Лекционные материалы по ремонту распределительных устройств

Лекционные материалы
для обучения по программе подготовки по профессии
«Электромонтер по ремонту и обслуживанию электрооборудования»
(5-6 разряд)
Наименование темы Оборудование распределительных устройств и их ремонт
Номер темы:
в тематическом плане
3.6
в сборнике лекций
11
Количество часов на тему
14
Количество занятий
7
Занятие 1,2
«Электрооборудование до 1000 В»
Занятие 3-6
«Электрооборудование выше 1000 В»
Занятие 7
«Планирование и организация ТОР. Техническое
обслуживание и ремонт электрооборудования до и
выше 1000 В соответствии с РД-29.020.00-КТН-02717. Испытание электрооборудования дои выше 1000
В после ремонта»
Примечания:
1. Разделение тем по занятиям носит условно-рекомендательный характер.
Распределение зависит от педагогического работника, уровня подготовки и способностей
обучающихся конкретной группы.
2. В конце каждого раздела темы представлен материал, предназначенный для закрепления
пройденного материала.
Обозначения и сокращения
БПО база производственного обслуживания;
ВВФ – внешние воздействующие факторы;
ВЛ  воздушная линия электропередачи;
ВН  высокое напряжение;
ЗРУ  закрытое распределительное устройство;
КЗ  короткое замыкание;
КЛ  кабельная линия электропередачи;
КР  капитальный ремонт;
КРУ  комплектное распределительное устройство;
КРУН  комплектное распределительное устройство наружной установки;
КС  контактное соединение;
КТП  комплектная трансформаторная подстанция;
КТС  контроль технического состояния;
ЛПДС  линейная производственно-диспетчерская станция;
ЛЧ  линейная часть;
ЛЭП  линия электропередачи;
МНА  магистральный насосный агрегат;
МП РЗА  микропроцессорная РЗА;
НКУ  низковольтное комплектное устройство;
НН  низкое напряжение;
ОПН  ограничитель перенапряжений;
ОПУ общеподстанционный пункт управления;
ОРУ  открытое распределительное устройство;
ОГЭ  отдел главного энергетика;
ОСТ  организации системы «Транснефть»;
ПНА  подпорный насосный агрегат;
ПККЭ – прибор контроля качества электроэнергии;
ПЧ – преобразователь частоты;
РНУ  районное (региональное) нефтепроводное управление;
СИ  средство измерений;
ТЗ  техническое задание;
ТН  трансформатор напряжения;
ТО  техническое обслуживание;
ТО1 – техническое обслуживание с периодичностью один раз в месяц;
ТО3  техническое обслуживание с периодичностью один раз в три месяца;
ТО6  техническое обслуживание с периодичностью один раз в шесть месяцев;
ТО12  техническое обслуживание с периодичностью один раз в год;
ТО24  техническое обслуживание с периодичностью один раз в два года;
ТОР  техническое обслуживание и ремонт;
ТР  текущий ремонт;
ТС  техническое состояние;
ТТ  трансформатор тока;
УЗО  устройство защитного отключения;
УО ЭО  участок обслуживания энергетического оборудования;
УПП  устройство плавного пуска;
УРН ЭО  участок ремонта и наладки энергетического оборудования;
УШР  управляемый шунтирующий реактор;
ЩСУ  щит станции управления;
ЭД  электродвигатель;
ЭТЛ - электротехническая лаборатория;
ЭМУ  электромагнит управления;
ЭЛэлектролаборатория;
cosφкоэффициент мощности;
Iном номинальный ток;
S1продолжительный номинальный режим ЭД;
S2кратковременный номинальный режим ЭД;
S3повторно-кратковременный номинальный режим ЭД;
S4повторно-кратковременный номинальный режим ЭД;
tgδтангенс угла диэлектрических потерь;
Uном номинальное напряжение.
Занятие 1,2 «Электрооборудование до 1000 В»
Выдержка
Назначение и классификация электрических аппаратов.
из программы: Основные элементы и особенности работы электрических аппаратов:
электрическая дуга и устройства отключения, приводные устройства
аппаратов.
Электрооборудование до 1000 В. Пусковые и регулирующие
аппараты в сетях напряжением до 1000 В: рубильники, контакторы
(электромагнитные, вакуумные, тиристорные), магнитные пускатели
(электромагнитные,
тиристорные),
плавкие
предохранители,
автоматические выключатели, резисторы, устройства защитного
отключения (тип, назначение, устройство, характеристики и выбор
согласно основным параметрам). Размещение аппаратов управления и
распределительных устройств в сетях напряжением до 1000 В.
Распределительные устройства, применяемые на объектах ОСТ (НКУЭ98, Freecon, Sivacon S8).
Технические требования к щитам станций управления,
применяемым на объектах магистральных трубопроводов в
соответствии
с
ОТТ-29.020.00-КТН-076-15
«Магистральный
трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Щиты станций
управления. Общие технические требования».
Технические требования к комплектным устройствам для
управления и защиты специализированным разным в соответствии с
ОТТ-75.180.00-КТН-094-10
«Комплектные
устройства
для
управления и защиты специализированные разные. Общие
технические требования».
11.1 Назначение и классификация электрических аппаратов.
11.1.1 Назначение электрических аппаратов
Электрический аппарат – это электрическое устройство, которое используется для
включения и отключения электрических цепей, контроля, измерения, защиты, управления и
регулирования установок, предназначенных для передачи, преобразования, распределения и
потребления электроэнергии.
Электрические аппараты общепромышленного назначения, электробытовые аппараты
и устройства выпускаются напряжением до 1 кВ, высоковольтные – свыше 1 кВ. До 1 кВ
делятся на аппараты ручного, дистанционного управления, аппараты защиты и датчики.
Электрические аппараты классифицируются по ряду признаков:
1. по назначению, т. е. основной функции выполняемой аппаратом,
2. по принципу действия,
3. по характеру работы
4. роду тока
5. величине тока
6. величине напряжения (до 1 кВ и свыше)
7. исполнению
8. степени защиты (IP)
9. по конструкции
11.1.2 Классификация электрических аппаратов
Классификация электрических аппаратов в зависимости от назначения:
1. Аппараты управления, предназначены для пуска, реверсирования, торможения,
регулирования скорости вращения, напряжения, тока электрических машин, станков,
механизмов или для пуска и регулирования параметров других потребителей электроэнергии
в системах электроснабжения. Основная функция этих аппаратов - это управление
электроприводами идругими потребителями электрической энергии. Особенности: частое
включение, отключение до 3600 раз в час т.е. 1 раз в секунду.
К ним относятся электрические аппараты ручного управления - пакетные
выключатели и переключатели, рубильники, универсальные переключатели, контролеры и
командоконтроллеры, реостаты и др., и электрические аппараты дистанционного
управления - электромагнитные реле, пускатели, контакторы и т. д.
2. Аппараты защиты, используются для коммутации электрических цепей, защиты
электрооборудования и электрических сетей от сверхтоков, т. е. токов перегрузки, пиковых
токов, токов короткого замыкания.
К ним относятся плавкие предохранители, тепловые и токовые реле, автоматические
выключатели и др.
3. Контролирующие аппараты, предназначены для контроля заданных электрических
или неэлектрических параметров. К этой группе относятся датчики. Эти аппараты
преобразуют электрические или неэлектрические величины в электрические и выдают
информацию в виде электрических сигналов. Основная функция этих аппаратов заключается
в контроле за заданными электрическими и неэлектрическими параметрами.
К ним относятся датчики тока, давления, температуры, положения, уровня,
фотодатчики, а также реле, реализующие функции датчиков, например - реле контроля
скорости (РКС), реле времени, напряжения, тока.
Классификация электрических аппаратов по принципу действия
По принципу действия электроаппараты разделяются в зависимости от характера
воздействующего на них импульса. Исходя из тех физических явлений, на которых основано
действие аппаратов, наиболее распространенными являются следующие категории:
1. Коммутационные электрические аппараты для замыкания и размыкания
электрических цепей при помощи контактов, соединенных между собой для обеспечения
перехода тока из одного контакта в другой или удаленных друг от друга для разрыва
электрической цепи (рубильники, переключатели, …)
2. Электромагнитные электрические аппараты, действие которых зависит от
электромагнитных усилий, возникающих при работе аппарата (контакторы, реле, …).
3. Индукционные электрические аппараты, действие которых основано на
взаимодействии тока и магнитного поля (индукционные реле).
4. Катушки индуктивности (реакторы, дроссели насыщения).
Классификация электрических аппаратов по характеру работы
По характеру работы электрические аппараты различают в зависимости от режима той
цепи, в которой они установлены:
1. Аппараты, работающие длительно,
2. предназначенные для кратковременного режима работы,
3. работающие в условиях повторно-кратковременной нагрузки.
Классификация электрических аппаратов по роду тока
По роду тока: постоянного и переменного.
11.2. Электрооборудование до 1000 В
11.2.1 Рубильники
Выключатели-разъединители (рубильники) - контактный коммутационный аппарат,
способный включать, проводить и отключать токи в нормальных условиях цепи, в том числе
при оговоренных рабочих перегрузках, а также в течение установленного времени
способный проводить ток в оговоренных аномальных условиях, например при коротком
замыкании.
Рис.11.1 Рубильник ВР-32
Рубильник (рисунок 11.1): а) - Рубильник ВР-32 на одно направление трехполюсный с
боковой рукояткой выключателя, б) - Рубильник ВР-32 на два направления трехполюсный с
боковой смещенной рукояткой.
Структура условного обозначения рубильников серии ВР32 приведена на рисунке 11.2.
ВР32- ХХ Х ХХХХХ – ХХ ХХХХ
вид аппарата
ВР
номер серии
32
номинальный ток (31 -100 А, 35 - 250 А, 37 - 400 А, 39 - 630 А)
ХХ
условное обозначение съемности рукоятки (А - несъемная, В - съемная)
Х
число полюсов и число направлений
Х
Х
Х
Х
Х
ХХ
Х3
наличие или отсутствие дугогасительных камер (0 - отсутствие дугогасительных камер,
1 - наличие дугогасительных камер)
расположение плоскости присоединения внешних зажимов контактных выводов: (1 параллельно плоскости монтажа, 2 - перпендикулярно плоскости монтажа, 3 комбинированное: ввод параллельно, вывод перпендикулярно плоскости монтажа, 4 комбинированное: ввод перпендикулярно, вывод параллельно плоскости монтажа)
вид рукоятки ручного привода (0 - без рукоятки, 2 - боковая рукоятка, 4 - передняя
смещенная рукоятка, 5 - боковая смещенная рукоятка)
наличие или отсутствие вспомогательных контактов: (0- без вспомогательных
контактов, 1 - со вспомогательными контактами)
степень защиты рукоятки рубильнивавр 32 со стороны привода (00 - IРОО, 32 - IР32)
климатическое исполнение (УХЛ, Т) и категория размещения (3) по ГОСТ 15150
Рис. 11.2 Структура условного обозначения рубильников серии ВР32
11.2.2 Контакторы
Контактор — это двухпозиционный коммутационный аппарат с самовозвратом,
предназначенный для частых коммутаций токов, не превышающих токи перегрузки, и
приводимый в действие приводом (пример, рисунок 11.3).
Рис. 11.3 Контактор электромагнитный серии КТ 6653-УЗ
Электромагнитные контакторы. Электромагнитные контакторы нашли широкое
применение в электроустановках. Включение контактной системы в них осуществляется
электромагнитом.
На конструктивной схеме (рисунок 11.4) контактор изображен в момент отключения,
когда напряжение с катушки 15, установленной на сердечнике 14, снято и подвижная система
под действием пружины 11пришла в нормальное положение. Дуга, возникшая между
контактами 2 и 7, гасится в камере 5 с изоляционными перегородками 4. Втягивание дуги в
камеру происходит за счет магнитного поля, созданного магнитной системой, состоящей из
катушки 16, включенной последовательно в главную цепь, стального сердечника 1и полюсных
наконечников 17. На выходе из камеры установлена пламягасительная решетка 3,
препятствующая выходу ионизированных газов за пределы камеры.
Рис. 11.4 Конструктивная схема электромагнитного контактора
Для включения контактора подается напряжение на зажимы катушки 13 путем нажатия
кнопки SB1. В катушке создается магнитный поток, притягивающий якорь 10 к сердечнику.
На якоре укреплен подвижный контакт 7, который после соприкосновения с неподвижным
контактом 2 скользит по его поверхности, разрушая пленку окислов на поверхности
контактов. Нажатие в контактах создается пружиной 8. Контактные накладки 6 из серебра
обеспечивают минимальное переходное сопротивление. В некоторых случаях накладки
выполняются из дугостойкой металлокерамики. Контактор удерживается во включенном
положении своей катушкой. После включения контактора замыкаются вспомогательные
контакты 12 (SQ), шунтирующие кнопку SB1, поэтому размыкание пусковой кнопки не
разрывает цепь катушки 15 (КМ).
На якоре 10 предусмотрена немагнитная прокладка из латуни 9, которая уменьшает
силу притяжения, обусловленную остаточной индукцией в сердечнике. Таким образом, при
снятии напряжения с катушки 15 якорь не «залипает». При значительном снижении
напряжения в цепи управления, а также при его исчезновении контактор автоматически
отключается.
Для отключения контактора достаточно нажать на кнопку SB2, которая разомкнет цепь
питания катушки 15.
Цепь управления контактором может получать питание от первичной цепи. Защита
электродвигателя в рассмотренной схеме осуществляется автоматическим выключателем QF.
Контакторы электромагнитные серии КТИ предназначены для использования в
схемах управления электроприводами для пуска и остановки трехфазных асинхронных
электродвигателей с короткозамкнутым ротором в электрических сетях с номинальным
напряжением до 1000 В переменного тока частоты 50 Гц, а также могут быть использованы
для включения и отключения других электроустановок.
Контакторы КTИ (рисунок11.5) являются электромагнитными аппаратами
переменного тока, магнитные системы которых разделены на две части: неподвижную,
эластично закрепленную в основании из пластмассы, и подвижную с контактами для
коммутации силовой цепи. Управление работой контактора осуществляется с помощью
многовитковой катушки, расположенной на среднем стержне неподвижной части Ш-образной
магнитной системы.
Под воздействием электромагнитного поля втягивающей катушки, возникающего при
протекании через нее тока, происходит смыкание магнитной системы и преодолевается
противодействие возвратной пружины и пружин контактных мостиков. Для предотвращения
детонации предусмотрены массивные короткозамкнутые алюминиевые кольца,
запрессованные в полюсные наконечники неподвижной части магнитной системы.
КТИ 54000
Контактор
«Тяжёлый»
Торговой марки ИЭК
5 – габарит
400 А – категории АС-3
0 – нереверсивный
Рис. 11.5 Контактор КTИ
Вакуумные контакторы.
Вакуумные контакторы низковольтные общепромышленного назначения открытого
исполнения с естественным воздушным охлаждением, встраиваемые в комплектные
устройства выпускаются отечественными и иностранными производителями. Они
предназначены для частых коммутаций электрических цепей переменного тока частотой 50
Гц с напряжением до 1140 В.
Рис. 11.6 Вакуумный контактор серии КВТ
Контакторы встраиваются в комплектные устройства электроустановок для включения
и отключения приемников электрической энергии. Вакуумные контакторы характеризуются
небольшими габаритными размерами и малой массой. Они рассчитаны на длительный срок
службы при минимальных затратах на обслуживание.
Вакуумный контактор серии КВТ (рисунок 11.6) с дугогасительными камерами КДВ.
Оригинальность конструкции контактов дугогасительных камер заключается в том, что
контактная поверхность выполнена в виде сферы, что дает большую площадь контакта по
сравнению с плоскими контактами электромагнитных контактов.
11.2.3 Магнитные пускатели
Магнитные пускатели открытого исполнения предназначены для установки на панелях,
в закрытых шкафах и других местах, защищенных от попадания пыли и посторонних
предметов.
Магнитные пускатели защищенного исполнения предназначены для установки внутри
помещений, в которых окружающая среда не содержит значительного количества пыли.
Магнитные пускатели пылебрызгонепроницаемого исполнения предназначены как для
внутренних, так и для наружных установок в местах, защищенных от солнечных лучей и от
дождя (под навесом).
Устройство и принцип работы магнитного пускателя схож с контакторами серии КТИ
КМИ.
Наиболее распространенные серии пускателей с контактной системой и
электромагнитным приводом: ПМЕ, ПМА, ПА, ПВН, ПМЛ, ПВ, ПАЕ, ПМ. Пускатели
выпускаются в открытом, защищенном и пылебрызгонепроницаемом исполнениях, с
тепловыми реле и без них, бывают реверсивными и нереверсивными.
В настоящее время широкое распространение получили магнитные пускатели типа
ПМЛ, которые применяются в стационарных установках для дистанционного пуска
непосредственным подключением к сети, остановки и реверсирования трехфазных
асинхронных электродвигателей с короткозамкнутым ротором, на номинальный
коммутируемый ток от 9 до 95 А, номинальное напряжения 400-660 В и частоты 50 и 60 Гц.
ПМ12-1000 100 380В
2NC+2NO
ПМ12 – серия пускателя
1000 А по категории АС3
1 - без теплового реле
нереверсивный
0 - степень защиты IP 00
без оболочки
0 - дополнительные
контакты (2NC+2NO – 2
нормально замкнутых, 2
нормально открытых)
380 В Номинальное
напряжение по изоляции
Рис. 11.7 пускатель ПМ12
Магнитные пускатели ПМЛ имеют одну или две группы встроенных замыкающих или
размыкающих свободных контактов. Кроме того, предусмотрены приставки серии ПКЛ,
разработанные с целью расширения возможностей использования магнитных пускателей в
разных производственных сферах, когда появляется необходимость увеличения цепей
вторичной коммутации в системах автоматизации и дистанционного управления. Для
получения задержки времени включения или отключения электрических аппаратов и цепей
вторичной коммутации предназначены пневматические приставки выдержки времени ПВЛ.
Приставки не имеют собственного привода и устанавливаются в направляющих на головку
ПМЛ или на боковой платформе.
Пускатели электромагнитные серии ПМ-12 (рисунок 11.7) предназначены для
применения в цепях переменного тока напряжением до 660В частотой 50 и 60 Гц для
дистанционного пуска и остановки электродвигателей.
Винтовые зажимы.
Трёхполюсное исполнение на ток от 63 до 1000А по категории AC3.
Номинальный ток до 1000 А
Выбор контакторов и магнитных пускателей производится:
- по напряжению установки Uуст ≤ Uном
- по роду и значению тока Iнорм ≤Iном, Iмах ≤Iном
- по мощности подключаемых электродвигателей Рподкл ≤Рдоп
- по категории применения.
В зависимости от режима работы контакторы и пускатели различаются по категориям
применения (согласно ГОСТ Р 50030.4.1): на переменном токе АС-1, АС-2, АС-3, АС-4, АС5a, AC-5b АС-6a, AC-6b, АС-7a, AC-7b, АС-8a, AC-8b; на постоянном токе DС-1, DС-2, DС-3,
DС-4, DС-5 (ГОСТ Р 50030.4.1-2012). Контакторы категории АС-1 рассчитываются на
применение в цепях электропечей сопротивления и коммутируют только номинальный ток.
Контакторы категории АС-2 рассчитываются на пуск электродвигателей с фазным ротором и
коммутируют ток 2,5Iном. Контакторы категории АС-3 рассчитываются на пуск
электродвигателей с короткозамкнутым ротором и на отключение вращающихся
электродвигателей и коммутируют ток 6-10Iном. Контакторы категории АС-4 рассчитываются
на пуск электродвигателей с короткозамкнутым ротором и на отключение неподвижных или
медленно вращающихся электродвигателей, они коммутируют токи 6-10Iном.
11.2.4 Бесконтактные (тиристорные) пускатели.
Взамен традиционных коммутационных аппаратов, имеющих контакты и устройства
для гашения дуги, возникающей при отключении токов, в настоящее время внедряются
бесконтактные аппараты, основанные на применении полупроводников.
В силовых цепях для отключения тока применяют устройства на основе тиристоров.
Тиристор — управляемый полупроводниковый прибор, состоящий из четырехслойного
кристалла кремния со структурой р-п-р-п. Внешние выводы от крайних слоев служат катодом
и анодом, а вывод от одной внутренней базовой области служит управляющим электродом.
Если на управляющий электрод ток не подается, то тиристор заперт (в определенных пределах
воздействующих напряжений). Если на управляющий электрод подан ток, то тиристор,
находящийся под анодным напряжением, переходит в состояние проводимости. На этих
свойствах тиристора основано устройство однофазного силового ключа для коммутации
переменного тока. Тиристоры (рисунок 11.8) VS1, VS2 включены встречно-параллельно. Если
на управляющие электроды подаются маломощные импульсы от блока управления БУ,
синхронные с анодным напряжением, то тиристор VS1проводит ток первую половину
периода, a VS2— вторую половину периода. Цепь остается включенной в течение всего
времени, пока подаются управляющие импульсы. При их снятии запирание тиристоров
происходит автоматически после прохождения переменного тока в силовой цепи через нуль.
Следовательно, время отключения составляет полпериода, т.е. 0,01 с, что в 10-20 раз меньше,
чем у традиционных выключателей.
В запертом состоянии тиристор выдерживает определенное напряжение («обратное
напряжение»). Гальваническая связь отключенных частей цепи сохраняется вследствие
несовершенства полупроводникового контакта, т. е. в цепи протекает ток утечки. Этот
недостаток устраняют, включая последовательно в цепь контактный аппарат, который
отключает цепь в обесточенном состоянии.
L
VD1
L
VS1
VS1
VS2
R
K
VS2
БУ
C
VD2
C
Силовой однофазный тиристорный ключ
Тиристорный ключ с диодом
Рис. 11.8 тиристорные пускатели
Особенностью тиристоров является повышенное падение напряжения на
полупроводниковом контакте, что приводит к значительному выделению мощности и,
следовательно, нагреву контакта. Полупроводниковые приборы требуют интенсивного
охлаждения — воздушного или водяного.
