изоляторов, имевшим место в пределах срока службы 30 лет, направлять на завод-изготовитель и в Департамент генеральной инспекции по эксплуатации электрических станций и сетей РАО «ЕЭС России» заполненный по установленной форме опросный лист согласно приложению 9.2.

3. При техническом перевооружении и реконструкции:

Применять на вновь строящихся объектах, а также при реконструкции и техническом перевооружении действующих объектов на ОРУ 110-220 кВ разъединители:

— преимущественно горизонтально-поворотного типа с одним разрывом на полюс;

— с опорными стержневыми изоляторами (фарфоровыми или полимерными), изготовленными по техническим условиям, согласованным с РАО «ЕЭС России»;

— с герметичными подшипниками качения в опоре изоляционных колонн;

— преимущественно с электродвигательными приводами полуножей главной цепи.

Применение ручных приводов полуножей главной цепи допускается во всех случаях, когда разъединители напряжением 110 кВ укомплектованы полимерными изоляторами типа ИОСПК-10.

Отменяется действие:

— Циркуляра Ц-04-97(э) «О предупреждении поломок опорно-стержневых изоляторов разъединителей 110-220 кВ» (М.: РАО «ЕЭС России», 1997);

— Информационного письма Государственной инспекции по эксплуатации электростанций и сетей Минэнерго СССР «О повреждении опорно-стержневых изоляторов» (№ 18-4/2 от 24.08.81);

— Противоаварийного предписания Государственной инспекции по эксплуатации электростанций и сетей Минэнерго СССР «О повреждении опорных колонок разъединителей» (№ 18-4/1 от 03.06.85);

— Информационного письма Департамента науки и техники РАО «ЕЭС России» «О предотвращении падения опорных колонок разъединителей 110 кВ» (№ 01-6/26 от 24.01.95);

— Информационного письма Департамента эксплуатации энергосистем и электростанций «О повреждениях опорно-стержневых изоляторов разъединителей напряжением 35 кВ и выше и повышении надежности их работы» (№ 04-05 от 29.07.94);

— Оперативного указания ОУ-02-97 «Об осмотре электротехнического оборудования».

В соответствии с Приказом РАО «ЕЭС России» от 06.05.2002 г. № 252 необходимо:

1. При выборе опорно-стержневых изоляторов и разъединителей для нового строительства, реконструкции и технического перевооружения подстанций и распредустройств электростанций напряжением 110-220 кВ, а также плановой их замены руководствоваться требованиями Приказа РАО «ЕЭС России» от 16.11.98 № 229 «О подтверждении соответствия приобретаемого энергетического оборудования требованиям РАО «ЕЭС России» и РД 153-34.0-11.118-2001 «Положение по ведению работ в РАО «ЕЭС России», направленных на подтверждение соответствия приобретаемого энергетического оборудования отраслевым требованиям и условиям эксплуатации». Перечень отечественных опорно-стержневых изоляторов, прошедших аттестацию в межведомственных комиссиях, и импортных, имеющих экспертное заключение, с указанием основных технических характеристик и адресов заводов-изготовителей приведен в таблице 9.5.

2. В целях обеспечения качественных и экономичных поставок за счет централизованных оптовых закупок оборудования заявки на приобретение опорно-стержневых изоляторов и разъединителей направлять в ОАО «Энергостройснабкомплект».

3. При приобретении опорно-стержневых изоляторов в обязательном порядке требовать паспорта заводов-изготовителей на каждое изделие с указанием гарантийного срока эксплуатации для последующего их включения в состав эксплуатационной документации разъединителей. Предприятия-поставщики должны быть аккредитованы в соответствии с Приказом РАО «ЕЭС России» от 29.12.2000 № 730 «О создании отраслевой системы аккредитации и аттестации».

4. В целях накопления и обобщения опыта эксплуатации опорно-стержневых изоляторов новых типов, в особенности полимерных, обеспечить специальный учет их повреждений и предъявлений по каждому такому случаю претензий заводам-изготовителям или предприятиям-поставщикам.
Таблица 9.5

№

п.п.

Тип изолятора, № технических условий

Завод-изготовитель

Примечание

Керамические опорные стержневые изоляторы типов

ИОС-110-400М-УХЛ1,

ИОС-110-600М-УХЛ1

(изготавливаются по ТУ 3493-003-00214646-01)

ОАО «ЭЛИЗ» (Россия, 614112, г. Пермь, ул. Репина, д. 98)

Тел. (3422) 73-09-02 73-01-87

Факс (3422) 73-05-85 73-06-72

Данные изоляторы имеют следующие отличительные особенности от ранее выпускавшихся:

— изоляционное тело изготовлено из высокопрочного фарфора подгруппы С 120 по ГОСТ 20419;

— фланцы изготовлены из высокопрочного или ковкого чугуна и имеют антикоррозионное покрытие;

— армирование изоляторов производится с нанесением компенсационных промазок и использованием цемента марки ПЦ 500 ДОН, имеющего коэффициент линейного расширения не более 0,03%;

— срок службы не менее 30 лет;

— гарантийный срок 10 лет.