В качестве блока управления, создающего управляющие импульсы, строго синхронные
с действующим переменным напряжением, могут применяться схемы с магнитными
усилителями или модуляторами импульсов.
На рисунке 11.8 показана схема тиристорного ключа с применением диодов. Импульсы
управления формируются из анодных напряжений тиристоров. Если на аноде тиристора VS1
положительная полуволна напряжения, то при замыкании контактов реле К через диод VD1.
и резистор R пройдет импульс тока управления на управляющий электрод тиристора VS1. В
результате тиристор VS1 включится, анодное напряжение упадет почти до нуля, поэтому
сигнал управления исчезнет, но тиристор останется в проводящем состоянии до перехода тока
через нуль. В следующий полупериод аналогично включается тиристор VS2. Пока контакты
реле К будут включены, тиристоры будут автоматически поочередно включаться, обеспечивая
прохождение тока от источника к нагрузке.
Тиристорные ключи являются основой схем тиристорных пускателей (рисунок 11.9).
Силовые тиристоры VS1 — VS6коммутируют ток. Контакты К1 — КЗ управляются реле К,
которое включено через разделительный трансформатор Т, выпрямитель UZ1и транзистор
VTк основной сети. При пуске нажатием кнопки SBCзамыкается цепь реле К, которое
включает свои контакты в цепях тиристорных ключей и силовая цепь замыкается через
тиристоры VS1 — VS6. При останове электродвигателя нажатием кнопки SBTразмыкается
цепь реле К, контакты К1 — КЗ размыкаются, управляющие импульсы не поступают на
тиристоры и при переходе тока через нулевое значение они закрываются. Управление может
осуществляться автоматически.
Трансформаторы тока ТА1, ТА2подают сигнал перегрузки в блок защиты (БЗ),
который, воздействуя на базу транзистора, снимает питание с реле Ки тем самым отключает
пускатель.
Промышленностью выпускаются тиристорные пускатели ПТ-16-380-У5 и ПТ-40-380У5 на 16 и 40 А, 380 В, где применена несколько иная схема с управлением тиристорами
широтно-импульсным методом.
L
T
TA1
R1
UZ1
L
L
TA2
UZ2
VD1
VT
K
SBT
SBC
VD5
VS1
VS2
VS3
VS4
VS5
VS6
R2
K1
R3
K2
R4
K3
Б3
VD2
K4
VD3
VD4
C
VD6
C
C
Рис. 11.9 Схема тиристорного пускателя
Достоинством бесконтактных аппаратов являются: отсутствие подвижной контактной
системы; отсутствие дуги или искры; высокое быстродействие; частота срабатывания 10 5-106
в час; допустимость работы во взрывоопасных помещениях; простота управления слабыми
сигналами; высокая надежность работы. В настоящее время тиристорные коммутационные
устройства находят применение на АЭС, где требуется высокая надежность и большая
скорость переключений в агрегатах бесперебойного питания и других цепях повышенной
надежности.
11.2.5 Плавкие предохранители.
Предохранители (рисунок 11.10) предназначены для защиты отдельных аппаратов и
участков сети от токов короткого замыкания и токов перегрузки.
При выборе предохранителя предъявляются следующие требования:
1. время-токовая характеристика предохранителя должна проходить ниже, но
возможно ближе к времятоковой характеристике защищаемого объекта;
2. при коротком замыкании предохранители должны работать селективно;
3.время срабатывания предохранителя при коротком замыкании должно быть
минимально возможным, особенно при защите полупроводниковых приборов.
Предохранители должны работать с токоограничением;
Рис. 11.10 Плавкие предохранители
4. в связи с возросшей мощностью установок предохранители должны иметь высокую
отключающую способность;
5. замена сгоревшего предохранителя или плавкой вставки не должна требовать много
времени.
Рассмотрим плавкие предохранители с мелкозернистым наполнителем ПН-2
(рисунок 11.11). Эти предохранители имеют: 1-корпус квадратного сечения, который
изготавливается из прочного фарфора или стеатита. Внутри корпуса расположены ленточные
плавкие вставки-2 и наполнитель — кварцевый песок-3. Плавкие вставки привариваются к
диску-4, который крепится к пластинам-5, связанным с ножевыми контактами-9. Пластины-5
крепятся к корпусу винтами. В качестве наполнителя в предохранителях ПН-2 используется
кварцевый песок с содержанием SiO2 не менее 98 %, с зернами размером (0,2—0,4)10-3 м и
влажностью не выше 3 %. Перед засыпкой песок тщательно просушивается при температуре
120—180 °С. Зерна кварцевого песка имеют высокую теплопроводность и хорошо развитую
охлаждающую поверхность.
Рис. 11.11 Общий вид и внутреннее строение предохранителя ПН-2
Плавкая вставка предохранителей ПН-2 выполняется из медной ленты толщиной 0,1—
0,2 мм. Для получения токоограничения, вставка имеет суженное сечение-8. Плавкая вставка
разделена на три параллельных ветви для более полного использования наполнителя.
Применение тонкой ленты, эффективный теплоотвод от суженных участков позволяют
выбрать небольшое минимальное сечение вставки для данного номинального тока, что
обеспечивает высокую токоограничивающую способность. Соединение нескольких суженных
участков последовательно способствует замедлению роста тока после плавления вставки, так
как возрастает напряжение на дуге предохранителя. Для снижения температуры плавления на
вставки наносятся оловянные полоски-7 (металлургический эффект).
При коротком замыкании плавкая вставка предохранителя ПН-2 сгорает, дуга горит в
канале, образованном зернами наполнителя. Из-за горения в узкой щели при токах выше 100
А дуга имеет возрастающую вольтамперную характеристику. Градиент напряжения на дуге
очень высок и достигает (2—6)104 В/м. Этим обеспечивается гашение дуги за несколько
миллисекунд.
После срабатывания предохранителя плавкие вставки вместе с диском-4 заменяются,
после чего патрон засыпается песком. Для герметизации патрона под пластины-5 кладется
асбестовая прокладка-6 что предохраняет песок от увлажнения. При номинальном токе 40 А
и ниже предохранитель имеет более простую конструкцию.
Предохранители ПН-2 выполняются на номинальный ток до 630 А. Предельный
отключаемый ток короткого замыкания, который может отключаться предохранителем,
достигает 50 кА (действующее значение тока металлического короткого замыкания сети, в
которой устанавливается предохранитель). Малые габариты, незначительная затрата
дефицитных материалов, высокая токоограничивающая способность являются достоинствами
плавкого предохранителя ПН-2.
11.2.6 Автоматические выключатели
Автоматические выключатели - предназначены для коммутации цепей при
аварийных режимах, а также нечастых (от 6 до 30 в сутки) оперативных включений и
отключений электрических цепей.
Автоматические выключатели изготовляют для цепей переменного до 1000 В и
постоянного тока до 440 В одно-, двух-, трех- и четырехполюсные на номинальные токи от 6,3
до 6300 А.
Автоматические выключатели имеют реле прямого действия, называемые
расцепителями, которые обеспечивают отключение при перегрузках, КЗ, снижении
напряжения. Отключение может происходить без выдержки времени или с выдержкой. По
собственному времени отключения tc,о (промежуток от момента, когда контролируемый
параметр превзошел установленное для него значение, до момента начала расхождения
контактов) различают нормальные выключатели (tc,о = 0,02 - 1 с), выключатели с выдержкой
времени (селективные) и быстродействующие выключатели (tc,о< 0,005 с).
Нормальные и селективные автоматические выключатели токоограничивающим
действием не обладают. Быстродействующие выключатели, так же как предохранители,
обладают токоограничивающим действием
Селективные автоматические выключатели позволяют осуществить селективную
защиту сетей путем установки автоматических выключателей с разными выдержками
времени: наименьшей у потребителя и ступенчато возрастающей к источнику питания.
Автоматические выключатели изготовляют с ручным и двигательным приводом, в
стационарном или выдвижном исполнении.
Выключатель рассчитан на коммутацию предельно отключаемых и включаемых токов
в цикле операций О - П - ВО - П - ВО при номинальном напряжении. Здесь О - отключение, П
- пауза (≤ 180 с), ВО - включение, отключение.
Рис. 11.12 Принципиальная конструкция автоматического выключателя
Принципиальная конструкция автоматического выключателя (рисунок11.2):
1 - дугогасительные контакты; 2 - главные контакты; 3 - контактный рычаг; 4 - пружина; 5 рычаги механизма свободного расцепления; 6 - отключающий электромагнит;7 - рукоятка; 8 включающий электромагнит; 9 - пластины дугогасительные
Автоматическое действие аппаратов основано на принципе реагирования их
воспринимающих органов (реле) на различные нарушения установленных режимов работы
в соответствующих участках электрической цепи и автоматическое отключение этих
участков контактами аппарата.
Контактная система выключателей на большие токи — двухступенчатая, состоит из
главных 2 и дугогасительных контактов 1. Главные контакты должны иметь малое переходное
сопротивление, так как по ним проходит основной ток. Обычно это массивные медные
контакты с серебряными накладками на неподвижных контактах и металлокерамическими
накладками на подвижных контактах. Дугогасительные контакты замыкают и размыкают
цепь, поэтому они должны быть устойчивы к возникающей дуге, поверхность этих контактов
металлокерамическая.
При номинальных токах до 630А контактная система одноступенчатая, т. е. контакты
выполняют роль главных и дугогасительных.
Дугогасительные камеры выполняются со стальными пластинами (эффект деления
длинной дуги на короткие) и лабиринтно-щелевыми (эффект гашения дуги в узкой щели).
Втягивание дуги в камеру осуществляется магнитным дутьем. Материал камеры должен
обладать высокой дугостойкостью.
При протекании тока КЗ через включенный автоматический выключатель между
контактами возникают значительные электродинамические силы, превышающие силы
контактных пружин, которые могут оторвать один контакт от другого, а образовавшаяся дуга
может сварить их. Чтобы избежать самопроизвольного отключения, применяют
электродинамические компенсаторы в виде шинок, изогнутых петлей. Токи в шинках имеют
разное направление, что создает электродинамическую силу, увеличивающую нажатие в
контактах.
Автоматические выключатели с биметаллическими расцепителями обеспечивают
обратнозависимую характеристику при перегрузках. Для защиты от КЗ в таких выключателях
используются электромагнитные расцепители мгновенного действия.
В современных выключателях применяются полупроводниковые расцепители,
которые обеспечивают более высокую точность срабатывания по току и времени. Структурная
схема такого расцепителя показана на рисунке 11.13.
А
В
С
1
1
1
3
4
2
на YAT2
5
7
6
Рис. 11.13 Структурная схема полупроводникового расцепителя
Блок 1 измеряет ток защищаемой сети. В сети переменного тока в качестве блоков 1
применяют трансформаторы тока, а в сети постоянного тока — магнитные усилители. Блок 2
анализирует сигнал от блока 1. Если этот сигнал соответствует току перегрузки, то из блока 2
поступает сигнал в блок 3, который запускает полупроводниковое реле 4, создающее
зависимую от тока выдержку времени.
При токе КЗ сигнал с блока 2 достаточен для запуска блока 7, который является токовой
отсечкой. Блок 6 создает выдержку времени в независимой части характеристики. Блок 5
усиливает сигналы от блоков 4 и 6 и подает импульс на отключающую катушку
автоматического выключателя YAT2.
Предохранитель автоматический
резьбовой:
1 - кнопка включения; 2 - кнопка
отключения; 3 - защелка; 4 - рычаг; 5
- контактный мостик; 6 неподвижный контакт; 7 - резьбовая
гильза; 8 - толкатель; 9 - пружина; 10
- контактный вывод; 11 неподвижный контакт; 12 биметаллическая пластина; 13 штифт защелки.
Рис.11.14 Предохранитель автоматический резьбовой
На электростанциях, подстанциях, в промышленных предприятиях и
применяются автоматические выключатели различных конструкций.
быту
Предохранитель автоматический резьбовой (рисунок 11.14), применяются для
коммутирования, отключения и защиты электрических цепей низкого напряжения.
Автоматический выключатель с комбинированным расцеплением (рисунок 11.15):
а - устройство автоматического выключателя с комбинированным расцепителем; б, в,
г - кинематические схемы; 1 - основание; 2 - крышка корпуса; 3 - дугогасительная камера;
4 - подвижный контакт; 5 - основа контакта; 6,12 - защелка; 7 - окно; 8,10 - шарнир;
9 - рукоятка управления; 11- рычаг; 12 - защелка; 13 - отключающая рейка;
14 - электромагнитный расцепитель; 15 - биметаллическая пластина; 16 - соединительный
проводник; 17,30 - контактный вывод; 18 - возвратная пружина; 19 - якорь; 20 - сердечник;
21 - проводник; 22 - гибкая связь; 23 - траверса; 24 - пружина; 25 - контактодержатель;
26, 27 - рычаги; 28 - неподвижный контакт; 29 - шина.
Рис.11.15 Автоматический выключатель с комбинированным расцеплением
Автоматические выключатели с креплением на дин-рейку (рисунок 11.16), имеют два
типа защиты: тепловую (выполнена на биметаллической пластине (3), предназначенную для
защиты от длительных токовых перегрузок и динамическую (выполнена на электромагнитной
катушке (4), предназначенную для защиты от токов короткого замыкания.
1-корпус
3-биметаллическаяпластина
4-электромагнитная катушка
7-комбинированные зажимы
5-расцепитель
6-дугогасительная камера
2- замок
Рис.11.16 Автоматические выключатели с креплением на дин-рейку
Вакуумные автоматические выключатели открытого исполнения с естественным
воздушным охлаждением предназначены для проведения тока в номинальном режиме,
отключения тока при коротких замыканиях и перегрузках, а также для нечастого оперативного
включения и отключения приемников электрической энергии в электроустановках отраслей
народного хозяйства на номинальное напряжение 1140 В переменного тока частотой 50 Гц.
Устройство и работа выключателя. Выключатель состоит из трех дугогасительных
полюсов, закрепленных на корпусе, который является основной несущей и изоляционной
деталью. Каждый полюс содержит вакуумную дугогасительную камеру (ВДК), механизм
дополнительного поджатия контактов и токоотводы, конструктивно расположенные в
корпусе.
Электромагнитный привод, что видно на рисунке 11.17, через систему рычагов
замыкает и размыкает контакты ВДК. Электрическая схема блока питания и управления
собрана на панели, закрепленной на корпусах дугогасительных блоков.
Выключатель имеет в своем составе микропроцессорный блок защиты и встроенные
(на верхних токоотводах) блоки трансформаторов, отслеживающих токи и напряжения
главной цепи.
Вакуумная
дугогасительная
камера (ВДК)
Токовые
терминалы
Органы
управления
Тяговый
изолятор
Электромагнитный/
пружинный привод
Рис.11.17 Конструкция вакуумного выключателя
11.2.7 Устройства защитного отключения
УЗО, реагирующее на ток утечки (дифференциальный ток). Достоинство его состоит в
том, что оно защищает человека от поражения электрическим током не только в случае
прикосновения к металлическим корпусам, оказавшимся под напряжением из-за повреждения
изоляции, но и при прямом прикосновении к токоведущим частям.
Кроме того, УЗО выполняет ещё одну важную функцию - защиту электроустановок от
возгораний, первопричиной которых являются утечки, вызванные ухудшением изоляции.
10, 30 мА – защитное, 100 мА и выше противопожарные
Применение высокочувствительных УЗО приводит к необходимости поддержания
изоляции электрических сетей и потребителей на должном уровне, то есть, в конечном счете,
требует повышения культуры эксплуатации электроустановок. В противном случае неизбежны
частые перерывы электроснабжения потребителей по причине ложных срабатываний УЗО от
естественных (фоновых) токов утечки.
Принцип работы УЗО (рисунок 11.18) основан на измерении разности токов в
проходящих через дифференциальный трансформатор тока проводниках.
В нормальном состоянии электропроводки (без утечек) рабочий ток (I1=I2) протекает
встречно-параллельно и наводит во вторичной обмотке трансформатора тока магнитные потоки
(Ф1=Ф2) одинаковой величины, которые компенсируют друг друга. В этот момент реле не
срабатывает, т. к. ток вторичной обмотки трансформатора тока близок к нулю.
При случайном или ошибочном соприкосновении с токоведущими частями
электроустановки появляется ток утечки. В этот момент нарушается величина токов
проходящих через трансформатор тока (I1 не равно I2), поэтому во вторичной цепи
трансформатора тока появится ток (не баланс), которого будет достаточно для срабатывания
реле. Реле приводит в работу пружинный механизм и происходит отключение УЗО.
Исполнительный механизм, обычно состоящий из пружинного привода, спускового
механизма и группы силовых контактов, размыкает электрическую цепь. В результате
защищаемая УЗО электроустановка обесточивается.
Рис.11.18 УЗО
Для осуществления периодического контроля исправности (работоспособности) УЗО
предусмотрена цепь тестирования. При нажатии кнопки «Тест» искусственно создается
отключающий дифференциальный ток. Срабатывание УЗО означает, что оно в целом
исправно.
Дифференциальный автоматический выключатель (автоматический выключатель
дифференциального тока, УЗО со встроенной защитой от сверхтоков, дифференциальный
автомат) объединяет в себе преимущества автоматических выключателей и устройств
защитного отключения.
11.3 Размещение аппаратов управления и распределительных
устройств в сетях напряжением до 1000 В
11.3.1 Общие требования согласно ПУЭ
Выбор проводов, шин, аппаратов, приборов и конструкций должен производиться как
по нормальным условиям работы (соответствие рабочему напряжению и току, классу
точности и т.п.), так и по условиям работы при коротком замыкании (термические и
динамические воздействия, коммутационная способность).
Распределительные устройства и НКУ должны иметь четкие надписи, указывающие
назначение отдельных цепей, панелей, аппаратов. Надписи должны выполняться на лицевой
стороне устройства, а при обслуживании с двух сторон также на задней стороне устройства.
Распределительные устройства, как правило, должны иметь мнемосхему.
Относящиеся к цепям различного рода тока и различных напряжений части РУ должны
быть выполнены и размещены так, чтобы была обеспечена возможность их четкого
распознавания.
Взаимное расположение фаз и полюсов в пределах всего устройства должно быть
одинаковым. Шины должны иметь окраску, соответствии ПУЭ. В РУ должна быть обеспечена
возможность установки переносных защитных заземлений.
Все металлические части РУ и НКУ должны иметь антикоррозийное покрытие.
11.3.1.1 Установка приборов и аппаратов
Аппараты и приборы следует располагать так, чтобы возникающие в них при
эксплуатации искры или электрические дуги не могли причинить вреда обслуживающему
персоналу, воспламенить или повредить окружающие предметы, вызвать КЗ или замыкание
на землю.
Аппараты рубящего типа должны устанавливаться так, чтобы они не могли замкнуть
цепь самопроизвольно, под действием силы тяжести. Их подвижные токоведущие части в
отключенном положении, как правило, не должны быть под напряжением.
Рубильники с непосредственным ручным управлением (без привода), предназначенные
для включения и отключения тока нагрузки и имеющие контакты, обращенные к оператору,
должны быть защищены несгораемыми оболочками без отверстий и щелей. Указанные
рубильники, предназначенные лишь для снятия напряжения, допускается устанавливать
открыто при условии, что они будут недоступны для неквалифицированного персонала.
На приводах коммутационных аппаратов должны быть четко указаны положения
«включено», «отключено».
Должна быть предусмотрена возможность снятия напряжения с каждого
автоматического выключателя на время его ремонта или демонтажа. Для этой цели в
необходимых местах должны быть установлены рубильники или другие отключающие
аппараты. Отключающий аппарат перед выключателем каждой отходящей от РУ линии не
требуется предусматривать в электроустановках:
с выдвижными выключателями;
со стационарными выключателями, в которых во время ремонта или демонтажа
данного выключателя допустимо снятие напряжения общим аппаратом с группы
выключателей или со всего распределительного устройства;
со стационарными выключателями, если обеспечена возможность безопасного
демонтажа выключателей под напряжением с помощью изолированного инструмента.
Резьбовые (пробочные) предохранители должны устанавливаться так, чтобы питающие
провода присоединялись к контактному винту, а отходящие к электроприемникам - к винтовой
гильзе.
Установку приборов и аппаратов на РУ и НКУ следует производить в зоне от 400 до
2000 мм от уровня пола. Аппараты ручного оперативного управления (переключатели,
кнопки), рекомендуется располагать на высоте не более 1900 мм и не менее 700 мм от уровня
пола. Измерительные приборы рекомендуется устанавливать таким образом, чтобы шкала
каждого из приборов находилась на высоте 1000 - 1800 мм от пола.
11.1.1.2 Шины, провода, кабели
Открытые токоведущие части, как правило, должны иметь, изоляционное покрытие.
Между неподвижно укрепленными токоведущими частями разной полярности, а также между
ними и открытыми проводящими частями должны быть обеспечены расстояния не менее 20
мм по поверхности изоляции и не менее 12 мм по воздуху. От неизолированных токоведущих
частей до ограждений должны быть обеспечены расстояния не менее 100 мм при сетчатых и
40 мм при сплошных съемных ограждениях.
В пределах панелей, щитов и шкафов, установленных в сухих помещениях,
изолированные провода с изоляцией, рассчитанной на напряжение не ниже 660 В, могут
прокладываться по металлическим, защищенным от коррозии поверхностям вплотную один к
другому. В этих случаях для силовых цепей должны применяться снижающие коэффициенты
на токовые нагрузки, приведенные в гл. 2.1 ПУЭ.
Защитные (РЕ) проводники и шины могут быть проложены без изоляции. Нулевые
рабочие (N) проводники, шины и совмещенные (PEN) проводники прокладываются с
изоляцией.
Проходы кабелей как снизу, так и сверху, внутрь панелей, шкафов и т.п. должны
осуществляться через уплотняющие устройства, предотвращающие попадание внутрь пыли,
влаги посторонних предметов и т.п.
11.3.1.3 Конструкции распределительных устройств
Конструкции РУ, НКУ и устанавливаемая в них аппаратура должны соответствовать
требованиям действующих стандартов.
Распределительные устройства и НКУ должны быть выполнены так, чтобы вибрации,
возникающие при действии аппаратов, а также от сотрясений, вызванных внешними
воздействиями, не нарушали контактных соединений и не вызывали разрегулировки
аппаратов и приборов, а также ложных срабатываний.
Поверхности гигроскопичных изоляционных плит, на которых непосредственно
монтируются неизолированные токоведущие части, должны быть защищены от
проникновения в них влаги (пропиткой, окраской и т.п.)
В устройствах, устанавливаемых в сырых и особо сырых помещениях и открытых
установках применение гигроскопических изоляционных материалов (например - мрамора,
асбестоцемента) не допускается.
Конструкции РУ и НКУ должны предусматривать ввод кабелей без нарушения степени
защиты оболочки, места для прокладки разделки внешних присоединений, а также
наименьшую в данной конструкции длину разделки кабелей. Должен быть обеспечен доступ
ко всем обслуживаемым аппаратам, приборам, устройствам и их зажимам. Распределительное
устройство должно иметь устройства, для подключения нулевых рабочих (N), заземляющих
(РЕ) и совмещенных (PEN) проводников внешних кабелей и проводов. В случае, когда
внешние кабели по сечению или количеству не могут быть подключены непосредственно к
зажимам аппаратов, конструкция РУ должна предусматривать дополнительные зажимы или
промежуточные шины с устройствами для присоединения внешних кабелей.
Распределительные устройства и НКУ должны предусматривать ввод кабелей как снизу, так
и сверху, или только снизу или только сверху.
11.3.1.4 Установка распределительных устройств в электропомещениях
В электропомещениях проходы обслуживания, находящиеся с лицевой или с задней
стороны щита, должны соответствовать следующим требованиям:
1) ширина проходов в свету должна быть не менее 0,8 м, высота проходов в свету не
менее 1,9 м. Ширина прохода должна обеспечивать удобное обслуживание установки и
перемещение оборудования. В отдельных местах проходы могут быть стеснены
выступающими строительными конструкциями, однако ширина прохода в этих местах должна
быть не менее 0,6 м;
2) расстояния от наиболее выступающих не ограждённых неизолированных
токоведущих частей (например, отключенных ножей рубильников) при их одностороннем
расположении на высоте менее 2,2 м до противоположной стены, ограждения или
оборудования, не имеющего не ограждённых неизолированных токоведущих частей, должны
быть не менее:
1,0 м - при напряжении ниже 660 В при длине щита до 7 и 1,2 м при длине щита более
7 м;
1,5 м - при напряжении 660 В и выше.
Длиной щита в данном случае называется длина прохода между двумя рядами
сплошного фронта панелей (шкафов) или между одним рядом и стеной;
3) расстояния между не ограждёнными неизолированными токоведущими частями и
находящимися на высоте менее 2,2 м при их двухстороннем расположении должны быть не
менее:
1,5 м - при напряжении ниже 660 В;
2,0 м - при напряжении 660 В и выше.
4) неизолированные токоведущие части, находящиеся на расстояниях, меньших
приведенных в пп. 2 и 3, должны быть ограждены. При этом ширина прохода с учетом
ограждений должна быть не менее оговоренной в п. 1;
5) не ограждённые неизолированные токоведущие части, размещенные над проходами,
должны быть расположены на высоте не менее 2,2 м;
6) ограждения, горизонтально размещаемые над проходами, должны быть
расположены на высоте не менее 1,9 м;
7) проходы для обслуживания щитов, при длине щита более 7 м, должны иметь два
выхода. Выходы из прохода с монтажной стороны щита могут быть выполнены как в щитовое
помещение, так и в помещения другого назначения. При ширине прохода обслуживания более
3 м и отсутствии маслонаполненных аппаратов второй выход необязателен. Двери из
помещений РУ должны открываться в сторону других помещений (за исключением РУ выше
1 кВ переменного тока и выше 1,5 кВ постоянного тока) или наружу и иметь
самозапирающиеся замки, отпираемые без ключа с внутренней стороны помещения. Ширина
дверей должна быть не менее 0,75 м, высота не менее 1,9 м.
11.4 Распределительные устройства, применяемые на объектах ОСТ
11.4.1Технические требования к щитам станций управления в соответствии с
ОТТ-29.020.00-КТН-076-15
Общие требования
ЩСУ состоит:
- из защитных оболочек и ограждений;
- из коммутационных аппаратов (автоматические выключатели, контакторы, пускатели,
разъединители);
- из устройства управления, измерения, сигнализации, защиты и регулирования;
- из шинопроводов, низковольтных и сигнальных кабелей.
ЩСУ должны выполняться на блочно-модульных выдвижных или стационарных
элементах. Выбор типа конструкции ЩСУ должен определяться в опросном листе.
ЩСУ должны быть выполнены:
- в защищенном (закрытом со всех сторон) исполнении (шкафное, многошкафное,
пультовое, ящичное, многоящичное);
- с медными шинами;
- с вводными панелями, установленными в отдельных шкафах, расположенными по
краям секций шин с противоположных концов от секционной панели, с секционной панелью
в середине между секциями шин. Для ЩСУ с вводными автоматическими выключателями с
номинальным током 100 А и менее вводные и секционная панели должны быть расположены
в одном шкафу;
- с дополнительной вводной панелью от ДЭС, при наличии нагрузок ЩСУ,
перечисленных в РД-91.200.00-КТН-175-13 (12.6.2).
В ЩСУ необходимо предусматривать:
- секционирование силовых шин;
- защиту цепей управления;
- защиту отходящих линий от коротких замыканий и перегрузки;
- коммутацию силовых цепей электроприводов коммутационными аппаратами с типом
координации пуска – 2 по ГОСТ Р 50030.4.1-2012;
- формирование информации в систему автоматизации НПС (объекта МТ) о наличии
напряжения на секциях шин в соответствии с РД-35.240.50-КТН-109-13;
- контроль температуры контактных соединений с выводом предупредительной
сигнализации на лицевую сторону панели шкафа (по требованию заказчика);
- измерение напряжения до ввода и на всех секциях шин по каждой фазе с передачей
измерений по напряжению на секциях шин в ПМЭ АСТУЭ.
Должны быть предусмотрены резервные блоки управления с установкой их на разные
секции шин для ЩСУ с вводными автоматами:
- 630 А и выше – с номинальным током на 16, 25, 40, 63, 100 А;
от 250 до 500 А – с номинальным током на 16, 25, 40, 63 А;
менее 250 А – с номинальным током на 10, 16, 25, 40 А.
Защита цепей управления и сигнализации должна осуществляется только
автоматическими выключателями.
Подключение силовых кабелей отходящих линий должно предусматриваться только к
силовым клеммам.
Резьбовые соединения элементов конструкций ЩСУ и крепления аппаратов должны
быть предохранены от самоотвинчивания.
Для обеспечения компоновки в щитовом помещении и удобства обслуживания способ
установки ЩСУ на объекте – однорядный или двухрядный.
Конструкторская документация должна обеспечивать изготовление ЩСУ в виде:
- отдельно стоящих щитов, состоящих из группы шкафов, с блоками управления
выполненных в соответствии с техническим заданием и опросным листом;
- отдельных шкафов с блоками управления выполненных в соответствии с техническим
заданием и опросным листом;
- комбинированных шкафов с блоками управления.
Шкафы ЩСУ и их выкатные элементы должны быть снабжены блокировками,
обеспечивающими:
- невозможность установки выдвижного элемента в рабочее положение при включенном
положении автоматического выключателя;
- невозможность выкатывания выдвижного элемента из рабочего положения в
испытательное при включенном положении автоматического выключателя;
- включение автоматического выключателя, установленного на выдвижном элементе в
промежуточных положениях (незафиксированных в рабочем или испытательном положении).
Рабочее положение шкафов ЩСУ в пространстве должно быть вертикальное.
Допустимое отклонение от вертикали не более 5° в любую сторону.
Должны быть предусмотрены места для наложения защитных заземлений на шинах
вводных и секционных панелей.
Комплектующие изделия и проводники должны располагаться в ЩСУ таким образом,
чтобы обеспечивалось удобство и безопасность их обслуживания.
Крепление коммутационных аппаратов должно выполняться в соответствии с
эксплуатационной документацией изготовителей данной коммутационной аппаратуры.
Должно быть обеспечено снятие аппаратов, удобство замены и ремонта.
Встроенная аппаратура должна быть встроена в ЩСУ таким образом, чтобы ее
функционирование не ухудшалось под влиянием тепла, электрической дуги, вибрации,
электрического поля (при нормальной работе).
Средства крепления, применяемые для сборки защитных оболочек и ограждений,
должны обеспечивать непрерывность цепей защиты, стабильную проводимость и пропускную
способность, достаточную, чтобы выдерживать ток замыкания на землю.
Зажимы для подсоединения внешних защитных проводников должны быть
неизолированными. Для защитного проводника каждой цепи должен быть отдельный зажим
соответствующего размера.
К одному контактному зажиму должен подсоединяться только один проводник.
Допускается к одному зажиму подсоединять два проводника только в том случае, если
контактные зажимы для этого предназначены.
Требования к контактным соединениям – по ГОСТ 10434.
Питание к аппаратуре и измерительным приборам, установленным на съемных
элементах оболочки или двери, должно быть подведено так, чтобы не могло произойти
механических повреждений проводников в результате перемещений элементов или дверей.
Металлические элементы ЩСУ должны иметь антикоррозийное и защитное покрытие
в соответствии с ГОСТ 9.104 и ГОСТ 9.301.
Покрытие крепежных изделий (болты, гайки, шайбы и т. д.), применяемых при сборке
конструкций и элементов ЩСУ, комплектующих изделий и приспособлений, должно
-
соответствовать ГОСТ 9.307.
Требования к коммутационным аппаратам
Номинальное напряжение изоляции и номинальное импульсное выдерживаемое
напряжение коммутационных аппаратов, установленных в ЩСУ, должны быть равны или
превышать значения, установленные для ЩСУ.
Коммутационные аппараты должны устанавливаться и подсоединяться к ЩСУ в
соответствии с эксплуатационной документацией их изготовителей таким образом, чтобы их
функционирование не ухудшалось при воздействии внешних воздействующих факторов.
Коммутационные аппараты, требующие регулировки и возврата в исходное положение
должны быть легко доступны.
Вводные и секционные автоматические выключатели по отдельному требованию
заказчика должны снабжаться механическими счетчиками операций включений и
отключений.
Вводные и секционные автоматические выключатели должны иметь встроенные блоки
защиты, контроля и управления. Контроль положения вводных и секционных автоматических
выключателей должен выполняться ПМЭ АСТУЭ в соответствии с ТПР-35.240.50-КТН-04315.
На отходящих линиях и в цепях управления должны применяться автоматические
выключатели с комбинированными расцепителями.
Автоматические выключатели для непосредственного подключения электроприводов
должны обеспечивать срабатывание расцепителя при токе, превышающем номинальные
значение тока автоматического выключателя в 10 – 12 раз.
На отходящих линиях с частыми включениями и отключениями должны быть
установлены автоматические выключатели совместно с контакторами и, при необходимости,
с тепловыми реле. Автоматические выключатели, а также комплект, состоящий из
автоматического выключателя, контактора и теплового реле, должны устанавливаться на
выдвижные элементы.
В ЩСУ для создания видимого разрыва в вводных и секционных панелях и отходящих
линиях должны предусматриваться разъединители или выдвижные автоматические
выключатели (количество разъединителей должно согласовываться с заказчиком).
Механическая износостойкость автоматических выключателей – не менее 10000
операций «включение – отключение».
Коммутационная износостойкость автоматических выключателей – не менее 5000
операций «включение – отключение» при номинальном токе.
Коммутационная износостойкость для реле напряжения и тока – не менее 5∙105 циклов
срабатывания.
Коммутационная износостойкость для реле времени, промежуточных и указательных
реле – не менее 106 циклов срабатывания.
Допустимый диапазон отклонений напряжения питания реле – от -20 до 10 % от
номинального напряжения.
Требования к устройствам управления, сигнализации, защиты и регулирования
Конструкция шкафа должна предусматривать установку полного комплекта
электрооборудования и аппаратуры, устройств управления, защиты и автоматики, в
соответствии со схемами, выполненными согласно требованиям технического задания, на
изготовление ЩСУ. Схемы управления исполнительными механизмами (электроприводами
задвижек, насосов, вентиляторов, клапанов, регуляторов давления и других
электротехнических устройств) должны соответствовать ТПР-35.240.50-КТН-043-15.
На отходящих линиях электроприводов задвижек по согласованию с заказчиком может
предусматриваться установка микропроцессорных блоков управления с возможностью
интеграции в систему автоматизации НПС (объекта МТ) по протоколу Modbus. Устройства
защиты для электроприводов задвижек и насосов систем автоматического пожаротушения не
устанавливаются.
При работе ЩСУ должно быть предусмотрено АВР, которое обеспечивает
автоматическое переключение источников питания по заданному алгоритму и восстановление
нормального режима.
Схемы АВР:
- два рабочих ввода с секционированием;
- два рабочих ввода с секционированием плюс ввод от ДЭС.
Схема «два рабочих ввода с секционированием» предполагает питание от двух вводов,
каждый из которых подключен к отдельной секции. Соединение двух секций осуществляется
с помощью секционного выключателя при снижении напряжения на одном из вводов.
В схеме «два рабочих ввода с секционированием плюс ввод от ДЭС» питание
осуществляется так же, как и в схеме «два рабочих ввода с секционированием». Главным
отличием схемы «два рабочих ввода с секционированием плюс ввод от ДЭС» является
присутствие третьего ввода от ДЭС. При отключении обоих вводов включается в работу ДЭС.
Отключение ввода от ДЭС происходит при появлении напряжения на одном из
основных вводов. Схема «два рабочих ввода с секционированием плюс ввод от ДЭС» АВР
должна быть выполнена на базе микропроцессорной техники. ЩСУ должны иметь устройства
сигнализации (индикации) срабатывания АВР.
Схема АВР должна обеспечивать возможность выполнения блокировки при коротких
замыканиях на сборных шинах.
Алгоритмы АВР и ВНР должен соответствовать РД-29.240.30-КТН-182-13.
Диапазон регулирования уставок автоматических выключателей должен составлять:
- по напряжению – от 40 % до 100 % номинального напряжения;
- по времени – от 0,1 до 10 с.
На каждой секции ЩСУ должны устанавливаться устройства защиты от импульсных
перенапряжений комбинированные I и II классов по ГОСТ Р 51992 (форма импульса 10/350
мкс).
Вводные панели ЩСУ должны иметь показывающие измерительные приборы
напряжения и тока в каждой фазе до вводных выключателей и на каждой секции шин.
Показывающие измерительные приборы должны быть электронными со светодиодными
дисплеями класса точности не выше 2,5.
На отходящих линиях в соответствии с ОР-91.140.50-КТН-118-11 должны
предусматриваться трехфазные электронные счетчики учета активной и реактивной
электроэнергии и трансформаторы тока с классами точности 0,5S. Счетчики электрической
энергии должны иметь цифровой интерфейс передачи данных RS-485.
Контрольно-измерительные приборы, в том числе средства измерений и их вторичные
приборы, относящиеся к ПМЭ АСТУЭ должны соответствовать требованиям ТПР-35.240.50КТН-043-15.
Требования к защитным оболочкам и ограждениям
ЩСУ должны устанавливаться в оболочках, выполненных в виде шкафов или ящиков.
Оболочки ЩСУ должны представлять собой законченные заводские изделия и
поставляться по техническим условиям, как продукция производственно-технического
назначения. Основные характеристики защитных оболочек ЩСУ должны соответствовать
ГОСТ 32127.
Оболочки ЩСУ должны изготавливаться из стальных металлоконструкций с толщиной
стенок не менее 1,5 мм.
Конструкции шкафов ЩСУ должна предусматривать как одностороннее
обслуживание, так и двухстороннее.
По конструктивному исполнению защитные оболочки ЩСУ должны предусматривать
возможность выполнения кабельных вводов сверху по кабельным конструкциям и снизу в
кабельных каналах. Максимальное сечение кабеля ввода –4х185 мм2.
Дно шкафов ЩСУ должно быть закрыто съёмными панелями с герметичными
устройствами ввода кабелей.
Внутреннее разделение ЩСУ ограждениями или перегородками должно
соответствовать виду 2а/2b/3а/3b/4а/4b по ГОСТ Р 51321.1 и определяться опросным листом.
Ограждения для коммутационных устройств с ручным управлением должны иметь
такую конструкцию, чтобы дуга при коммутации не представляла опасности для оператора.
Покраска защитных оболочек ЩСУ должна быть выполнена порошковыми эмалями
методом напыления. Класс покрытия поверхностей защитных оболочек ЩСУ в соответствии
с ГОСТ 9.032:
- наружных – IV класс;
- остальных – VI класс.
Толщина покрытия защитных оболочек ЩСУ – от 50 до 100 мкм.
Внешние поверхности оболочек ЩСУ должны окрашиваться в серый цвет – RAL 7035
по цветовому регистру стандартных образцов RAL. Выдвижные элементы ЩСУ должны
обеспечивать возможность их установки:
- в рабочее положение, когда первичные силовые выводы выдвижного элемента
соединены с ошиновкой;
- в испытательное положение, когда первичные силовые выводы выдвижного элемента
разомкнуты, а вторичные выводы соединены с цепями управления и автоматики (для
возможности опробования цепей управления и автоматики);
- в ремонтное положение, когда выдвижной элемент вынимается из шкафа ЩСУ для
испытания или ремонта.
Шкафы ЩСУ должна иметь фиксацию дверей в крайних положениях.
Дверцы шкафов с установленным на них оборудованием должны быть заземлены
гибким проводником.
В конструкции шкафов ЩСУ должна быть предусмотрена возможность присоединения
к системе заземления болтовым и сварным соединением.
Требования надежности
Интенсивность отказов ЩСУ при доверительной вероятности 0,9 должна быть не более
не более 1,8∙10-7 ч-1.
Установленная наработка до отказа ЩСУ – не менее 25000 ч.
Среднее время восстановления работоспособности ЩСУ – не более 1 ч.
Средняя оперативная продолжительность технического обслуживания одного шкафа
ЩСУ – не более 4 ч.
Требования эргономики и технологичности
Направления движения органов управления ЩСУ – по ГОСТ 21991.
Расположение осевой линии элементов управления и показывающих приборов ЩСУ
должно быть от 200 до 2000 мм от уровня пола.
Расположение осевой линии элементов управления аварийного отключения ЩСУ
должно быть от 800 до 1600 мм от уровня поля.
Навесное оборудование, блоки контроля и управления на дверях шкафов ЩСУ не
должны выступать за габариты шкафов ЩСУ более чем на 20 мм.
При нижнем подводе кабеля клеммные ряды силовых кабелей должны располагаться в
нижней части шкафов ЩСУ на расстоянии не ниже 400 мм от уровня пола.
(Измененная редакция. Изм. № 1).
Шина защитного заземления должна располагаться в нижней части шкафа на
расстоянии не более 200 мм от уровня пола.
Способ управления вводными и секционными автоматическими выключателями:
- ручной;
- дистанционный.
На стадии проектирования и разработки эксплуатационной документации должны
быть
соблюдены
энергометрические
требования,
установленные
в
ГОСТ Р МЭК 60073, ГОСТ 12.2.003, ГОСТ 12.2.033, ГОСТ 12.2.049.
Эргономические требования при монтаже ЩСУ должны обеспечиваться применением
материалов и оборудования надлежащего качества, соответствующей фурнитуры и
аксессуаров для монтажа, что должно подтверждаться сертификатами качества на
применяемые материалы/оборудование.
Требования энергетической эффективности
Освещение внутри ЩСУ должно выполняться с применением светодиодных ламп.
Напряжение питания ламп – не более 50 В. Освещенность отсеков – не менее 200 лк.
Световая сигнализация состояния/положения коммутационных аппаратов должна быть
выполнена с применением светодиодов.
Шкафы ЩСУ, устанавливаемые в помещении без искусственно регулируемых
климатических условий, должны быть оборудованы обогревом с автоматическим
управлением. Обогрев должен иметь не менее двух ступеней регулирования. Потребляемая
мощность и температура включения всех ступеней регулирования должна указываться в
технических условиях. По требованию заказчика обогрев шкафов ЩСУ должен
производиться с использованием электроэнергии от возобновляемых источников.
11.4.2Распределительные устройства, применяемые на объектах ОСТ
11.4.2.1 Низковольтные комплектные устройства серии НКУ- Э98
Низковольтные комплектные устройства серии НКУ-Э98 (рисунок 11.19)
предназначены для применения в электрических сетях с номинальным напряжением, не
превышающим 1500 В постоянного тока и 1000 В переменного тока частотой не более 1000
Гц: в системах управления и защиты электротехнических устройств; автоматизации
производственных процессов; управления, автоматики и защиты процессов выработки и
распределения электрической энергии.
Универсальная конструкция НКУ-Э98 позволяет секционировать встраиваемое
оборудование, устанавливать внутри НКУ оборудование на С-образных и DIN-рейках,
монтажных плитах, швеллерах, а также применять блочно-модульное расположение
оборудования по схемам проектных организаций.
Рис.11.19 НКУ-Э98
В одном НКУ способы компоновки и виды применяемых аппаратов, приборов и
устройств могут совмещаться.