Изоляторы прошли испытания на надежность

Керамические опорные стержневые изоляторы типов

ИОС-110-400М-УХЛ1,

ИОС-110-600М-УХЛ1

(изготавливаются по ТУ 3493-012-53467867-2001)

ОАО «ВЗЭФ» (Россия, 182100, Псковская обл., Великие Луки, Октябрьский проспект, д. 115)

Тел. (81153) 5-37-63

Факс (81153) 5-38-12

Данные изоляторы имеют следующие отличительные особенности от ранее выпускавшихся:

— изоляционное тело изготовлено из высокопрочного фарфора подгруппы С 120 по ГОСТ 20419;

— фланцы изготовлены из высокопрочного или ковкого чугуна и имеют антикоррозионное покрытие;

— срок службы не менее 30 лет;

— гарантийный срок 10 лет.

Изоляторы прошли испытания на надежность

Керамические опорные стержневые изоляторы типа ИОС-110-600 (400) (изготавливаются в соответствии с требованиями стандартов МЭК 168 и МЭК 273). Имеется утвержденное экспертное заключение РАО «ЕЭС России» от 25.12.01

ООО «БалтЭлектроИзолятор»

Официальный представитель группы CERAM в России (Россия, 199155, г. Санкт-Петербург, ул. Железноводская, д. 17/5)

Тел/факс (812) 557-75-82

Данные изоляторы имеют следующие отличительные особенности от ранее выпускавшихся:

— изоляционное тело изготовлено из высокопрочного фарфора подгруппы С 130 по ГОСТ 20419;

— фланцы изготовлены из высокопрочного или ковкого чугуна и имеют антикоррозионное покрытие;

— срок службы не менее 30 лет;

— гарантийный срок 30 лет.

Изоляторы прошли испытания на надежность

Полимерные изоляторы (силовой элемент — стержень) типов:

ИОСПК-10-110/450-IV-УХЛ1,

ИОСПК-10-110/480-IV-УХЛ1,

ИОСПК-10-110/550-IV-УХЛ1

(изготавливаются по ТУ 3494-001-52314081-99)

ООО «Альфа-Энерго» (Россия, 620066, г. Екатеринбург, ул. Шефская, д. 1)

Тел. (3432) 65-71-77,

Факс (3432) 49-15-00;

МФ ООО «Альфа-Энерго» (Россия, 109432, Москва, 2-й Кожуховский проезд, д. 23, офис 4а)

Тел. (095)7 43-61-81

Факс (095) 249-08-39, доб. 203

Данные полимерные изоляторы взаимозаменяемы с керамическими

ИОС-110-400-I(II)-УХЛ1,

ИОС-110-600-I(II)-УХЛ1,

С4-450-I(II)-УХЛ1,

С4-550-I(II)-УХЛ1,

С6-450-I(II)-УХЛ1,

С6-550-I(II)-УХЛ1.

Прошли полный объем испытаний в составе разъединителей серий РНДЗ, РДЗ, SGF и РГ на напряжение 110 кВ. Соответствующие типоисполнения введены в действующие ТУ на перечисленные серии разъединителей. Можно заказывать как для ремонтных целей, так и в составе разъединителя

Полимерные изоляторы (силовой элемент — труба) типов

ИОСК-6-110/450-I(II)-УХЛ1,

ИОСК-6-110/480-I(II)-УХЛ1,

ИОСК-20-110/480-I(II)-УХЛ1,

ИОСК-6-110/550-I(II)-УХЛ1,

ИОСК-20-110/550-I(II)-УХЛ1

(изготавливаются по ТУ 3494-003-21639232-00)

АООТ «Энергия-21» (Россия, 457040, г. Южноуральск, Челябинской области, ул. Заводская, д. 1)

Тел. (35134) 9-82-17

Факс (35134) 5-61-88

Данные полимерные изоляторы взаимозаменяемы с керамическими типов

ИОС-110-400-I(II)-УХЛ1,

ИОС-110-600-I(II)-УХЛ1,

С4-450-I(II)-УХЛ1,

С4-550-I(II)-УХЛ1,

С6-450-I(II)-УХЛ1,

С6-550-I(II)-УХЛ1.