НКУ-Э98 включают в себя аппаратуру:
коммутации силовых цепей;
защиты;
управления и автоматики;
измерения, регулирования и сигнализации;
формирования в АСУ ТП необходимой информации.
11.4.2.2 Низковольтные комплектные устройства серии Sivacon S8
SIVACON S8 (рисунок 11.20) - новое поколение комплектных устройств для
универсального и простого распределения электроэнергии в гражданских и промышленных
сооружениях, а также в непрерывных технологических процессах до 4000 / 7000 A.
Наряду с многочисленными дополнительными функциями для защиты персонала и
оборудования, новая конструкция распределительных устройств открывает и совершенно
новые возможности применения.
Рис.11.20 SIVACON S8
11.4.2.3 Низковольтные комплектные устройства серии Freecon
НКУ Freecon (рисунок 11.21) применяются во всех областях выработки, передачи и
распределения электроэнергии: в качестве главных и вспомогательных распределительных
щитов, щитов автоматического включения резерва (АВР); в качестве щитов станций
управления электродвигателями, нагревателями и другими потребителями; в качестве
агрегатных щитов станций управления электроприводными и топливодвигательными (в т.ч.
газотурбинными) газо- и нефтеперекачивающими агрегатами; в качестве РУНН комплектных
трансформаторных подстанций 6(10)/0,4 кВ. в качестве распределительных щитов
потребителей собственных нужд электростанций. Конструктивные возможности Система
НКУ Freecon построена на базе унифицированных и сертифицированных конструктивов
«SIVACON S8»
Рис.11.21 НКУ Freecon
11.5 Технические требования к комплектным устройствам для
управления и защиты специализированным разным в соответствии с ОТТ75.180.00-КТН-094-10
11.5.1 Требования стойкости к внешним воздействующим факторам
Механическое воздействие
НКУ должны отвечать номинальным рабочим значениям механических ВВФ.
Устойчивость к сейсмической активности:
- до 8 баллов;
- свыше 8 баллов.
НКУ должны сохранять способность выполнять функции, связанные с обеспечением
безопасности эксплуатации во время и после прохождения землетрясения.
НКУ не предназначены для работы в условиях резких толчков, ударов, сильной тряски.
Климатическое воздействие
НКУ должны отвечать номинальным значениям климатических факторов.
Климатическое исполнение должно быть умеренного, холодного или тропического
климата и категория размещения - 3 (закрытые помещения с естественной вентиляцией без
искусственно регулируемых климатических условий).
Верхнее рабочее значение температуры при эксплуатации– плюс 45 °С.
Нижнее рабочее значение температуры при эксплуатации –минус 25 °С.
Среднегодовое значение относительной влажности –80 % при 25 °С.
Верхнее значение относительной влажности – 95 % при 25 °С.
Воздействие среды
НКУ должны устанавливаться в закрытом помещении при отсутствии воздействия
солнечного излучения.
Высота установки над уровнем моря до 1000 м.
Атмосферное давление – от 86,6 до 106,7 кПа.
Тип атмосферы – II промышленная с содержанием коррозионных агентов - сернистый
газ от 20 до 250 мг/м2 в сутки, хлориды – менее 0,3 мг/м2 в сутки.
Окружающая среда – не взрывоопасная, не содержащая токопроводящей пыли и
агрессивных газов или газов в концентрациях разрушающих металлы и изоляцию.
11.5.2 Конструктивные показатели и характеристики
Номинальное напряжение главных цепей - (380 ± 19) В.
Номинальное напряжение вспомогательных цепей - (220 ±11) В.
Частота переменного тока главных цепей – (50 ± 1,25) Гц.
Частота переменного тока вспомогательных цепей – (50 ± 1,25) Гц.
Номинальный ток главной цепи - 25, 40, 63, 100, 250, 400, 630 А.
Ударный ток КЗ сборных шин с номинальным током:
- до 250 А - 10 кА;
- 400 А - 15 кА;
- 630 А - 25 кА.
Тип системы заземления - TN-S или TN-C.
Габаритные размеры, мм:
- ширина
- 300, 400, 600, 800;
- глубина
- 200, 300, 400;
- высота
- 400, 600, 800,1000,1200, 2000, 2200.
При ширине шкафов НКУ – 300, 400, 600 мм дверь должна быть одностворчатая, при
ширине шкафов – 800 мм двери должны быть двухстворчатыми.
Масса одного шкафа, не более 100 кг для ящичного исполнения и 180 кг для шкафного
исполнения.
Защита цепей управления.
Прием и исполнение команд управления от технических средств АСУ ТП.
Коммутация силовых цепей электроприводов и их защита от коротких замыканий и
перегрузки.
Формирование информации в АСУ ТП и АСУЭ о положении коммутационных
аппаратов, срабатывания защиты и команд управления.
Возможность регистрации и передачи событий по протоколу Modbus в АСУЭ,
параметров тока и напряжения на вводах, отходящих линиях.
Защита минимального напряжения.
Наличие блоков защиты, контроля и управления с возможностью регистрации и
передачи событий и параметров тока, напряжения и частоты по протоколу Modbus в АСУЭ.
Требования к шкафам (ящикам)
НКУ должны быть в максимальной степени унифицированы по конструкции,
схемотехническим решениям и устройствам связи с объектом управления, а особенности
отдельных объектов управления должны реализовываться в схемах силовых цепей и модулях
защиты, и программном обеспечении АСУ ТП и АСУЭ.
Шкафы (ящики) должны создаваться как законченные заводские изделия и должны
поставляться по ТУ изготовителя, как продукция производственно-технического назначения.
Конструкция шкафа должна предусматривать установку полного комплекта
электрооборудования и аппаратуры, устройств управления, защиты и автоматики, в
соответствии со схемами, выполненными по техническому заданию на изготовление НКУ.
Конструкции шкафов НКУ должна предусматривать одностороннее обслуживание
(прислонная установка) или навесное ящичное исполнение.
НКУ должны быть с медными неизолированными шинами. Спуски для стационарных
блоков управления отходящих линий должны быть выполнены гибкими изолированными
шинами.
Внутреннее разделение НКУ ограждениями или перегородками должно
соответствовать виду 2 по ГОСТ 51321.1.
По конструктивному исполнению шкафы должны предусматривать возможность
выполнения кабельных вводов, с устройствами герметизации ввода кабелей, сверху по
кабельным конструкциям. Должна быть предусмотрена возможность нижнего ввода по
заказной спецификации. Дно шкафов должно быть закрыто съемными панелями с
герметичными устройствами ввода кабелей.
Шины должны быть окрашены или иметь цветовую маркировку согласно п. 6.7.6.
Шкафы НКУ должны иметь исполнение оболочки со степенью защиты IP41 или IP54
по ГОСТ 14254 в зависимости от условий эксплуатации и назначения. Степень защиты при
открытых дверях - IP00.
Конструкция должна предусматривать замену любого из функциональных блоков при
нарушении работоспособности.
Требования к функциональным блокам
Блок управления должен принимать две (три) команды из АСУ ТП: открыть, стоп,
закрыть (включить, отключить).
Для управления электродвигателями вентиляторов, насосов и т.п. должен быть
обеспечен приоритет прохождения команды "отключить".
Для всех блоков управления (ввода и вывода) действие защиты от коротких замыканий
и перегрузки обладает высшим приоритетом.
Блок управления должен обеспечить отключение нагрузки, выдачу информации в АСУ
ТП и запрет включения до вмешательства персонала.
Вводные выключатели должны иметь возможность интеграции в систему АСУ
энергоснабжения по протоколу Modbus.
В состав блоков вывода (силовая часть) должны входить блоки вывода для
электродвигателей. Сочетание автоматических выключателей, контакторов и тепловых реле
должны приниматься исходя из координации типа 2 по ГОСТ 30011.
На отходящих линиях с частыми включениями и отключениями должны быть
установлены автоматические выключатели совместно с контакторами и, при необходимости,
с тепловыми реле. Автоматические выключатели, а также комплект, состоящий из
автоматического выключателя, контактора и теплового реле, должны устанавливаться
стационарно.
На отходящих линиях электродвигателей задвижек и вспомогательных механизмов
должна предусматриваться установка микропроцессорных устройств защиты и автоматики и
иметься возможность интеграции в систему АСУ энергоснабжения по протоколу Modbus.
При необходимости конструкция двери НКУ должна предусматривать возможность
нанесения мнемосхемы.
Металлические элементы НКУ должны иметь антикоррозийное или защитное
покрытие.
Покраска шкафов должна быть выполнена порошковыми эмалями методом напыления.
Толщина покрытия – от 50 до 100 мкм.
Установка приборов и аппаратов должна соответствовать требованиям нормативных
документов на них, ГОСТ Р 51321.1 и ПУЭ.
НКУ должны быть помехоустойчивы и не быть источником помех.
НКУ должны быть пожаробезопасны, изготавливаться из негорючих (трудногорючих)
материалов, не должны являться источником воспламенения, не должны распространять
горение.
Комплектующие изделия и проводники должны располагаться в НКУ таким образом,
чтобы обеспечивалось удобство и безопасность их обслуживания.
Крепление аппаратов должно осуществляться способом, принятым на заводеизготовителе. Должно быть обеспечено снятие аппаратов, удобство замены и ремонта.
Встроенная аппаратура должна быть встроена в НКУ таким образом, чтобы ее
функционирование не ухудшалось под влиянием, имеющих место при нормальной работе,
таких факторов, как тепло, электрическая дуга, вибрация, электрическое поле.
Ограждения для коммутационных устройств с ручным управлением должны иметь
такую конструкцию, чтобы дуга при коммутации не представляла опасности для оператора.
Комплектующие элементы, требующие регулирования, возврата в исходное
положение, должны быть легко доступны.
Резьбовые соединения элементов конструкций НКУ и крепления аппаратов должны
быть предохранены от самоотвинчивания.
Конструкция НКУ должна обеспечивать непрерывность электрической цепи между
открытыми проводящими частями и цепями защиты электроустановки.
Средства крепления, применяемые для сборки различных металлических частей,
должны обеспечивать непрерывность цепей защиты, стабильную проводимость и пропускную
способность, достаточную, чтобы выдерживать ток замыкания на землю.
Зажимы для подсоединения внешних защитных проводников должны быть
неизолированными. Для защиты проводника каждой цепи должен быть отдельный зажим
соответствующего размера.
К одному контактному зажиму должен подсоединяться только один проводник.
Допускается к одному зажиму подсоединять два проводника только в том случае, если
контактные зажимы для этого предназначены.
Подключение отходящих кабельных линии должно осуществляться к клеммному ряду,
находящемуся на одном уровне для всех потребителей одного НКУ
Питание к аппаратуре и измерительным приборам, установленным на съемных
элементах оболочки или двери, должно быть подведено так, чтобы не могло произойти
механических повреждений проводников в результате перемещений элементов или дверей.
11.5.3 Требования к сырью, материалам, комплектующим изделиям
Автоматические выключатели на вводах должны иметь электронные расцепители с
возможностью регистрации событий, параметров тока и напряжения.
Для защиты цепей управления и главных цепей отходящих линий должны
использоваться автоматические выключатели с комбинированным расцепителем.
Автоматические выключатели отходящих линий должны быть способны отключать
ток термической стойкости не менее 10 или 25 кА в зависимости от назначения системы
управления.
Автоматические выключатели для защиты электродвигателей должны иметь
электромагнитные расцепители с током срабатывания от 10 до 13 Iн, для других
присоединений от 2 до 13 Iн.
Автоматические выключатели должны предусматривать возможность различных
способов оперирования при открытой двери: рукояткой с фасада или через дверь.
Вид управления коммутационными аппаратами должен быть ручной или
дистанционный с возможностью переключения режима управления коммутационными
аппаратами по месту.
Световая сигнализация состояния (положения) аппаратов должна быть выполнена с
применением светодиодов.
11.5.4 Требования надежности
НКУ должны отвечать требованиям по надежности в соответствии с ГОСТ 20.39.312.
Безотказность
Наработка на отказ (То) - 5000 час.
Долговечность
Средний срок службы (Тср.сл.) - 30 лет.
Гамма-процентный срок сохраняемости (Тсγ) - 1,5 года.
Коммутационная износостойкость автоматических выключателей при номинальном
токе:
- до 100 А – 30000 В-О;
- до 250А - 10000 В-О;
- до630 А – 4000 В-О.
Коммутационная износостойкость автоматических выключателей отходящих линий
при номинальном токе до 40 А - 100000 В-О. Период межрегламентного обслуживания - 5 лет.
Ремонтопригодность
Среднее время восстановления (Тв) - 2 часа.
Средняя оперативная продолжительность технического обслуживания одного шкафа
НКУ - 3 часа.
НКУ должны относиться к обслуживаемым объектам и иметь приспособленность к
поддержанию работоспособного состояния, к техническому обслуживанию, к
предупреждению и обнаружению отказов и повреждений, выполнять заданные функции
путем замены комплектующих изделий из состава ЗИП без дополнительной подстройки
элементов.
11.5.5 Требования эргономики
Способ оперирования автоматическими выключателями:
- по месту рукояткой с фасада через дверь;
- дистанционно посредством электропривода.
Вид управления коммутационными аппаратами:
- по месту ручное при открытой двери или рукояткой через дверь;
- дистанционно.
Световая сигнализация состояния (положения) коммутационных аппаратов должна
быть выполнена с применением светодиодов.
Прокладка силовых кабелей и проводов вторичной коммутации должна быть
выполнена в ПВХ коробах.
Занятие 5,6,7 «Электрооборудование выше 1000 В»
Выдержка
Электрооборудование выше 1000 В для открытых и закрытых
из программы: распределительных устройств (ОРУ, ЗРУ). Основные аппараты,
применяемые в сетях напряжением выше 1000 В: разъединители (РГП
СЭЩ, РН СЭЩ), выключатели нагрузки, разрядники и ограничители
перенапряжения нелинейные, предохранители высоковольтные,
высоковольтные маломасляные, вакуумные (ВВУ-СЭЩ-10, BB/TEL10, ВБС, SION) и элегазовые (ВЭБ-УЭТМ-110, ВГТ-УЭТМ)
выключатели (тип, назначение, устройство, характеристики и выбор
согласно основным параметрам)
11.7 Электрооборудование выше 1000 В
11.7.1 Выключатель маломасляный ВМП-10, ВМПЭ-10
Назначение и принцип действия масляного выключателя. Маломасляный выключатель
предназначен для включения-отключения номинальных токов, токов перегрузки, и токов
короткого замыкания в электроустановках напряжение свыше 1000 В.
Расшифровка условного обозначения типа выключателя
В- выключатель
М- маломаломасляный
П- подвесное исполнение полюсов
Э- электромагнитный привод
10- номинальное напряжение, кВ
630- номинальный ток, А
20- номинальный ток отключения, кА
У2- климатическое исполнение и категория размещения
Принцип действия масляного выключателя основан на размыкании токоведущей цепи
и гашении дуги путем выдувания ее в каналах и карманах дугогасительной камеры
газомасляной смесью. Газы образуются при горении дуги в масле.
Устройство маломасляного выключателя ВМП-10
Полюсы выключателя смонтированы на сварной раме (рисунок11.22). Внутри рамы
расположены общий приводной вал с рычагами, отключающие пружины, пружинный и
масляные демпферы. На раме установлены опорные изоляторы, на которых установлены
полюсы.
Полюс выполнен в виде изолирующего цилиндра (рисунок 11.24), на концах которого
заармированы металлические фланцы.
На верхнем фланце укреплён корпус с подвижным механизмом, токоведущим
стержнем, роликовым токосъёмным устройством и маслоотделителем.
К нижнему фланцу крепится крышка с розеточным контактом и указателем уровня
масла.
Токоведущая цепь выключателя состоит из верхнего контактного вывода,
направляющих стержней, токосъёмных роликов, токоведущего стержня (свечи), розеточного
контакта и нижнего контактного вывода.
Переход тока от подвижного контакта (свечи) к направляющим стержням происходит
через подвижные конические ролики.
Величина контактного давления не регулируется. Поверхности направляющих
стержней, роликов, свечей и ламелей розеточных контактов для уменьшения переходного
сопротивления посеребрены.
Для повышения стойкости контактов съёмный наконечник свечи и концы ламелей
розеточного контакта облицованы дугостойкой металлокерамикой.
а) внешний вид
выключателя;
1 - стальная рама;
2 - отключающая
пружина;
3 - двуплечный рычаг;
4 - вал выключателя;
5 - пружинный демпфер;
6 - болт заземления;
7 - опорный изолятор;
8 - бачок фазы;
9 - масляный демпфер;
10 - маслоуказатель;
11 - изолирующая тяга;
12 - рычаг;
Рис. 11.22 внешний вид выключателя
Рис. 11.23 Дугогасительная камера
б) разрез фазы
выключателя;
13 - выпрямляющий
механизм;
14 - маслоотделитель;
15 - канал для выхода
газа;
16 - крышка;
17 - пробка
маслоналивного отверстия;
18 - отверстия
маслоотделителя;
19 - корпус;
20 - рычаг;
21 - контактный
стержень;
22 - стеклоэпоксидный
цилиндр;
23 - центральный канал
камеры;
24 - боковой выхлопной
канал;
25- дугогасительная
камера;
26 - нижняя крышка
фазы;
27 - маслоспускная
пробка;
28 - отводящая шина;
Рис. 11.24 Разрез полюса выключателя
Масляный демпфер предназначен для смягчения удара при отключении выключателя.
Пружинный буфер предназначен для смягчения удара при включении МВ, кроме того его
пружина увеличивает усилие при отключении выключателя и повышает скорость размыкания
контактов.
Внутри изолирующего цилиндра над розеточным контактом установлена
дугогасительная камера (рисунок 11.23).
Рис. 11.25
При гашении электрической дуги трансформаторное масло, выбрасываемое из
дугогасительной камеры устремляется вверх (рисунок 11.25).
Часть масла доходит до маслоотделителя ударяется об него и стекает вниз. Газы
проходят через отверстия в маслоотделителе и далее через канал в крышке наружу.
Крышка изготавливается из изоляционного материала, в ней имеется маслоналивное
отверстие закрытое резьбовой пробкой.
На нижнем фланце полюса ВМП-10 имеется маслоуказатель, предназначенный для
контроля за уровнем масла в полюсе.
Выключатель имеет встроенный электромагнитный привод ПЭ-11. Вал привода связан
через тягу с главным валом.
Электромагнитный привод ПЭ-11
Привод состоит из систем тяг и рычагов (рисунок 11.26), удерживающей защелки,
электромагнитов (включающего и отключающего) и узла блокировочных контактов.
Включающий электромагнит СВ (соленоид включения) состоит из катушки,
сердечника со штоком и магнитопровода. Напряжение питания СВ 220 или 110В постоянного
тока.
Ток, потребляемый СВ в момент включения достигает 100А, поэтому для питания СВ
используется контактор постоянного тока, например КМВ-521.
Свалом привода через тяги связаны контакты КСБ (сигнально-блокировочные),
которые используются для сигнализации, блокировки и работы автоматики.
Цепи
управления
включением
и
отключением
МВ
коммутируются
быстродействующими контактами соответственно КБВ - блокировочный положения
включено и КБО- блокировочный положения отключено.
Роль этих контактов — автоматически прекращать питание включающего и
отключающего электромагнитов после совершения ими соответствующих операций.
В приводе используется электрическая блокировка от самопроизвольного повторного
включения на короткое замыкание (прыганья), осуществляемая при помощи специального
двухпозиционного блок-контакта КБП.
Контакт КБП приводится в действие сердечником отключающего электромагнита.
Включение выключателя осуществляется с помощью электромагнитного привода или
рычагом ручного неоперативного включения.
Отключение осуществляется за счет энергии отключающих пружин, путем снятия
механизма привода с удерживающей защелки с помощью сердечника электромагнита
отключения или вручную, нажатием на кнопку (рычаг) ручного отключения.
1; 13 - сердечник
2 - включающая катушка
3 - шток
4 - защелка
5 - регулировочный винт
6 - ролик
7 - серьга
8 - вал привода
9 - треугольный рычаг
10 - пружина
11 - защелка
12 - рукоятка
14 - изолирующая планка
15 - выводы вспомогательных
контактов
16 - ролик
Рис. 11.26 Электромагнитный привод ПЭ-11
Выключатель имеет механическую блокировку от вкатывания – выкатывания во
включенном положении и вторую блокировку от вкатывания на включенные заземляющие
ножи если таковые имеются.
При вкатывании выкатной элемент автоматически заземляется.
11.7.2 Вакуумные выключатели
Среди современного высоковольтного оборудования, предназначенного для
коммутации электрических цепей в энергетике, особое место отводится вакуумным
выключателям.
Каждая фаза цепи надежно отделена изоляторами и в то же время все оборудование
конструктивно собрано на едином общем приводе. Шины подстанции подключаются на
входные вывода выключателя, а отходящего присоединения — на выводные.
Внутри вакуумной дугогасительной камеры работают силовые контакты,
прижимаемые между собой так, чтобы обеспечить минимальное переходное сопротивление и
надежное прохождение токов как нагрузки, так и аварии.
Прекрасные дугогасящие свойства глубокого вакуума позволили создать выключатели
на напряжение 10 кВ, которые благодаря своим преимуществам вытесняют маломасляные
выключатели.
В вакуумных дугогасительных камерах реализуется два очень важных свойства
вакуумных промежутков: высокая электрическая прочность (выше, чем у трансформаторного
масла, не говоря о воздухе,) и высокая дугогасительная способность.
В глубоком вакууме дугогасительной камеры выключателя длина свободного пробега
молекул и электронов составляют десятки и сотни метров, т.е. во много раз больше, чем
расстояния между контактами выключателя. Ударная ионизация в вакуумном промежутке
практически отсутствует, поэтому вакуумный промежуток не может служить источником
заряженных частиц. Стенки вакуумной камеры выполнены из очищенных металлов, сплавов
и специальных составов керамики, обеспечивающих герметичность рабочей среды в течение
нескольких десятилетий. Для исключения попадания воздуха при перемещениях подвижного
контакта установлено сильфонное устройство.
Для того, чтобы погасить дугу, необходима высокая скорость движения подвижного
контакта при отключении и включении. Эта необходимость вызвана тем, что при сближении
контактов перед замыканием происходит пробой межконтактного промежутка с переходом в
дугу так же, как и при отключении. При медленном сближении контактов тепловыделение
увеличивается, может возникнуть оплавление контактов. По этой же причине нежелательна
вибрация контактов после замыкания, так называемый дребезг контактов.
Достаточно большое сжатие контактов в замкнутом состоянии устраняет дребезг и
способствует уменьшению межконтактного электрического сопротивления.
При переменном токе после прохождения тока через нуль происходит быстрое
рассасывание зарядов вследствие диффузии, и через 10 мкс между контактами
восстанавливается электрическая прочность вакуума, что является большим достоинством
этих выключателей.
Вакуумные выключатели изготавливается с двумя типами приводов: пружинномоторным и электромагнитным. Электромагнитные привода делятся - на механическую и
«магнитные» защёлки. У каждого привода есть достоинства и недостатки.
У пружинно-моторных приводов, в сравнении с электромагнитными приводами,
меньший коммутационный ресурс, но обеспечено ручное включение выключателя под
нагрузку даже при полном отсутствии питания на шинках управления. Кроме того, пружинномоторные привода потребляют для заводки пружины включения очень маленький ток - 1,5А,
это упрощает схему цепей вторичной коммутации ячейки и позволяет обойтись без установки
дорогостоящих и требующих обслуживания аккумуляторов или блоков аварийного питания,
включения. Электромагнитные привода применяются там, где требуется большой
коммутационный ресурс. Важно знать, что в случае, если нагрузкой выключателя является
трансформатор или двигатель, возможно возникновение перенапряжений при коммутации,
что особенно вредно для двигателей, нужно устанавливать ограничители перенапряжений
(0ПН).
11.7.2.1 Вакуумные выключатели типа ВВУ-СЭЩ-10
Вакуумные выключатели типа ВВУ-СЭЩ-П3-10 (рисунок 11.27) с пружинномоторными приводами общего назначения для сетей с частыми коммутациями предназначены
для работы в КРУ СЭЩ-63 и др. внутренней установки на класс напряжения 10 кВ
трехфазного переменного тока частоты 50 Гц. Они предназначены для коммутации
высоковольтных цепей трехфазного переменного тока в номинальном режиме работы
установки, а также для автоматического отключения этих цепей при коротких замыканиях и
перегрузках, возникающих при аварийных режимах.
Структурное обозначение ВВУ-СЭЩ представлено на рисунке 11.28.
Принцип работы выключателя
Выключатель типа ВВУ-СЭЩ-П3-10 относится к высоковольтным вакуумным
выключателям, гашение дуги в которых осуществляется КДВ.
Принцип работы выключателя основан на гашении электрической дуги в вакууме,
возникающей при размыкании контактов. Электрическая дуга, благодаря выбранной форме
дугогасительных контактов, направляется в стороны от центра. Ввиду высокой электрической
прочности вакуумного промежутка и отсутствия среды, поддерживающей горение дуги,
электрическая дуга распадается и гаснет.
Оперативное включение производится за счет тягового усилия взведенной пружины
включения привода. Оперативное отключение производится цилиндрической пружиной,
установленной на выключателе и срабатывающей при воздействии электромагнита
отключения или электромагнита дистанционной защиты.
Конструктивной особенностью выключателя является его универсальность –
возможность установки электромагнитного или пружинно-моторного привода.
Нечувствительность к просадкам напряжения, в том случае, когда выключатель
выключает короткозамкнутую линию.
Легко встраивается в различные типы КСО и КРУ.
Высокий коммутационный ресурс.
1 – вал выключателя;
2 – тяга;
3 – пружина
отключающая;
4 – рама; 5 – полюс;
6 – привод пружинномоторный;
7 – масляный буфер;
8 – вал блокировки
Рис. 11.27 ВВУ-СЭЩ-П3-10
ВВУ- СЭЩП3 10ХХ – У2
В
Выключатель
В
Вакуумный
У
Унифицированный
СЭЩ
Товарный знак
П
Тип привода – пружинно-моторный
3
Номер варианта конструктивного исполнения
10
Номинальное напряжение, кВ
Х
Номинальный ток отключения, кА
Х
Номинальный ток, А
У
Категория размещения по ГОСТ 15150-69
2
Вид климатического исполнения по ГОСТ 15150-69
Рис. 11.28 Структурное обозначение ВВУ-СЭЩ
Для лучшего теплоотвода в полюсе ВВУ-СЭЩ-10 использован эффект естественной
конвекции. На выключателе с номинальным током до 1000 А нет необходимости
устанавливать теплоотводящие радиаторы, соответственно конструкция получилась более
дешевой и надежной.
Выключатель имеет механизм поджатия контактов, не требует дополнительных
регулировок на протяжении всего срока службы (также в случае износа контактов).
Наличие счетчика числа циклов срабатывания выключателя.
Наличие индикации положения выключателя – включен/отключен, пружинный привод
готов/не готов к работе.
Наличие встроенных в привод выключателя расцепителей.
Единый конструктив для всех типов выключателей, выключатели с электромагнитным
и пружинно-моторным приводом имеют одинаковые присоединительные размеры,
выключатели на номинальные токи 1000 А, 1600 А, номинальные токи отключения 20 кА, 31,5
кА имеют одинаковые габаритные размеры.
Полюс выключателя состоит из разъёмного корпуса, включающего в себя вакуумную
дугогасительную камеру (ВДК), токопроводящую пластину, гибкий токопровод,
изоляционную тягу с механизмом дополнительного поджатия контактов ВДК.
Кинематическая связь передачи движения подвижного контакта ВДК шарнирная.
Полюс вакуумного выключателя состоит из (рисунок 11.29):
1,5-пластина (токоотвод); 2,7-корпус; 3-ВДК; 4-гибкий токопровод; 6-изоляционая
тяга; 8-механизм поджатия.
Рис. 11.29 Полюс вакуумного выключателя
-
Пружинно - моторный привод состоит из (рисунок 11.30):
однотипных механизмов включения и отключения c механическими защёлками;
включающей пружины;
механизма взвода включающей пружины;
механизмов блокировок;
1- вал привода; 2- включающая пружина; 3- механизм включения; 4- механизм взвода включающей
пружины; 5- счётчик операций; 6-механизм отключения.
Рис. 11.30 Пружинно-моторный привод
Особенностью приводов, как электромагнитного, так и пружинно-моторного, является
использование в конструкции механизма свободного расцепления.
Выключатель имеет электрическую блокировку от выполнения операций при
оставшейся не снятой команде на включение.
При использовании выключателей в составе КРУ предусмотрена блокировка от
включения в промежуточном (между рабочим и нерабочим) положении выкатного элемента и
от перемещения выключателя во включенном положении.
Конструкция выключателей позволяет с незначительными переделками адаптировать
их в КРУ и КСО на замену устаревших масляных выключателей.
11.7.2.2 BB/TEL-10
Рис. 11.31 BB/TEL-10
Назначение, устройство и принцип работы.
Вакуумные выключатели (рисунок 11.31) предназначены для коммутации
электрических цепей при нормальных и аварийных режимах в сетях трёхфазного переменного
тока (частота 50 Гц), номинальным напряжением до 10 кВ включительно с изолированной
нейтралью.
ВВ предназначены для установки в новых и реконструируемых комплектных
распределительных устройствах станций, подстанций и других устройств, осуществляющих
распределение и потребление электрической энергии во всех отраслях народного хозяйства, в
том числе нефтегазодобывающей и перерабатывающей, нефтехимической, химической,
горнорудной и других отраслях.
Структура условного обозначения выключателей:
ВВ/TEL -10 - Х / Х Х Х
ВВ - Выключатель вакуумный
TEL - Товарный знак предприятия
10 - Номинальное напряжение, кВ
Х - Номинальный ток, А
Х - Номинальный ток отключения, кА
Х - Климатическое исполнение
Х - Категория размещения
ВВ/TEL-10 в своём составе содержит коммутационный модуль ISM15 и модуль
управления.
В основу работы выключателей серии ВВ/TEL заложен принцип гашения дуги
переменного тока в вакуумной дугогасительной камере при разведении контактов в глубоком
вакууме (остаточное давление порядка 10-6 мм рт. ст.). Носителями заряда при горении дуги
являются пары металла.
Коммутационные модули (рисунок 11.32) состоят из трёх полюсов, установленных на
металлическом основании, в котором размещаются электромагнитные приводы каждого
полюса, удерживающие по принципу «магнитной защёлки» коммутационный модуль
неограниченно долго во включенном положении после прерывания тока в катушке
электромагнита привода.
Рис. 11.32 Коммутационные модули
Устройство полюса
Основные узлы коммутационного модуля размещаются в закрытом изоляционном
корпусе, который выполнен из механически прочного изоляционного материала
(поликарбонат или мензолит) – для, защищающем элементы конструкции от механических
повреждений.
Каждый полюс (рисунок 11.33) коммутационного модуля содержит вакуумную
дугогасительную камеру ВДК/TEL.
Вакуумная дугогасительная камера
(ВДК)
Подвижное соединение
Тяговый изолятор
Вспомогательные контакты
Электромагнитный привод
Промежуточный вал
Рис. 11.33 Полюс
Неподвижные контакты вакуумной дугогасительной камеры крепятся к верхнему
контактному терминалу посредством конусной посадки.
Подвижные контакты вакуумной дугогасительной камеры связаны механически с
приводами через тяговые изоляторы, а электрическая связь обеспечивается с помощью гибких
токосъемов, которые подсоединяются к нижним терминалам каждого полюса
коммутационного модуля.
Верхний и нижний терминалы закреплены на опорном изоляторе, а сам изолятор – на
металлическом основании.
Подвижные элементы каждого полюса во время коммутации совершают возвратнопоступательное движение вдоль одной вертикальной оси. Это позволяет существенно
упростить кинематическую схему модуля, отказаться от применения нагруженных
шарнирных и рычажных звеньев.
Привод коммутационного модуля состоит из статора электромагнита, якоря, катушки,
пружин дополнительного поджатия и отключения. Катушки электромагнита соединены
параллельно, за счёт чего обеспечивается электрическая синхронизация работы всех трёх
полюсов коммутационного модуля.
Полюса механически связаны между собой общим синхронизирующим валом. Он
механически обеспечивает одновременность коммутации вакуумных дугогасительных камер
всех трёх полюсов. На вал установлен кулачок, управляющий микропереключателями,
которые выполняют функции блок-контактов во внешних вспомогательных цепях
(управления, сигнализации и др.).
Работа выключателя
В момент подачи команды включения на модуль управления происходит разряд
включающего конденсатора на катушку электромагнитного привода коммутационного
модуля, и начинается процесс включения выключателя.
Быстро растущая электромагнитная сила, ускоряет подвижный контакт вакуумной
дугогасительной камеры до скорости, оптимальной для процесса включения и позволяет
избежать дребезга контактов при их соударении, снижая, при этом, вероятность пробоя
вакуумного промежутка до момента замыкания. В момент замыкания контактов подвижный
контакт останавливается, а якорь продолжает двигаться еще на 2 мм, поджимая контакты через
пружину дополнительного поджатия. Общий ход якоря 8 мм, ход подвижного контакта 6 мм.
Достигнув статора, якорь останавливается, оставаясь притянутым к нему за счёт действия
магнитного поля, образованного протекающим током включения.
Намагниченные до насыщения якорь и статор создают настолько мощный остаточный
магнитный поток, что его достаточно для удержания якоря привода (и соответственно,
контактов модуля) во включенном положении даже после отключения питания
конденсаторных батарей модулей управления. Принцип, на котором основывается данный
способ включения, и удержания выключателя во включенном состоянии называется
«магнитная защелка».
Отключающая пружина привода в процессе движения якоря сжимается, накапливая
потенциальную энергию для выполнения операции отключения модуля. Перемещение якоря
передается на синхронизирующий вал, поворачивая его в процессе движения для управления
вспомогательными контактами.
В случае обрыва цепи катушки электромагнита одного из полюсов, коммутационный
модуль не фиксируется во включенном положении и отключается, тем самым
предупреждается работа выключателя в неполнофазном режиме.
Отключение
При подаче команды отключения, на вход модуль управления разряжается
предварительно
заряженный
отключающий
конденсатор
модуля
управления,
обеспечивающий протекание тока через обмотку в течение 15-20 мс в направлении,
противоположном току включения. Ток отключения частично размагничивает магнитную
систему (якорь-статор) до значения, при котором, якорь под действием отключающей
пружины сможет начать двигаться вниз.
Совместное воздействие отключающей пружины и пружины дополнительного
поджатия контактов является достаточным для того, чтобы «оторвать» примагниченный якорь
от статора. Образовавшийся воздушный зазор в приводе резко уменьшает силу притяжения,
поэтому якорь под действием пружин отключения и поджатия интенсивно разгоняется и после
2 мм свободного движения ударным воздействием увлекает за собой подвижный контакт
вакуумной дугогасительной камеры. Энергии ударного воздействия достаточно для разрыва
точек микросварки на поверхности контактов.
Размыкание контактов происходит с интенсивным ускорением, способствуя
достижению максимальной отключающей способности коммутационного модуля.
Рис. 11.34 Ручное отключение выключателя
Ручное оперативное отключение выключателя осуществляется путем механического
воздействия на кнопку ручного отключения (рисунок 11.34), которая в свою очередь через
толкатель, шарнирно связанный с валом выключателя, воздействует через этот вал на якоря
электромагнитов привода.
11.7.3 Элегазовые ВЭБ-УЭТМ-110.
Элегазовые баковые выключатели (рисунок 11.35) ВЭБ-УЭТМ®-110 имеют
пружинный привод типа ППрК и встроенные трансформаторы тока. Выключатели
предназначены для коммутации электрических цепей при нормальных и аварийных режимах,
а также работы в циклах АПВ в сетях трехфазного переменного тока частотой 50 Гц с
номинальным напряжением 110 кВ.
Рис. 11.35 ВЭБ-УЭТМ-110
Они предназначены для эксплуатации в открытых и закрытых распределительных
устройствах.
Выключатель снабжен устройствами электрообогрева полюсов, которые при
понижении температуры окружающего воздуха до минус 25°С автоматически включаются и
отключаются при температуре минус 19 ÷ 22°С.
Контроль утечки элегаза из полюсов выключателя осуществляется при помощи
электроконтактных сигнализаторов плотности. Полюсы выключателя снабжены аварийной
разрывной мембраной.
Выключатель ВЭБ-УЭТМ®-110 относится к электрическим коммутационным
аппаратам высокого напряжения, в которых гасящей и изолирующей средой является элегаз
(SF6).
Выключатель состоит из трех полюсов, установленных на общей раме и механически
связанных друг с другом посредством передаточного устройства. Все три полюса
выключателя управляются одним пружинным приводом типа ППрК-УЭТМ®-2400 С,
установленным на той же раме.
Полюса выключателя имеют автономную газовую систему.
Каждый
полюс
снабжен
электроконтактным
сигнализатором
плотности
показывающего типа. Сигнализатор плотности имеет устройство температурной
компенсации, приводящее показания давления к температуре 20°С, и три пары,
замыкающихся при снижении плотности элегаза контактов (то есть при наличии утечек
элегаза).
Одна пара контактов замыкается при снижении абсолютного приведенного давления
до 0,44 МПа, подавая сигнал о необходимости пополнения полюса элегазом. Две другие пары
контактов одновременно замыкаются при снижении абсолютного приведенного давления до
0,42 МПа, подавая сигнал о снижении плотности элегаза ниже минимальной рабочей и
необходимости постановки выключателя на блокировку оперирования.
Выключатель снабжен трансформаторами тока для подключения измерительных
приборов и цепей релейной защиты.
Принцип работы выключателя основан на гашении электрической дуги потоком
элегаза, который создается за счет перепада давления, обеспечиваемого автогенерацией, т.е.
за счет тепловой энергии самой дуги.
Включение выключателя осуществляется за счет энергии включающих пружин
привода, а отключение – за счет энергии пружины отключающего.
11.7.5 Разъединители
Разъединителями - называются высоковольтные аппараты, предназначенные для
включения и отключения участков электрической цепи под напряжением, но без нагрузки. Их
используют для снятия напряжения с токоведущих частей аппаратов или сборных шин, для
создания видимого разрыва цепи при ремонтных работах и изменениях схемы
распределительного устройства, например - при переходе с одной системы шин на другую.
Контактная система разъединителей не имеет дугогасительных приспособлений,
поэтому отключать разъединителями рабочие токи нагрузки нельзя, так как при этом
образуется электрическая дуга, которая может привести к перекрытию соседних фаз и аварии.
Как исключение разъединителями можно отключать измерительные трансформаторы
напряжения и небольшие силовые трансформаторы в режиме холостого хода, когда вся
нагрузка трансформатора уже отключена. Разъединителями нельзя отключать протяженные
воздушные и особенно кабельные линии, так как в этом случае, даже если их нагрузка
отключена, приходится разрывать большой емкостный ток, создающий дугу, которую трудно
погасить на открытом воздухе.
Конструктивно разъединители выполняют однополюсными и трехполюсными для
внутренней или наружной установки на напряжения 6 кВ и выше и токи от 200 до нескольких
тысяч ампер.
Разъединители внутренней установки имеют ножи рубящего типа, а наружной —
поворотного, замыкающиеся в плоскости, перпендикулярной осям опорных изоляторов. По
способу установки различают разъединители с вертикальным и горизонтальным
расположением ножей.
Трехполюсный разъединитель РВЗ-10:
1 - рама; 2 - упор ограничения поворота вала; 3 - рычаг; 4 - вал;
5 - подвижный контакт; 6 - пружина; 7 - фарфоровая тяга;
8 - неподвижный контакт; 9 - опорный изолятор; 10 - рычаг
Рис.11.36 Трехполюсный разъединитель РВЗ-10
Разъединители внутренней установки (рисунок 11.36).
Разъединители должны обладать достаточным запасом механической прочности, так как
они рассчитаны на большое количество оперативных включений и отключений, иметь
возможно более простую конструкцию, удобную для монтажа и эксплуатации.
Для внутренней установки на напряжение 6 или 10 кВ выпускают однополюсные
разъединители типа РВО и трехполюсные типов РВ, РВК на токи 400, 600 и 1000 А.
Разъединитель РВ-10/600 на. напряжение 10 кВ и номинальный ток 600 А для внутренней
установки показан на рис. 30.
Во включенном и отключенном положениях ножи разъединителя надежно фиксируются
системой рычагов приводов, что исключает самопроизвольное их отключение или включение.
Разъединители наружной установки. Для открытых установок напряжением 35, 110,
150 кВ применяют более сложные конструкции разъединителей (рисунок 11.37), например горизонтально-поворотные типа РНД (разъединители для наружной установки,
двухколонковые) или РНДЗ с одним или двумя заземляющими ножами. Эти разъединители
выпускаются взамен выпускаемых до настоящего времени разъединителей типов РЛНД и
РОНЗ. Разъединители типов РНД и РНДЗ для напряжений 35 и 110 кВ выполняются на 630,
1000 и 2000 А, они изготовляются в виде отдельных полюсов и монтируются на раме,
укрепляемой на опорной металлической конструкции или фундаменте. Полюсы
разъединителя соединяют приводными тягами в трехфазную группу.
Каждый полюс разъединителя смонтирован на стальной основе. Кинематическая схема
привода выполнена таким образом, что один полюс является ведущим, с ним поперечными
тягами связаны ведомые остальные полюса. Включение и отключение разъединителя
осуществляется ножами, расположенными в горизонтальной плоскости. Поворотный
горизонтальный нож снабжен ламелями (пружинными пластинами), в которые входят ножи
при включении разъединителя. Для присоединения проводов на каждом полюсе имеется по
две контактных пластины. Поворотные ножи с контактными пластинами связаны при помощи
гибких проводников. Привод с рукоятками оперирования главными и заземляющими ножами
расположен в нижней части конструкции на высоте около 1,2—1,3 м от земли. Рукоятки
связаны механической блокировкой.
Разъединители на напряжение 110 и 150 кВ отличаются от рассмотренных конструкций
на 35 кВ большим расстоянием между полюсами (до 1900 мм) и большей высотой опорных
изоляторов. Их управление осуществляется приводами.
Установка разъединителя переменного тока на железобетонной опоре:
1 - опора; 2,14 - кронштейн; 3 - рама; 4 - изолятор; 5 - контактный вывод;
6 - гибкий провод; 7 - полуножи; 8 - тяга; 9 - крюковой болт; 10 - муфта; 11 - вал;
12 - муфта привода; 13 - ручной привод разъединителя
Рис.11.37 Разъединители наружной установки
Разъединитель РГП СЭЩ
Рис.11.38 Разъединитель РГП СЭЩ
Разъединители РГП-СЭЩ 35 кВ (рисунок 11.38) изготавливается в однополюсном
исполнении. При монтаже разъединители могут соединяться в трехполюсный, двухполюсный
и однополюсный.
Контакты главных ножей РГП СЭЩ выполнены из бериллиевой бронзы и имеют
специальную конфигурацию. Не требуется дополнительная регулировка контактного нажатия
в течение срока службы.
Одна из колонок аппарата выполнена неподвижной, что позволило уменьшить
количество кинематических связей и увеличило надёжность аппарата. Контакты хорошо
работают в условиях сильного обледенения.