Изолятор типа ИОСК-6-550-II-УХЛ1 прошел испытания в составе разъединителя типа РГ-110/2000 УХЛ1

Полимерные изоляторы (силовой элемент — труба) типов

СПК-6-35/190-II-УХЛ1,

СПК-6-110/450-II-УХЛ1,

СПК-6-110/550-II-УХЛ1 (изготавливаются по ТУ 3494-016-06986604-2000)

ЗАО «Феникс-88» (Россия, 630088, г. Новосибирск, ул. Немировича-Данченко, д. 167)

Тел. (3832) 46-03-84

Факс (3832) 46-01-63

Данные полимерные изоляторы взаимозаменяемы с керамическими типов

ИОС-35-500(…1000)-УХЛ1,

ИОС-110-300(…600)-УХЛ1,

С4(…10,0)-200-I-УХЛ1,

С4(…12,5)-450-II-УХЛ1 и

С4(…12,5)-550-I-УХЛ1.

Изолятор типа СПК-6-110/450-II-УХЛ1 прошел испытания в составе разъединителя типа РДЗ-110

Полимерные изоляторы (силовой элемент — труба) типов

СПК-4-450-I(II)-УХЛ1,

СПК-6-450-I(II)-УХЛ1,

СПК-8-450-I(II)-УХЛ1,

СПК-10-450-I(II)-УХЛ1,

СПК-12,5-450-I(II)-УХЛ1

(изготавливаются по техническим условиям ТУ 3494-001-53468973-2002)

ЗАО «Комета-Энергомаш» (Россия, 630045, г. Новосибирск, ул. Королева, д. 40)

Тел. (3832) 77-17-92

Данные полимерные изоляторы взаимозаменяемы с керамическими типов

ИОС-110/400-УХЛ1,

ИОС-110/600-УХЛ1,

С4(…10,0)-450-I(II)-УХЛ1.

Изоляторы типа СПК-6-450-II-УХЛ1 прошли испытания в составе разъединителя типа РНДЗ-110/2000

Полимерные изоляторы (силовой элемент — стержень) типов

ИОСПК-2-10/75-IV-УХЛ1,

ИОСПК-4-35/190-IV-УХЛ1,

ИОСПК-6-110/450-II-УХЛ1

(изготавливаются по ТУ 3494-001-5346873-2002)

ООО «Полимеризолятор» (182100, г. Великие Луки, пр-т Октябрьский, д. 79)

Тел. (81153) 5-02-00

Факс (81153) 5-16-09

Телетайп 333112 «Ролик»

Данные полимерные изоляторы взаимозаменяемы с керамическими типов

С4-80-I(II)-УХЛ1,

С4-195-I(II)-УХЛ1 и

С4-450-I(II)-УХЛ1.

Изоляторы прошли испытания в составе разъединителей

РЛНД-10/400-УХЛ1,

РДЗ-35/1000-УХЛ1,

РГ-35/2000-УХЛ1,

РДЗ-110/2000-УХЛ1

ИРГ-110/2000-УХЛ1

* Под взаимозаменяемостью полимерных опорных изоляторов с керамическими подразумевается совпадение основных механических (кроме жесткости на изгиб и кручение) и электрических параметров, габаритных и присоединительных размеров. Возможность замены керамических изоляторов в составе разъединителя на полимерные должна быть подтверждена положительными результатами испытаний на механическую износостойкость, в условиях образования льда и на стойкость при сквозных токах к.з.

Приложение 9.1
ПРИБОР КОНТРОЛЯ УСИЛИЯ НАЖАТИЯ ПКСН-1
Прибор ПКСН-1 предназначен для контроля усилия нормального нажатия в отдельной паре контактов ламельного типа разъединителей 10-750 кВ и ячеек КРУ 6-10 кВ.

№ п.п.	Наименование параметра, размерность	Значение параметра
1	Диапазон контролируемых усилий нажатия, кгс	От 0 до 100
2	Основная относительная погрешность, %	1,5
3	Дискретность контроля усилий нажатия, кгс	0,1
4	Вид представляемой информации о контролируемом усилии	Цифровой
5	Напряжение питания, В, от встроенного источника постоянного тока (от сети переменного тока 50 Гц)	12,6(220)
6	Время непрерывной работы аккумулятора до его перезарядки, ч, не менее	16
7	Рабочий диапазон температуры окружающего воздуха, °С	040
8	Относительная влажность воздуха, %	До 98

МЭС (ПМЭС, ПС), АО-энерго (ТЭС, ГЭС, ПЭС, ПС), АО-электростанция

№ п.п.	Тип изолятора и дата повреждения	Предлриятие-изготовитель	Дата выпуска изолятора (заводской номер)	Место установки повредившегося изолятора	Условия, при которых произошло повреждение	Характер повреждения	Количество операций, выполненных разъединителем к моменту повреждения
1	2	3	4	5	6	7	8