РГП Х - СЭЩ ХХ35 Х УХЛ
Р
Разъединитель
Г
Горизонтально-поворотного типа
П
С полимерной изоляцией, соответствующей II степени загрязнения атмосферы
по ГОСТ 9920 (для разъединителей с фарфоровой изоляцией буква
отсутствует);
Х
Индекс, обозначающий наличие заземлителей (обозначение опускается при их
отсутствии)
СЭЩ
Товарный знак завода изготовителя (ЗАО «Группа Компаний «Электрощит» ТМ Самара»)
Х
Количество заземлителей
Х
Класс загрязнения изоляции (I II)
35
Номинальное напряжение, кВ
Х
Номинальный ток, А
УХЛ
Климатическое исполнение по ГОСТ 15150-69 и ГОСТ 15543.1-89
Рис.11.39 Структурное обозначение разъединителя РГП СЭЩ
На разъединитель РГП устанавливается как ручные привод ПР СЭЩ-10, ПР СЭЩ-11, ПР
СЭЩ-12, ПР СЭЩ-20, ПР П СЭЩ, так и двигательный привод ПДС СЭЩ
Структурное обозначение разъединителя РГП СЭЩ представлено на рисунке 11.39
Разъединитель РН-СЭЩ 220 кВ
Рис.11.40 РН-СЭЩ 220 кВ
В разработке серии разъединителей (рисунок 11.40) РН СЭЩ на напряжение 110 кВ и
220 кВ применены новые конструкторские решения, улучшающие технические и
эксплуатационные свойства выпускаемых в настоящее время разъединителей серии РГП
СЭЩ.
Структурное обозначение разъединителя РН СЭЩ представлено на рисунке 11.41.
По отношению к РГП СЭЩ разъединители серии РН СЭЩ имеют следующие
преимущества:
1. Конструкция приспособлена ко всем вариантам установки полюсов относительно
друг друга и приводов. Доработка до нетиповых вариантов требует минимальных затрат;
2. Применение только высококачественных комплектующих (изоляторы, подшипники,
смазка);
3. Удобство сборки и регулировки на месте монтажа;
4. Конструкция позволяет в короткое время по желанию заказчика производить
модификации по номинальному току и напряжению, например - изготавливать разъединители
145 кВ и 170 кВ в экспортном варианте;
5. Возможность дальнейшего развития аппарата в сторону расширения его технических
характеристик.
Электродвигательный привод для разъединителей серии РН СЭЩ также был
модифицирован по отношению к приводу разъединителя РГП СЭЩ.
РНП - СЭЩ Х Х220 Х – УХЛ1
РН
Разъединитель Наружной установки
повышенный уровень изоляции по ГОСТ 1516.3-96 соответствующий полному
П
грозовому импульсу 550 кВ (в обозначении разъединителей с полным грозовым
импульсом 450 кВ соответственно индекс отсутствует)
Товарный знак завода изготовителя (ЗАО «Группа Компаний «Электрощит» СЭЩ
ТМ Самара»)
Условное обозначение количества и расположения заземлителей (2 – два, 1а –
Х
один со стороны ведущей колонки, 1б – один со стороны ведомой колонки,
обозначение опускается при их отсутствии)
Степень загрязнения изоляции по ГОСТ 9920-89 и тип изолятора: II п – средняя,
Х
полимерные изоляторы; II – средняя, фарфоровые изоляторы;
220
Номинальное напряжение, кВ
Х
Номинальный ток, А
УХЛ
Климатическое исполнение по ГОСТ 15150-69 и ГОСТ 15543.1-89
1
Категория размещения по ГОСТ 15150-69 и ГОСТ 15543.1-89
Рис.11.41 Структурное обозначение разъединителя
Улучшенный привод ПДС СЭЩ-М имеет следующие преимущества по сравнению с
предшественником:
1. Усовершенствована электрическая схема, добавлен переключатель режимов работы
«МЕСТНОЕ-ОТКЛ-ДИСТАНЦИОННОЕ»;
2. Сигнальные лампы и освещение включаются при открывании двери шкафа
управления;
3. Аппаратура управления и сигнализации размещена на поворотной панели, которая
закреплена в шкафу на шарнирных петлях, и имеет возможность открываться, обеспечивая
свободный доступ к клеммам.
11.7.6 Выключатели нагрузки
Выключатель нагрузки – коммутационный аппарат, выключатель, который служит
для отключения-включения под нагрузкой подключенного через него участка
электрической сети, и, как правило, представляет собой автогазовый выключатель.
В отличие от силовых выключателей, выключатели нагрузки не предназначены для
коммутаций токов короткого замыкания (для защиты присоединения от которых
устанавливаются предохранители), но при этом имеют меньшую стоимость. Выключатель
нагрузки весьма распространенный коммутационный аппарат в распределительных сетях
6, 10 кВ.
а - общий вид выключателя нагрузки; б - дугогасительная камера;
1 - отключающая пружина; 2 - неподвижный контакт; 3 - дугогасительная камера; 4 - подвижный
дугогасительный контакт; 5 - подвижный контакт; 6 - стальная полоса; 7 - стяжные винты; 8 неподвижный дугогасительный контакт; 9 - газогенерирующий вкладыш; 10 - опорный изолятор; 11 предохранитель; 12 - рама.
Рис. 11.42 Выключатель нагрузки
Выключатели нагрузки (рисунок 11.42) предназначены только для включения и
отключения токов нагрузки. Для отключения цепей при коротких замыканиях на
выключателях нагрузки устанавливают высоковольтные предохранители ВНРЗ. Выключатели
нагрузки монтируются на стальной раме с опорными изоляторами. На верхних изоляторах
(для каждой фазы) установлены неподвижные контакты — рабочие и дугогасительные.
Дугогасительный контакт располагается в пластмассовой камере, внутри которой находится
вкладыш из органического стекла. Вкладыш состоит из двух частей и в собранном виде
образует узкую щель для входа подвижного дугогасительного контакта. На нижних
изоляторах закреплены ножи — подвижные рабочие контакты, состоящие из двух
соединенных между собой медных полос. Подвижные дугогасительные контакты
расположены между двумя направляющими полосами, прикрепленными к ножу. На раме в
подшипниках установлен вал, к которому приварены три рычага с фарфоровыми тягами.
Подвижная система выключателя нагрузки отключается с помощью двух пружин. Чтобы
установить предохранители, к раме крепится дополнительный каркас с опорными
изоляторами, которые имеют контактные губки и пружины. На этом каркасе может быть
смонтировано устройство, подающее команду на отключение выключателя при перегорании
предохранителя.
11.7.7 Вентильные разрядники и ограничители перенапряжений.
Разрядником называется аппарат, предназначенный для защиты изоляции
электроустановки от перенапряжения. Разрядник разряжает волну перенапряжения на землю
с последующим немедленным восстановлением нормальной изоляции сети по отношению к
земле.
Перенапряжением называется повышение напряжения до величины, опасной для
изоляции электроустановки, рассчитанной на рабочее напряжение. Перенапряжения в
электрических установках можно подразделить на две группы:
- коммутационные (внутренние)
- атмосферные (внешние).
Одним из видов коммутационных перенапряжений являются дуговые перенапряжения,
которые возникнуть в установках выше 1000 В, при однофазных замыканиях на землю; их
величина превышает в 4—4,5 раза номинальное напряжение.
Атмосферные
перенапряжения
возникают
вследствие
воздействия
на
электроустановки грозовых разрядов. В отличие от коммутационных они не зависят от
величины рабочего напряжения электроустановки. Атмосферные перенапряжения
подразделяют на индуктированные перенапряжения и перенапряжения от прямого удара
молнии.
Индуктированные перенапряжения образуются при грозовом разряде вблизи
электроустановки и линии электропередачи за счет индуктивных влияний.
Перенапряжения от прямого удара молнии наиболее опасны. Измерения показывают,
что токи молнии изменяются от 10 до 250 кА, чаще всего их величина порядка 25 кА. Скорость
изменения тока молнии (крутизна фронта волны тока) различна. Обычно для расчетов
принимают 50 кА/мкс при амплитуде тока 200 кА. Для защиты электроустановок от
атмосферных перенапряжений применяют молниеотводы, защитные тросы, разрядники и
защитные промежутки.
Вентильные разрядники как и другие типы разрядников, предназначены для
ограничения возникающих в электрических сетях коммутационных и атмосферных
перенапряжений, с целью предотвращения возможных пробоев изоляции, повреждения
оборудования и прочих негативных последствий. Вентильные разрядники имеют искровые
промежутки и устройства, гасящие электрическую дугу. Устанавливают их между проводом
и заземлением, параллельно защищаемой изоляции. Разрядники, как правило, защищают
подходы ВЛ к подстанциям, а также переходы ВЛ через линии связи, автомобильные и
железные дороги и линии электропередачи.
Рис. 11.43 Вентильный разрядник РВП-6
Вентильный разрядник (рисунок 11.43) состоит из двух основных компонентов:
многократного искрового промежутка (состоящего из нескольких однократных) и рабочего
резистора (состоящего из последовательного набора вилитовых или тиритовых дисков).
Многократный искровой промежуток последовательно соединен с рабочим резистором. В
связи с тем, что вилит меняет характеристики при увлажнении, рабочий резистор герметично
закрывается от внешней среды. Во время перенапряжения многократный искровой
промежуток пробивается, задача рабочего резистора — снизить значение сопровождающего
тока до величины, которая сможет быть успешно погашена искровыми промежутками.
Вентиль обладает особенным свойством — его вольт-амперная характеристика нелинейна —
падает с увеличением значения силы тока. Это свойство позволяет пропустить больший ток
при меньшем падении напряжения. Благодаря этому свойству вилита вентильные разрядники
и получили свое название.
Выпускаются вентильные разрядники серий:
РВП- разрядник вентильный подстанционный
РС- разрядник вентильный облегченной конструкции для защиты сельских
электроустановок
РВС- разрядник вентильный станционный
РВО- разрядник вентильный облегченной конструкции
РВМ, РВМГ- разрядник вентильный с магнитным гашением дуги.
РВМК- разрядник вентильный с магнитным гашением, комбинированные
РВТ- разрядник вентильный токоограничивающий
РВРД - разрядник вентильный с растягиванием дуги (с постоянным магнитом на основе
бариевых ферритов)
В настоящее время вентильные разрядники практически сняты с производства и в
большинстве случаев отслужили свой нормативный срок службы. Построение схем защиты
изоляции оборудования как новых, так и модернизируемых подстанций, от грозовых и
коммутационных перенапряжений теперь оказывается возможным только с
использованием ОПН.
Ограничители перенапряжений
В настоящее время широкое распространение получают ограничители перенапряжений
(ОПН), представляющие собой нелинейные активные сопротивления без специальных
искровых промежутков (рисунок 11.44). ОПН обычно изготовляют путем спекания оксидов
цинка и других металлов.
Рис. 11.44 ОПН
В полученной после спекания поликристаллической керамике кристаллы окиси цинка
имеют высокую проводимость, а межкристальные промежутки, сформированные из оксидов
других металлов, имеют высокое сопротивление. Точечные контакты между кристаллами
окиси цинка, возникающие при спекании, являются микроваристорами, т. е. имеют так
называемые р-n переходы.
Защитная характеристика ОПН имеет вид, близкий к нелинейной характеристике
вентильного разрядника. Однако оксидно-цинковые сопротивления имеют значительно более
высокую нелинейность, чем вилитовые сопротивления. Благодаря этому в ОПН нет
необходимости использования искровых промежутков.
Выпуск вентильных разрядников в нашей стране прекращен в 90-е годы из-за высокой
трудоемкости производства и настройки искровых промежутков. При том существенно
расширена номенклатура выпускаемых ОПН.
Достоинствами ОПН, по сравнению с вентильными разрядниками, являются
взрывобезопасность, более высокая надежность, снижение уровня перенапряжений,
воздействующих на защищаемое оборудование, и возможность контроля старения
сопротивлений по току в рабочем режиме.
11.7.8 Высоковольтные предохранители.
Высоковольтные предохранители (рисунок 11.45) используются для защиты
электрооборудования электрических сетей напряжением выше 1000 В от токов короткого
замыкания и токов недопустимых перегрузок.
Основными техническими характеристиками предохранителей являются номинальное
напряжение, номинальный длительный ток, зависимость времени плавления вставки от тока.
Отключающую способность предохранителей характеризуют номинальной отключаемой
мощностью. Защитным элементом предохранителя является плавкая вставка, включенная
последовательно в электрическую цепь защищаемой сети.
Время перегорания плавкой вставки зависит от величины проходящего через нее тока
и называется защитной или токовременной характеристикой плавкой вставки, которая служит
для определения выдержки времени отключения аварийных токов, а также расчетов
селективной работы предохранителей и релейной защиты электроустановки.
Рис. 11.45 Высоковольтные предохранители
Ток, плавящий вставку, определяется конструкцией предохранителя, физическими
данными самой плавкой вставки (материалом, формой, длиной и поперечным сечением) и
температурой окружающего воздуха.
На токовременную характеристику предохранителя влияет также состояние плавкой
вставки. Если использовать вставку с оксидной пленкой, у которой вследствие этого
уменьшилось сечение плавящегося элемента из-за длительного хранения в ненормальных
условиях, то характеристики вставки окажутся измененными.
Плавкая вставка может работать длительное время, если через нее проходит
номинальный или меньший электрический ток. При прохождении через предохранитель
рабочего тока вставка нагревается, но структура металла не меняется.
Номинальным током плавкой вставки называется ток, который вставка способна
выдержать, не расплавляясь и не перегорая длительное время, а номинальным током
предохранителя - ток, на который рассчитаны его токоведущие части. Значение номинального
тока указывают на токоведущих частях предохранителя и на контактных частях плавких
вставок.
Ток, при котором плавкая вставка сгорает в момент достижения ею установившейся
температуры, называется пограничным. Если пограничный ток по значению близок к
номинальному или несколько больше его, плавкая вставка предохранителя не перегорает при
прохождении через нее номинального тока.
Предельно отключаемый ток предохранителя - это наибольший ток, который способен
отключить предохранитель при перегорании его плавкой вставки.
Предельно отключаемый ток плавкой вставки должен быть равен или больше
максимального расчетного тока короткого замыкания в цепи, защищаемой предохранителем.
Если выбор предохранителя произведен неправильно, то длительность горения дуги при
перегорании плавкой вставки увеличивается и может привести к разрушению патрона
предохранителя.
Разрывной мощностью предохранителя называется наибольшая мощность короткого
замыкания, которую способен разорвать предохранитель при перегорании плавкой вставки
без разрушения патрона предохранителя.
11.7.9 Реклоузер
Реклоузер — оборудование, предназначенное для автоматического отключения и
повторного включения цепи переменного тока по предварительно заданной
последовательности циклов отключения и повторного включения с последующим возвратом
функции АПВ в исходное состояние, сохранением включенного положения или блокировкой
в отключенном положении. Реклоузер включает в себя комплекс элементов управления,
необходимых для обнаружения токов КЗ, управления реклоузером и передачи информации в
системы диспетчерского управления.
Пример установки приведён на рисунке 11.46.
Рис. 11.46 Двухопорная установка реклоузера
При возникновении аварийного режима и превышении токами или напряжениями
значений задействованных в проекте применения уставок, шкаф управления формирует
импульс энергии на отключение. За счет импульса энергии коммутационный модуль
отключается. Если в проекте применения задействована автоматика повторного включения
АПВ, АВР, то через заданную выдержку времени шкаф управления формирует импульс
энергии на включение. Фиксация коммутационного модуля во включенном и отключенном
положениях основана на принципе магнитной защелки.
Для безопасности производства работ в реклоузере или в случае необходимости
отключения реклоузера при отсутствии оперативного питания - предусмотрено механическое
отключение. Отключение выполняется оперативной штангой для соответствующего класса
напряжения 10 или 6 кВ. После механического отключения реклоузер будет находиться в
состоянии блокировки включения. Для выполнения последующей операции включения
кольцо ручного отключения с помощью оперативной штанги требуется перевести в верхнее
положение.
Коммутационный модуль состоит из вакуумного выключателя, размещенного в
корпусе из коррозионно-стойкого алюминиевого сплава, в высоковольтные вводы которого
встроены датчики тока и напряжения. Высоковольтные вводы имеют изоляцию из
силиконовой резины. Корпус покрыт слоем порошковой краски.
Работа с реклоузером может выполняться в местном и дистанционном режиме.
11.7.10 Токоограничивающие реакторы
Современные автоматические выключатели ликвидируют токи коротких замыканий с
минимально возможной выдержкой времени. Но, они не могут противостоять действию
электродинамических сил, которые развиваются в первоначальный момент аварии. Для
ликвидации их ударного проявления используются другие технические решения, основанные
на работе реакторов.
Виды реакторов в энергетике
В высоковольтных электрических системах реакторы работают на принципе контроля
и ограничения аварийных токов, стихийно возникающих на оборудовании схемы.
По назначению конструкции они подразделяются на два вида:
1. уменьшающие величины токов коротких замыканий — токоограничивающие;
2. снижающих возникающую электрическую дугу — дугогасящие.
Первый вид электротехнических аппаратов создается для устранения действия
ударного тока, образуемого при возникновении короткого замыкания.
Второй — дугогасящие реакторы увеличивают индуктивное сопротивление,
противодействующее развитию дуги при аварийной ситуации, связанной с образованием
однофазного
замыкания
на
контур
земли
в
сетях,
использующих
глухоизолированнуюнейтраль.
Оба вида этих электротехнических устройств при номинальном режиме работы
оборудования вносят небольшую погрешность в выходные характеристики системы, но она
лежит в пределах рабочих нормативов, вполне допустима.
Рис. 11.47 Реактор
Основу конструкции составляет обмотка катушки (рисунок 11.47), обладающей
индуктивным сопротивлением, включенным в разрыв основной цепи питания. Ее параметры
подбирают таким образом, чтобы при нормальных условиях эксплуатации падение
напряжения на ней не превышало четырех процентов от общей величины.
При возникновении аварийной ситуации в защищаемой схеме эта индуктивность гасит
большую часть приложенного высоковольтного напряжения и таким образом ограничивает
действие ударного тока.
Токоограничивающий реактор рассчитывают по величине максимального тока аварии
Im, которому он может противостоять по выражению:
Im= (2,54Iн/Хр)х100%
В формуле Iн обозначает значение номинального тока, а Xр — величину реактивного
сопротивления обмотки.
Приведенная закономерность наглядно показывает, что увеличение индуктивности
катушки ведет к уменьшению ударного тока.
Реактивные свойства обмоток обычно повышают подключением магнитопровода из
стальных пластин. В конструкциях подобных реакторов при протекании больших токов по
виткам происходит насыщение материала сердечника, что ведет к потере его
токоограничивающих свойств. Поэтому от таких конструкций в большинстве случаев
отказываются.
Токоограничивающие реакторы, как правило, изготавливают без использования
стальных сердечников. Из-за необходимости достижения требуемой индуктивности они
обладают повышенными габаритами и весом.
11.8Размещение аппаратов управления и
устройств в сетях напряжением выше 1000 В
распределительных
11.8.1 Общие требования к РУ согласно ПУЭ
Электрооборудование, токоведущие части, изоляторы, крепления, ограждения,
несущие конструкции, изоляционные и другие расстояния должны быть выбраны и
установлены таким образом, чтобы:
1) вызываемые нормальными условиями работы электроустановки усилия, нагрев,
электрическая дуга или иные сопутствующие ее работе явления (искрение, выброс газов и т.п.)
не могли причинить вред обслуживающему персоналу, а также привести к повреждению
оборудования и возникновению короткого замыкания (КЗ) или замыканию на землю;
2) при нарушении нормальных условий работы электроустановки была обеспечена
необходимая локализация повреждений, обусловленных действием КЗ;
3) при снятом напряжении с какой-либо цепи относящиеся к ней аппараты,
токоведущие части и конструкции могли подвергаться безопасному техническому
обслуживанию и ремонту без нарушения нормальной работы соседних цепей;
4) была обеспечена возможность удобного транспортирования оборудования.
При использовании разъединителей и отделителей при их наружной и внутренней
установке для отключения и включения токов холостого хода силовых трансформаторов,
зарядных токов воздушных и кабельных линий электропередачи и систем шин необходимо
выполнять следующие требования:
1) разъединителями и отделителями напряжением 110-500 кВ независимо от
климатических условий и степени промышленного загрязнения атмосферы при их наружной
установке допускается отключать и включать ток холостого хода силовых трансформаторов и
зарядные токи воздушных и кабельных линий, систем шин и присоединений;
2) разъединителями и отделителями напряжением 110, 150, 220 кВ при их внутренней
установке со стандартными расстояниями между осями полюсов соответственно 2; 2,5 и 3,5 м
допускается отключать и включать токи холостого хода силовых (авто) трансформаторов при
глухозаземлённой нейтрали соответственно не более 4, 2 и 2 А, а также зарядные токи
присоединений не более 1,5 А;
3) разъединителями и отделителями 6-35 кВ при их наружной и внутренней установке
допускается отключать и включать токи холостого хода силовых трансформаторов, зарядные
токи воздушных и кабельных линий электропередачи, а также токи замыкания на землю;
4) у разъединителей и отделителей, установленных горизонтально, спуски из гибкого
провода прокладывать полого во избежание переброски на них дуги, не допуская
расположения, близкого к вертикальному. Угол между горизонталью и прямой, соединяющей
точку подвеса спуска и линейный зажим полюса, должен быть не более 65°
5) для обеспечения безопасности персонала и защиты его от светового и теплового
воздействия дуги над ручными приводами отделителей и разъединителей устанавливать
козырьки или навесы из негорючего материала. Сооружение козырьков не требуется у
разъединителей и отделителей напряжением 6-35 кВ, если отключаемый ток холостого хода
не превышает 3 А, а отключаемый зарядный - 2 А;
6) приводы трехполюсных разъединителей 6-35 кВ при их внутренней установке, если
они не отделены от разъединителей стеной или перекрытием, снабжать глухим щитом,
расположенным между приводом и разъединителем;
7) в электроустановках напряжением 35, 110, 150 и 220 кВ с разъединителями и
отделителями
в
одной
цепи
отключение
ненагруженного
трансформатора,
автотрансформатора, системы шин, линий электропередачи производить дистанционно
отделителем, включение - разъединителем.
Конструкции, на которых установлены электрооборудование, аппараты, токоведущие
части и изоляторы, должны выдерживать нагрузки от их веса, тяжения, коммутационных
операций, воздействия ветра, гололеда и КЗ, а также сейсмических воздействий.
Строительные конструкции, доступные для прикосновения персонала, не должны
нагреваться от воздействия электрического тока выше 50 °С; недоступные для прикосновения
- выше 70 °С.
Конструкции на нагрев могут не проверяться, если по токоведущим частям проходит
переменный ток 1000 А и менее.
Во всех цепях РУ должна быть предусмотрена установка разъединяющих устройств с
видимым разрывом, обеспечивающих возможность отсоединения всех аппаратов
(выключателей, предохранителей, трансформаторов тока, трансформаторов напряжения и
т.д.) каждой цепи со всех ее сторон, откуда может быть подано напряжение.
Видимый разрыв может отсутствовать в комплектных распределительных устройствах
заводского изготовления (в том числе с заполнением элегазом - КРУЭ) с выкатными
элементами и/или при наличии надежного механического указателя гарантированного
положения контактов.
Указанное требование не распространяется на высокочастотные заградители и
конденсаторы связи, трансформаторы напряжения, устанавливаемые на отходящих линиях, а
также трансформаторы напряжения емкостного типа, присоединяемые к системам шин,
разрядники и ограничители перенапряжений, устанавливаемых на выводах трансформаторов
и шунтирующих реакторов и на отходящих линиях, а также на силовые трансформаторы с
кабельными вводами.
В отдельных случаях, обусловленных схемными или конструктивными решениями,
трансформаторы тока допускается устанавливать до разъединяющих устройств.
При расположении РУ и ПС в местах, где воздух может содержать вещества,
ухудшающие работу изоляции или разрушающе действующие на оборудование и шины,
должны быть приняты меры, обеспечивающие надежную работу установки:
- применение закрытых ПС и РУ, защищенных от проникновения пыли, вредных газов
или паров в помещение;
- применение усиленной изоляции и шин из материала, стойкого к воздействию
окружающей среды, или покраска их защитным покрытием;
- расположение ПС и РУ со стороны господствующего направления ветра;
- применение минимального количества открыто установленного оборудования.
При сооружении ПС и РУ вблизи морских побережий, соленых озер, химических
предприятий, а также в местах, где длительным опытом эксплуатации установлено
разрушение алюминия от коррозии, следует применять специальные алюминиевые и
сталеалюминевые провода, защищенные от коррозии, в том числе полимерным покрытием,
или провода из меди и ее сплавов.
При расположении РУ и ПС в сейсмических районах для обеспечения требуемой
сейсмостойкости наряду с применением имевшегося сейсмостойкого оборудования следует
предусматривать специальные меры, повышающие сейсмостойкость электроустановки.
В ОРУ, КРУ, КРУН и неотапливаемых ЗРУ, где температура окружающего воздуха
может быть ниже допустимой для оборудования, должен быть предусмотрен подогрев в
соответствии с действующими стандартами на оборудование.
11.8.2 Ошиновка
Ошиновку РУ и ПС, как правило, следует выполнять из алюминиевых и
сталеалюминевых проводов, полос, труб и шин из профилей алюминия и алюминиевых
сплавов электротехнического назначения.
Конструкция жесткой ошиновки должна предусматривать устройства для гашения
вибрации шин и компенсирующие устройства для предотвращения передачи механических
усилий на контактные выводы аппаратов и опорные изоляторы от температурных деформаций
и неравномерной осадки опорных конструкций.
Обозначение фаз электрооборудования и ошиновки РУ и ПС должно выполняться в
соответствии с требованиями ПУЭ гл.1.1.
Шины являются жесткими неизолированными проводниками, из которых
выполняются сборные шины распределительных устройств, электрическое соединение между
аппаратами и присоединение их к сборным шинам. Материал шин должен удовлетворять ряду
требований: обеспечивать необходимую электрическую проводимость, механическую
прочность, быть устойчивым к химическим воздействиям окружающей среды, иметь
небольшую массу и стоимость. В качестве материала шин могут быть использованы медь,
алюминий и сталь. Медные шины используются только в особых случаях и при
соответствующем технико-экономическом обосновании. Стальные шины могут
использоваться в маломощных электроустановках при рабочих токах до 200-300 А. По
соображениям экономического порядка применяют, как правило, шины из алюминия и его
сплавов с различными электрическими и механическими характеристиками.
Формы поперечного сечения шин:
а — прямоугольник; б — пакет из двух полос;
в — пакет из трех полос; г — коробчатые шины; д — трубчатые шины
Рис. 11.48
Распространенной формой поперечного сечения шин (рисунок 11.48) является
прямоугольник. Такие шины называются плоскими. Они обеспечивают хороший отвод тепла
в окружающую среду, так как имеют большую поверхность охлаждения. При рабочих токах
более 2000Атокопроводы собирают из нескольких шин (пакет шин). Пакет состоит из двух
или трех полос. Допустимый ток при этом увеличивается соответственно до 3200 и 4100 А,
т.е. не пропорционально числу полос из-за неравномерного распределения тока между
полосами и ухудшения условий охлаждения. Недостатком пакета шин является также
сложность монтажа и снижение механической устойчивости шин при КЗ из-за притяжения
полос друг к другу, так как по ним протекают токи одного направления. Чтобы исключить
смыкание полос при КЗ, между ними ставятся дистанционные прокладки с соответствующим
креплением. При больших рабочих токах применяют составные шины из двух коробчатых
шин большого сечения. Благодаря малому влиянию эффекта близости и достаточно хорошему
охлаждению использование металла коробчатых шин получается значительно лучше по
сравнению с пакетом прямоугольных шин того же общего сечения. Расчеты показывают, что
уже трехполосовые пакеты шин выгодно заменять коробчатыми шинами. Шины
прямоугольного и коробчатого сечения применяют на напряжение до 10 кВ. В установках
напряжением 35 кВ и выше необходимо учитывать явление коронного разряда, который
возникает при частичном электрическом пробое воздуха у поверхности проводника. Шины
прямоугольного и коробчатого сечения способствуют формированию неравномерного
электрического поля и появлению короны (фиолетового свечения, хорошо видимого в
темноте). Коронирование шин весьма нежелательно, так как при этом происходит ионизация
воздуха, снижающая его электрическую прочность и облегчающая перекрытие изоляторов и
пробой между фазами. При коронных разрядах происходит образование озона и окислов азота.
Озон интенсивно окисляет металлические конструкции распределительного устройства, а
окислы азота образуют с водой азотную кислоту, которая разрушает изоляцию и металлы.
Наиболее совершенной формой поперечного сечения шин является круглая кольцевая,
которую имеют трубчатые шины. При правильном выборе соотношения толщины стенки t и
диаметра трубыd обеспечивается хороший отвод тепла и достаточная механическая
прочность. Вокруг трубчатой шины создается равномерное электрическое поле, что
препятствует возникновению короны. Трубчатые шины укрепляют на опорных стержневых
или штыревых изоляторах, а также крепят к опорным конструкциям гирляндами подвесных
изоляторов. Наряду с трубчатыми шинами в открытых распределительных устройствах
широко применяют многопроволочные гибкие провода. Обычно применяют
сталеалюминиевые провода марки АС, у которых сердечник скручен из стальных
оцинкованных проволок, а алюминиевая часть из проволок одинакового диаметра
укладывается рядами вокруг стального сердечника. Окраска шин эмалевой краской несколько
повышает теплоотдачу в окружающую среду, что дает возможность увеличить допустимый
ток нагрузки на шины. Для облегчения ориентировки персонала в электроустановке
применяют цветную окраску шин (рисунок 11.49). В распределительных устройствах
постоянного тока шины положительной полярности окрашивают в красный цвет,
отрицательной — в синий.
Размещение сборных шин в шкафу КРУ
Рис. 11.49
Шины однофазного тока, являющиеся ответвлением от системы трехфазного тока,
окрашиваются как соответствующие шины, от которых они ответвляются. Резервные шины
окрашиваются в цвет резервируемой основной. Если же резервная шина может заменить
любую из основных, то она окрашивается поперечными полосами в цвета основных, которые
чередуются между собой. Многопроволочные гибкие провода не окрашивают, так как
изменение провисания их при изменении температуры нагрева приводит к разрушению слоя
краски.
11.8.3 Контактные соединения
Соединение шин между собой (рисунок 11.50) и подсоединение их к выводам
электрооборудования следует выполнять в соответствии с ГОСТ 10434 - 82 «Соединения
контактные электрические».
Жесткие шины прокладываются по опорным изоляторам, устанавливаемым на
различных конструкциях.
Крепление и соединение шин. Рис. 11.50
При монтаже жестких шин часто возникает необходимость их изгиба. Для наиболее
распространенных плоских шин прямоугольного сечения радиус изгиба шины на плоскость
должен быть не менее двойной толщины шины, при изгибе на ребро - не менее двойной
ширины шины. При изгибе шины в штопор длина изгибаемой части должна быть не менее 2,5кратной ширины шины.
Жесткие шины соединяют между собой сваркой или болтовым контактным
соединением. Сварные соединения, выполняются, как правило, полуавтоматической сваркой
на постоянном токе в среде аргона. При затяжке болтовых соединений шин применяются
средства стабилизации давления, например тарельчатые пружины (шайбы). Затяжка болтовых
соединений осуществляется в два приема: затяжка до полного сжатия тарельчатой пружины;
ослабление затяжки приблизительно на четверть оборота. Провода гибкой ошиновки не
должны иметь перекруток, расплёток, лопнувших проволок. Стрелы провеса не должны
отличаться от проектных более чем на ±5%.
Соединения между смежными аппаратами должны быть выполнены одним отрезком
шины (без разрезания). Присоединение ответвлений в шинном пролете должно быть
выполнено без разрезания гибкой шины.
При монтаже болтовых соединений в соединяемых шинах с помощью шаблона
размечаются, а затем сверлятся отверстия. Диаметр отверстий должен быть больше диаметра
болтов на 1-2 мм. Контактные поверхности обрабатываются на специальных станках или
напильником и покрываются слоем нейтральной смазки.
11.8.4Оперативная блокировка
Распределительные устройства должны быть оборудованы оперативной блокировкой
неправильных действий при переключениях в электрических установках (сокращенно оперативной блокировкой), предназначенной для предотвращения неправильных действий с
разъединителями, заземляющими ножами (в последующем тексте вместо слов "заземляющий
нож" используется слово "заземлитель", под которым понимается как элемент аппарата, так и
отдельно установленный аппарат), отделителями и короткозамыкателями.
Оперативная блокировка должна исключать:
- подачу напряжения разъединителем на участок электрической схемы, заземленной
включенным заземлителем, а также на участок электрической схемы, отделенной от
включенных заземлителей только выключателем;
- включение заземлителя на участке схемы, не отделенном разъединителем от других
участков, которые могут быть как под напряжением, так и без напряжения;
- отключение и включение разъединителями токов нагрузки.
Оперативная блокировка должна обеспечивать в схеме с последовательным
соединением разъединителя с отделителем включение ненагруженного трансформатора
разъединителем, а отключение - отделителем.
На заземлителях линейных разъединителей со стороны линии допускается иметь
только механическую блокировку с приводом разъединителя.
Распределительные устройства и ПС, как правило, должны быть оборудованы
стационарными заземлителями, обеспечивающими в соответствии с требованиями
безопасности заземление аппаратов и ошиновки.
В РУ 3 кВ и выше стационарные заземлители должны быть размещены так, чтобы были
не нужны переносные заземления и чтобы персонал, работающий на токоведущих частях
любых участков присоединений и сборных шин, был защищен заземлителями со всех сторон,
откуда может быть подано напряжение.
На заземлителях линейных разъединителей со стороны линии следует, как правило,
иметь привод с дистанционным управлением для исключения травмирования персонала при
ошибочном включении их и наличии на линии напряжения, в ячейках КРУЭ эти заземлители,
кроме того, рекомендуется иметь быстродействующими.
Каждая секция (система) сборных шин РУ 35 кВ и выше должна иметь, как правило,
два комплекта заземлителей. При наличии трансформаторов напряжения заземления сборных
шин следует осуществлять, как правило, заземлителями разъединителей трансформаторов
напряжения.
Применение переносных защитных заземлений предусматривается в следующих
случаях:
- при работе на линейных разъединителях и на оборудовании, расположенном со
стороны ВЛ до линейного разъединителя;
- на участках схемы, где заземлители установлены отдельно от разъединителей, на время
ремонта заземлителей;
- для защиты от наведенного напряжения.
Применение барьеров допускается при входе в камеры выключателей,
трансформаторов и других аппаратов для их осмотра при наличии напряжения на
токоведущих частях. Барьеры должны устанавливаться на высоте 1,2 м и быть съемными. При
высоте пола камер над уровнем земли более 0,3 м необходимо оставить между дверью и
барьером расстояние не менее 0,5 м или предусмотреть площадку перед дверью для осмотра.
Указатели уровня и температуры масла маслонаполненных трансформаторов и
аппаратов и другие указатели, характеризующие состояние оборудования, должны быть
расположены таким образом, чтобы были обеспечены удобные и безопасные условия для
доступа к ним и наблюдения за ними без снятия напряжения (например, со стороны прохода
в камеру).
Электропроводка цепей защиты автоматики, измерения, сигнализации и освещения,
проложенная по электротехническим устройствам с масляным наполнением, должна быть
выполнена проводами с маслостойкой изоляцией.
Распределительные устройства и ПС должны быть оборудованы электрическим
освещением. Осветительная арматура должна быть установлена таким образом, чтобы было
обеспечено ее безопасное обслуживание.
Распределительные устройства и ПС должны быть обеспечены телефонной и другими
видами связи в соответствии с принятой системой обслуживания.
Компоновка и конструктивное выполнение ОРУ и ЗРУ должны предусматривать
возможность применения механизмов, в том числе специальных, для производства
монтажных и ремонтных работ.
Расстояния между РУ (ПС) и деревьями высотой более 4 м должны быть такими, чтобы
исключались повреждения оборудования и ошиновки при падении дерева (с учетом роста
деревьев за 25 лет).
11.8.5 Изоляторы высокого напряжения
Опорные изоляторы служат для крепления токоведущих частей и изоляции их друг
от друга и от заземленных частей.
Опорный изолятор (рисунок а) 11.51) состоит из фарфорового корпуса 2, чугунного
основания 1 с овальным, круглым или квадратным фланцем и чугунного колпачка 3. Колпачок
и фланец скреплены с фарфоровым корпусом цементирующим составом. Чугунные фланцы
имеют одно или несколько отверстий для крепления изолятора к стальным конструкциям или
стенам, а колпачок — отверстия с резьбой для крепления шин к изолятору.
Изоляторы: а - опорный ОФ-10-375ов; б - проходной П-10/400-750;
1 - чугунное основание с овальным фланцем, 2 - фарфоровый корпус,
3 к 4 - чугунные колпачок а фланец, 5 - металлический колпачок,
6 - токоведущая шина
Рис. 11.51
Опорные изоляторы различают по роду установок (для внутренних и наружных),
напряжению (3, 6, 10кВ) и механической прочности. В обозначении опорных изоляторов
указывают: тип изолятора — О (опорный), Ф — фарфоровый, номинальное напряжение (6 или
10кВ), разрушающую нагрузку и форму фланца (ов — овальный, кр — круглый, кв —
квадратный).
Например, опорный изолятор с разрушающим усилием 375 кгс (механическая
прочность) на напряжение 10кВ с овальным фланцем обозначают ОФ-10-375ов.
Изолятор опорный ребристый полимерный ИОРП-10 УХЛ2, предназначенный для
изоляции и крепления токоведущих частей в электрических аппаратах, комплектных
распределительных устройствах, токопроводах, распределительных устройствах подстанций
переменного тока частотой 50 Гц напряжением до 10 кВ. Изолятор создан для замены
существующего на рынке изолятора ИОР-10-7,5 III УХЛ2.
Проходные изоляторы (рисунок б) 11.53) предназначены для прохождения
токоведущих стержней или шин через заземляемые перегородки и конструкции в
распределительных устройствах, корпуса аппаратов, а также через стены и перекрытия.
Проходной изолятор состоит из фарфорового корпуса 2, верхнего и нижнего колпачков
5, чугунного фланца 4 и медной или алюминиевой токоведущей шины 6. Колпачки и фланец
скрепляют с фарфоровым корпусом цементирующим составом или механическим способом.
В чугунном фланце имеются отверстия для крепления его к стене, металлическим
конструкциям или плитам. Сечение токоведущей шины выбирают в зависимости от рабочего
тока.
Проходные изоляторы различают по роду установок (для внутренней и наружной),
напряжению (6 или 10кВ) и разрушающей нагрузке.
В обозначении проходных изоляторов указывают: тип изолятора П (проходной),
номинальное напряжение, номинальный ток и разрушающую нагрузку на изгиб. Например,
проходной изолятор на напряжение 10кВ для номинального тока 400А с разрушающей
нагрузкой 750 кгс обозначается П- 10/400-750.
11.8.6Задачами обслуживания РУ являются:
- обеспечение соответствия режимов работы РУ и отдельных электрических цепей
техническим характеристикам установленного оборудования;
- поддержание в каждый период времени такой схемы РУ и подстанций, чтобы они в
наибольшей степени отвечали требованиям надежной работы энергосистемы и безотказной
селективной работы устройств релейной защиты и автоматики;
- систематический надзор и уход за оборудованием и помещениями РУ, устранение в
кратчайший срок выявленных неисправностей и дефектов, так как развитие их может повлечь
за собой отказы в работе и аварии;
- контроль за своевременным проведением профилактических испытаний и ремонта
оборудования;
- соблюдение установленного порядка и последовательности выполнения переключений
в РУ.
11.9Конструкция комплектных распределительных устройств
11.9.1 Конструкция комплектных распределительных устройств
Комплектным распределительным устройством называется распределительное
устройство, состоящее из полностью или частично закрытых шкафов, или блоков со
встроенными в них аппаратами, устройствами защиты и автоматики, поставляемое в
собранном или полностью подготовленном для сборки виде. Комплектные
распределительные устройства на напряжение 6-10 кВ по способу установки в них аппаратов
и приборов разделяют на два типа: КСО и КРУ. В распределительных устройствах с камерами
КСО электрооборудование, аппараты и приборы смонтированы стационарно без выдвижных
элементов с частичным ограждением, а в устройствах с камерами КРУ - на выкатной тележке
с выдвижными элементами, в шкафах, являющихся одновременно их сплошным защитным
ограждением. Шкафы КРУ бывают одностороннего и двустороннего (свободностоящие с
проходами с обеих сторон) обслуживания. Камеры КСО предназначаются только для
одностороннего обслуживания и устанавливаются в электротехнических помещениях.
Большие преимущества КРУ привели к почти полному вытеснению РУ старого типа,
оборудование которых поставлялось россыпью и собиралось на месте монтажа. Камеры КРУ
и КСО изготовляют на заводах комплектно, в собранном виде, с необходимой аппаратурой и
оборудованием. Поэтому сокращаются и упрощаются проектные работы; упрощается
сооружение строительной части; значительно уменьшаются трудозатраты, стоимость и
длительность сооружения распределительных устройств. Надежность работы и безопасность
эксплуатации электроустановок, составленных из крупных блоков заводского изготовления,
значительно выше, чем у установок, собранных из отдельных аппаратов, приборов и
оборудования, полученных россыпью и конструктивно не приспособленных для компактного
монтажа и взаимной блокировки. Монтаж КРУ состоит из установки в подготовленном
помещении готовых комплектных камер, соединения их между собой в определенных
сочетаниях согласно проектным схемам, выполнения внешних подсоединений.
Современный монтаж комплектных РУ и подстанций может служить образцом
индустриальных методов монтажа. Выкатная часть у всех однотипных камер одинаковая, что
удобно в эксплуатации, поскольку обеспечивает взаимозаменяемость и позволяет, имея
запасной выкатной элемент, быстро производить ревизию, профилактические осмотры, а
также при необходимости замену электрооборудования (выключателя, трансформатора
напряжения, разрядника) в любой камере. Комплектные камеры КРУ и КСО выпускают
разных серий и типов, перечень конструкций обширный, поэтому ниже рассматриваются
только основные принципы их устройства. Шкафы КРУ выпускают в сериях, отличающихся
одна от другой габаритами, конструктивными особенностями, типом встраиваемой
аппаратуры и ее техническими характеристиками, а также ошиновками и проводками
вторичных цепей в пределах каждого шкафа. В шкафы встраивают выключатели высокого
напряжения, штепсельные разъединители, трансформаторы тока или напряжения,
предохранители высокого напряжения, разрядники, аппараты релейной защиты, приборы
учета и измерения электроэнергии.
Рис. 11.52 Общий вид устройства шкафа КРУ.
Шкафы КРУ любого типа состоят из корпуса, выкатной части и релейной камеры
(шкафа). Выкатная часть представляет собой тележку, которая вместе с выключателем может
выкатываться из камеры для ревизии, регулировки или ремонта. На тележках кроме
выключателей устанавливают также трансформаторы напряжения, разрядники,
выкатываемые для осмотра и ревизии. Выкатная часть подсоединяется к неподвижной части
камеры с помощью разъемных (штепсельных) контактов. Сборные шины монтируют на
малогабаритных опорных изоляторах. Измерительные приборы и приборы управления,
релейной защиты и сигнализации размещены в верхней фасадной части камеры, а
измерительные трансформаторы тока и кабельные вводы - в задней неподвижной части
камеры.