Примечания 1. Сведения подаются один раз в полгода. Форма представления информации может быть не табличная. В этом случае описание каждого повреждения должно быть представлено на отдельном листе. 2. В графе 3 в случаях, когда не удается установить предприятие-изготовитель, приводится подробное описание товарного знака. 3. В графе 5 указывается назначение повредившегося изолятора: шинная опора, изоляционная колонка разъединителя, тип разъединителя. Для разъединителей 220 кВ указывается место изолятора в изоляционной колонке. 4. В графе 6 описываются условия, при которых могло произойти повреждение: в стационарном состоянии, при включении или отключении разъединителя или при прохождении сквозного тока к.з., приводится также полная информация по метеоусловиям (в момент повреждения и предшествующий период). 5. В графе 7 подробно описывается характер повреждения с указанием места: вблизи узла армировки («верх» или «низ»), тело «фарфора». 6. Представляемая информация подписывается техническим руководителем энергопредприятия.

Раздел 9 АППАРАТУРА РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И ПОДСТАНЦИЙ

Источник

Данный способ имеет неустранимые методические недостатки:

существенные погрешности пересчета из-за изменения коэффициента трения в ламельных контактах (зависит от большого числа причин, учесть которые для практического использования не представляется возможным — особенно характерно для условий эксплуатации);
истирание шаблона и его покрытий при проведении операций контроля, ведущее к изменению силы трения;
невозможность точного отсчета показаний динамометра при вытягивании шаблона из неподвижных контактов (когда после приложения вытягивающего усилия движение шаблона происходит рывками) и т.п.

Такой прибор был разработан в ОАО «ВНИИ Электроэнергетики» по техническому заданию РАО «ЕЭС России».

Прибор ПКСН-1 обеспечивает контроль силы нажатия в отдельной паре ламелей контактов врубного типа (контакт электрической цепи, образующийся введением плоской контакт-детали между двумя пружинящими контакт-деталями) отключенных разъединителей 10 — 750 кВ и ячеек КРУ 6 — 10 кВ.

Прибор ПКСН-1 состоит из контрольного щупа, блока измерения и соединительных кабелей. Контрольный щуп выполнен на основе тензорезисторного датчика. Блок измерения служит для обработки сигнала, поступающего с контрольного щупа, и цифровой индикации значения силы нормального контактного нажатия. Контроль и регулировку силы нажатия с помощью прибора может выполнять один человек.

Прибор ПКСН-1 осуществляет преобразование и обработку сигнала силоизмерительного датчика, его обработку и индикацию без отображения информации на цифровом табло силы.

Прибор ПКСН-1 выполнен переносным, пригодным к эксплуатации в условиях открытых распредустройств.
При проектировании прибора были предусмотрены меры по обеспечению помехоустойчивости схемы прибора в условиях электромагнитных полей, присущих энергетическим объектам.

Источник

Предложите, как улучшить StudyLib

(Для жалоб на нарушения авторских прав, используйте

другую форму
)

Ваш е-мэйл

Заполните, если хотите получить ответ

Оцените наш проект

Источник

Переносной цифровой прибор ПКСН-1 предназначен для непосредственной оценки силы нажатия в отдельной паре ламелей контактов врубного типа отключенных разъединителей 10…750 кВ и ячеек КРУ 6…10 кВ. Контроль и регулировку силы нажатия может выполнять один человек. Помехоустойчив в условиях электромагнитных полей. Диапазон усилий нажатия 0…100 кГс ± 1,5%. Дискретность 0,1 кГс. Питание от встроенного источника постоянного тока и от сети ~220 В/ 50 Гц. Рабочий диапазон окружающей среды 0…+ 40°С, влажность до 98%.

Производитель:
Россия, СНГ

Цена: требует уточнения

Источник

Краткое описание прибора ПКСН-1:

Данный способ имеет неустранимые методические недостатки:

существенные погрешности пересчета из-за изменения коэффициента трения в ламельных контактах (зависит от большого числа причин, учесть которые для практического использования не представляется возможным — особенно характерно для условий эксплуатации);
истирание шаблона и его покрытий при проведении операций контроля, ведущее к изменению силы трения;
невозможность точного отсчета показаний динамометра при вытягивании шаблона из неподвижных контактов (когда после приложения вытягивающего усилия движение шаблона происходит рывками) и т.п.

Такой прибор был разработан в ОАО «ВНИИ Электроэнергетики» по техническому заданию РАО «ЕЭС России».

Источник