Рассмотрим устройство шкафа КРУ-6(10) (рисунок 11.52).
Шкаф КРУ состоит из четырех отсеков; А - отсек выканного элемента, В - отсек цепей
вторичной коммутации (релейный шкаф), С - отсека кабельных присоединений, D - отсека
сборных шин.
В релейном отсеке располагается низковольтное оборудование: устройства РЗиА,
переключатели, рубильники. На двери релейного отсека, как правило, располагаются
светосигнальная арматура, устройства учёта и измерения электроэнергии, элементы
управления ячейкой.
В отсеке выключателя располагается силовой выключатель или другое высоковольтное
оборудование (разъединительные контакты, предохранители, ТН). Чаще всего в КРУ это
оборудование размещается на выкатном или выдвижном элементе.
В отсеке сборных шин располагаются силовые шины, соединяющие шкафы секции РУ.
Отсек ввода служит для размещения кабельной разделки, измерительных трансформаторов
тока, трансформаторов напряжения, ОПН.
11.9.2 КТПВ напряжением 10 (6) кВ предназначены для приема, преобразования и
распределения электрической энергии трехфазного переменного тока частотой 50 и 60 Гц.
КТП-ELM
Комплектные трансформаторные подстанции (рисунок 11.53) КТП–ELM (далее КТП)
предназначены для приема, преобразования и распределения электроэнергии трехфазного
переменного тока частотой 50 и 60 Гц напряжением 6-10/0,4 и 0,69 кВ, а также 35/0,4 и 0,69кВ
Рис. 11.53
Комплектная трансформаторная подстанция (КТП) – электротехническое устройство,
состоящее из устройства со стороны высшего напряжения, трансформатора,
распределительного устройства со стороны низшего напряжения и шинопроводов между
ними, поставляемых в собранном или подготовленном для сборки виде.
Распределительное устройство со стороны высшего напряжения КТП (РУВН) –
устройство в металлической оболочке со встроенными в него аппаратами для коммутации,
управления и защиты (или без них – глухой ввод), служащее для приема электроэнергии и
передачи ее по цепям, обусловленным схемой коммутации на стороне высшего напряжения
трансформатора.
Распределительное устройство со стороны низшего напряжения КТП (РУНН) –
устройство напряжением до 690 В в металлической оболочке, состоящее из одного или
нескольких шкафов со встроенными в них аппаратами для коммутации, управления,
измерения и защиты, служащее для распределения электроэнергии.
Силовой трансформатор — электрический аппарат, который предназначен для
преобразования электрической энергии одного значения напряжения в электрическую
энергию другого значения напряжения.
Шинопровод, токопровод, ошиновка – токоведущие элементы, служащие для
соединения главных цепей составных частей КТП в соответствии с электрической схемой
соединения и конструктивным исполнением КТП.
11.9.3 КРУ СЭЩ-70
Комплектное распределительное устройство (КРУ) СЭЩ-70 предназначено для приема
и распределения электрической энергии переменного трехфазного тока частотой 50 Гц и 60
Гц с номинальным значением напряжения 6÷20 кВ и тока до 4000 А
Шкаф КРУ СЭЩ-70 (рисунок 11.54) представляет собой каркасно-модульную
конструкцию, что ускоряет срок изготовления заказа и позволяет легко изменить схему
главных цепей на месте у заказчика, например, установив дополнительные элементы (узлы
трансформаторов тока, ОПН, трансформаторы напряжения, заземляющий разъединитель).
Объем шкафа разделен металлическими и изоляционными перегородками на 4 отсека: отсек
ввода и оборудования, отсек выдвижного элемента, отсек сборных шин и релейный отсек.
Рис. 11.54
К основным преимуществам изделия относится безопасность и удобство эксплуатации.
Так в СЭЩ-70 предусмотрена возможность дистанционного управления выдвижным
элементом и заземляющим разъединителем посредством электрического привода, упрощен
доступ к трансформаторам тока (10кВ), трансформатор напряжения установлен на откидном
кронштейне спереди отсека кабельного ввода, что также облегчает его обслуживание. Панель
управления расположена на фасадной двери на уровне глаз человека и содержит основные
кнопки управления и индикации.
СЭЩ-70 может бать реализовано двухсторонние обслуживание для необходимости
доступа в шкаф с задней стороны для проведения ремонтных и наладочных работ
(технического обслуживания). Все оперативные переключения и наблюдение за аппаратами
ведутся с фасада шкафа.
Присоединения (вводы или выводы) могут быть как кабельными, так и шинными.
Конструкцией КРУ предусмотрены два варианта ввода высоковольтного кабеля в
высоковольтный отсек шкафа в зависимости от конкретного заказа:
- через кабельные каналы снизу шкафа с подсоединением в шкафу;
- сверху через кабельный блок с подсоединением в шкафу.
Конструкция шкафа при вводе силовых кабелей снизу шкафа позволяет подключить
высоковольтные кабели сечением не более 300 мм2 в количестве до 9 трехжильных
высоковольтных кабелей или до 18 одножильных.
Ошиновка шкафа СЭЩ-70-10 выполнена неизолированными или изолированными
медными или алюминиевыми шинами (по желанию заказчика). Алюминиевая ошиновка
шкафа может быть выполнена в шкафах до 1600 А включительно.Сборные шины из алюминия
могут быть выполнены на номинальные токи до3150 А включительно. Возможна комбинация
главных цепей КРУ из алюминиевыхи медных шин. Сборные шины и ошиновка шкафа могут
быть изолированы по требованию заказчика (кроме болтовых соединений). КРУ СЭЩ-70-20
всегда имеет сборные шины в твёрдой термоусаживаемой изоляции.
Отсек сборных
шин
Крыша
Сборные шины
Лоток
Проходные
изоляторы
Релейный
шкаф
Крышка отсека
высоковольтного
оборудования
Отсек
выдвижного
элемента
Выдвижной
элемент
Трансформаторы
тока
Модуль
оборудования
Съемная
горизонтальная
панель
ТТНП
Рама основания
шкафа
Рис. 11.55 Шкаф КРУ СЭЩ-70 с выделенными элементами.
Ошиновка КРУ выполнена шинами со следующим расположением фаз (повиду на
фасад шкафов) и окраской:
- левая шина - фаза А, желтая;
- средняя шина - фаза В, зеленая;
- правая шина - фаза С, красная.
Сборные шины шкафов КРУ СЭЩ-70 расположены в верхнем отсеке шкафов
(рисунок 11.55), который полностью локализован от других высоковольтных отсеков шкафов.
Доступ к сборным шинам осуществляется через крышу или через переднюю крышку модуля
сборных шин.
Безопасная работа в отсеке выдвижного элемента обеспечивается защитными
шторками, которые автоматически закрываются при выкатывании каретки выдвижного
элемента в контрольное положение и перекрывают доступ к неподвижным контактам,
находящимся под напряжением.
11.9.4 КРУ серии К-01Э
Ячейки КРУ или комплектные распределительные устройства серии К-01Э служат для
приема и распределения энергии электричества, которое обеспечивается благодаря
переменному трехфазному току со стандартной частотой в 50 Гц и напряжением,
максимальный уровень которого равен 10 кВ в местах с умеренным и холодным климатом.
АО «Энергопром» может предложить два варианта типоисполнения шкафов КРУ серии
К-01Э:
шкаф с нижним расположением выкатного элемента;
шкаф со средним расположением выкатного элемента.
Шкафы КРУ серии К-01Э с нижним расположением выкатного элемента выполнены из
металлоконструкции, сваренной из гнутых профилей.
Комплектное распределительное устройство КРУ состоит из трех основных частей,
таких как корпус, выкатной элемент и релейный шкафа. Корпус разделен на три отсека с
помощью стенок и закрывающихся шторок. Первый отсек - высоковольтный, второй отсек кабельного ввода и третий отсек - сборных шин. Отсек кабельного ввода закрывается дверью.
Отсек сборных шин сзади закрыт съемной металлической стенкой. Между отсеком ввода и
сборных шин имеется съемная металлическая перегородка.
В отсек выкатного элемента вмонтирована выкатная тележка с установленным на ней
силовым оборудованием, также в этом отделе имеются защитные шторки, закрывающиеся
автоматически, тем самым блокируя доступ к неподвижным контактам, в случае если они
находятся под напряжением. Конструкция шторок предельно проста, и в то же время крайне
надежна.
Шкафы серии К-01Э со средним расположением выкатного элемента (рисунок 11.56)
выполнена из металлоконструкции, из оцинкованных гнутых профилей с использованием
болтовых соединений и стальных заклепок. В нее встроены аппараты и приборы в
соответствии со схемами соединений главных и вспомогательных цепей.
Корпус шкафа разделен с помощью стенок на три отсека: выкатного элемента, сборных
шин, кабельного ввода/вывода.
На лицевой стороне корпуса отсеков выкатного элемента и кабельного ввода/вывода
имеются двери со смотровыми окнами.
-
Рис. 11.56 КРУ серии К-01Э
Отсек выкатного элемента располагается в средней части шкафа К-01ЭС и
предназначен для размещения в нем кассеты с высоковольтным оборудованием.
В отсеке кабельного ввода/вывода размещаются:
- заземлитель;
- трансформаторы тока;
- трансформаторы напряжения стационарного или выдвижного исполнения;
- ограничители перенапряжений;
- кабельные разделки для подключения высоковольтных кабелей.
Отсек кабельного ввода/вывода имеет два исполнения:
- закрывается дверью при установке стационарных трансформаторов напряжения;
- передней части отсека устанавливается выкатной элемент с установленными на нем
трансформаторами напряжения.
Высоковольтные отсеки КРУ (отсек сборных шин, отсек выкатного элемента, отсек
кабельного ввода/вывода) имеют закрепленные откидные клапаны сброса давления газов,
возникающих при коротком замыкании, также предусмотрена установка быстродействующих
устройств дуговой защиты различных заводов-производителей.
Сверху корпуса над отсеком выкатного элемента расположен релейный шкаф, который
представляет собой каркасную разборную конструкцию из оцинкованной стали,
закрывающуюся дверью. На двери размещены аппаратура ручного управления, сигнализации,
приборы учета и измерения, микропроцессорные устройства защиты (при заказе), остальная
низковольтная аппаратура вспомогательных цепей смонтирована внутри шкафа.
Шкафы КРУ серии К-01Э, в зависимости от комплектности главных и
вспомогательных цепей, выполняют различные функциональные нагрузки:
- шкаф ввода;
- шкаф межсекционного выключателя;
- шкаф линейной вставки;
- шкаф отходящей линии;
- шкаф с трансформатором напряжения;
- шкаф с трансформатором собственных нужд;
- шкаф с силовыми предохранителями.
Из всего многообразия схем шкафов К-01Э комплектуются распределительные
устройства 6(10) кВ в зависимости от количества и функционального назначения
потребителей.
Для обеспечения бесперебойного питания электрических приёмников в РУ 6(10) кВ
предусмотрено секционирование системы шин и автоматическое включение резерва (АВР).
Компоновка КРУ шкафами К-01Э предусматривает удобство осмотра, ремонта и
демонтажа основного оборудования во время эксплуатации без снятия напряжения со сборных
шин и соседних присоединений.
В распределительные устройства 6(10) кВ, укомплектованные КРУ серии К-01Э,
предусматривается быстродействующая дуговая защита, выполненная на устройствах дуговой
защиты типа ПД-02 или ОВОД-М либо на другом типе устройств по желанию заказчика.
Дополнительно каждый шкаф К-01Э оборудован клапанами сброса избыточного газа.
Контроль положения разгрузочных клапанов осуществляется с помощью конечных
выключателей.
Электрическая связь выкатных элементов с релейными шкафами осуществляется с
помощью штепсельных разъемов отечественных или зарубежных производителей (Harting
или PHOENIX CONTAKT).
Цепи вторичной коммутации шкафа КРУ размещены в релейном шкафу. Схемы
вспомогательных цепей реализуются по ряду типовых работ.
По желанию заказчика схемы вспомогательных соединений могут быть выполнены в
одном из следующих вариантов:
На электромеханических реле.
С применением устройств защиты и автоматики на микропроцессорной элементной
базе: «SPAC» (компании «ABB»), «SEPAM-1000+» (компании «SchneiderElectric»), ТЭМП
(«ИЦ «Бреслер»), БМРЗ («НТЦ «Механотроника»), Сириус (ЗАО «Радиус Автоматика») и
другие.
Цепи учета электроэнергии могут выполняться на электронных или
многофункциональных микропроцессорных счетчиках электрической энергии.
По желанию заказчика КРУ поставляются транспортными блоками до трех шкафов в
блоке со смонтированными в пределах блока соединениями главных и вспомогательных
цепей.
Во избежание ошибочных операций при обслуживании в устройствах выполнены
блокировки по ГОСТ 12.2.007.4-75.
Примечание - для осуществления других видов блокировок (оперативных,
безопасности и т.п.) предусмотрена возможность установки блокировочных замков.
Как видно, из представленных КРУ типаСЭЩ-70, К-01Э и общего описания КРУ в
основном состоят из однотипных ячеек, ячейки состоят из двух шкафов высоковольтного и
релейного. Высоковольтный состоит из трёх отсеков: отсек сборных шин, отсек выкатного
элемента (высоковольтного выключателя) и кабельной разделки (вводные и отходящие
линии). Так и в остальных типах КРУ, например-К-310П, КРУ2-10, КМ1, КМ1-Н, КМП-Н,
КМП-С, «ЭЛТИМА», NXAIR, «Классика» D-12P (PT), состав ячеек будет таким же - три
основных высоковольтных отсеков и релейный шкаф. Конструктивные отличия могут быть в
исполнении сборных шин (верхнее или нежнее) соответственно кабельные отсеки могут
находится как сверху - так и снизу, исполнение выкатного элемента (нижние или среднее)
шинный мост (при двухрядном расположении, рисунок 11.57) между секциями шин как
правило имеет верхнее исполнение.
Далее отличия могут быть в конструктивных особенностях при реализации блокировок
заводом изготовителем о чём как правило идёт достаточно хорошее и подробное описание в
руководствах эксплуатации КРУ. Например - выкатной элемент перемещается из рабочего в
контрольное положение и обратно при закрытых дверях ячейки. Для этого предусмотрено
отверстие в двери ячейки под съемную рукоятку оперирования выкатным элементом. Так же
в современных электроустановках КРУ могут иметь выкатные элементы с электроприводами
(вкатыванию – выкатыванию) в том числе заземляющие ножи что позволяет реализовывать
дистанционное управление.
Рис. 11.57 Шинный мост
11.10 Технические требования к выключателям
элегазовым в соответствии с ОТТ-29.120.40-КТН-137-15
-
вакуумным,
11.10.1 Конструктивные требования к выключателям напряжением 6 (10) и от 35
до 220 кВ
Выключатели должны иметь следующие устройства:
счетчик числа операций;
кнопку ручного отключения;
указатель включенного и отключенного положений;
- съемное приспособление для ручного неоперативного включения, а для выключателей
с пружинно-моторным приводом приспособление для взвода пружины включения
выключателя;
- коммутирующие контакты для внешних вспомогательных цепей;
- электрическую блокировку против повторения операции включения и отключения
выключателя, когда команда на включение продолжает оставаться поданной после
автоматического отключения выключателя;
- при использовании выключателей в составе комплектных распределительных
устройств (КРУ) должны быть предусмотрены блокировки от включения в промежуточном
(между рабочим и контрольным) положении выкатного элемента и от перемещения
выключателя во включенном положении. Данные блокировки должны иметь сигнализацию о
неготовности выключателя к включению.
В вакуумных выключателях герметичность дугогасительных камер и необходимое
давление остаточных газов в них должны обеспечиваться конструкцией и технологией
изготовления, в результате чего достигается сохранение электрической прочности между
разомкнутыми контактами в течение всего срока службы и не требуется постоянного
автоматического контроля вакуума.
Значения остаточного давления газов в вакуумных дугогасительных камерах должны
быть указаны в руководстве по эксплуатации на вакуумные выключатели.
Конструкция элегазовых выключателей должна обеспечивать возможность контроля
наличия давления в колоннах в процессе их хранения до монтажа.
Элегазовые выключатели с автономной системой под давлением должны
дополнительно иметь следующие устройства:
- хорошо видимый указатель давления или индикатор плотности элегаза с блокконтактами для сигнализации о снижении давления (предупредительная и аварийная
сигнализации) и запрета оперирования выключателем, или другое устройство,
сигнализирующее о наличии давления во внутренних полостях выключателя;
- разъемы автономной герметизации элегаза, предназначенные для технологических
работ (вакуумирование, дозаправка, опорожнение);
- блок-контакт для сигнализации готовности к включению выключателя.
Элегазовые выключатели с герметичной системой под давлением могут иметь
герметичные разъемы для контроля давления и опорожнения элегаза.
В элегазовых выключателях должны применяться уплотнения, при которых утечка
элегаза составит не более 0,5 % в год.
В каждую дугогасительную камеру элегазового выключателя должен быть помещен
абсорбционный фильтр, который поглощает влагу и продукты разложения.
В приводах должны быть предусмотрены механические указатели окончания завода
пружин и специальный блок-контакт на две цепи для сигнализации об окончании завода
пружины и готовности выключателя к включению.
Приводы, имеющие кроме одного отключающего электромагнита встроенные реле или
второй встроенный отключающий электромагнит, должны по требованию заказчика
изготавливаться со специальными блок-контактами, обеспечивающими при отключении
выключателя подачу аварийного сигнала. Для приводов, выполняющих свои функции за счет
энергии электродвигателей, указанные блок-контакты должны быть выполнены таким
образом, чтобы при отключении выключателя человеком-оператором аварийный сигнал не
подавался.
На выключателе и на приводе к нему должны быть указатели включенного и
отключенного положения выключателя. Применение сигнальных ламп в качестве
единственных указателей положения выключателя не допускается.
На выключателях со встроенным приводом или с приводом, расположенным в
непосредственной близости от выключателя и не отделенным от выключателя сплошным
непрозрачным ограждением, допускается установка одного указателя на выключателе или на
приводе.
На выключателях, имеющих внешние подвижные контакты, положение которых ясно
указывает на включенное или отключенное положение выключателя, наличие указателя на
выключателе не обязательно.
Выключатели должны иметь коммутирующие контакты для внешних вспомогательных
цепей в количестве не менее 12, установленные в местах, доступных для осмотра и ремонта.
Число коммутирующих контактов для внешних цепей, в том числе замыкающих,
размыкающих и переключающих, должно быть указано в ТУ на выключатели и в
эксплуатационных документах изготовителя.
Приводы выключателей должны допускать возможность ручного завода пружин, а
также обеспечивать ручное неоперативное включение и отключение выключателей.
Контактные зажимы выводов выключателя должны соответствовать требованиям
ГОСТ 10434, ГОСТ 21242 и ГОСТ 24753. Класс контактных соединений должен указываться
в ТУ на выключатели.
Металлические элементы выключателей должны иметь антикоррозионное или
защитное покрытие в соответствии с ГОСТ 9.104 и ГОСТ 9.301.
Защита болтов, гаек, шайб от коррозии должна соответствовать ГОСТ 9.303.
Подготовка поверхностей деталей, сборочных единиц из черных металлов и сплавов
должна соответствовать ГОСТ 9.402.
Окрашивание поверхностей и сборочных единиц должны соответствовать требованиям
ГОСТ 9.032.
Выключатель (полюс выключателя) должен иметь контактную площадку для
подсоединения заземляющего проводника и заземляющий зажим (зажимы) по ГОСТ 21130 и
ГОСТ 12.2.007.3 с указанием знака заземления.
В выключателях всех типов межполюсное расстояние должно соответствовать
требованиям ПУЭ.
Во всех резьбовых соединениях выключателя должны быть предусмотрены меры
против самоотвинчивания.
Оболочка выключателя должна соединяться с основными частями в единую
конструкцию, закрывать опасную зону и сниматься только при помощи инструмента.
Не допускается применение общих винтов (болтов) для крепления оболочки,
токоведущих и движущихся частей выключателя.
При необходимости, оболочки должны иметь рукоятки, скобы и другие устройства для
удобного и безопасного удерживания их при съеме или установке. Требования к этим
устройствам и необходимость их установки должны быть указаны в стандартах и ТУ на
конкретные виды выключателей.
При открывании и закрывании дверей и люков оболочки должна исключаться
возможность их прикосновения (или приближения на недопустимое расстояние) к
движущимся частям выключателя или к частям, находящимся под напряжением.
Штепсельные разъемы должны иметь маркировку, позволяющую определить те части
разъемов, которые подлежат соединению между собой. Ответные части одного и того же
разъема должны иметь одинаковую маркировку.
Маркировка должна наноситься на корпусах ответных частей разъемов на видном
месте. Допускается не наносить маркировку, если разъем данного типа в выключателе
единственный.
Электрическая изоляция главных цепей вакуумных выключателей относительно
корпуса и между соседними полюсами должна выдерживать без пробоя и перекрытия
одноминутное испытательное напряжение промышленной частоты 50 Гц:
- 32 кВ для выключателей напряжением 6 кВ;
- 42 кВ для выключателей напряжением 10 кВ.
Электрическая изоляция главных цепей выключателей напряжением от 35 до 220 кВ
относительно корпуса и между соседними полюсами должна выдерживать без пробоя и
перекрытия одноминутное испытательное напряжение промышленной частоты 50 Гц:
95 кВ для выключателей напряжением 35 кВ;
230 кВ для выключателей напряжением 110 кВ;
440 кВ для выключателей напряжением 220 кВ.
Электрическая изоляция главных цепей выключателя относительно корпуса и между
соседними полюсами должна выдерживать воздействие полного грозового импульса:
- 60 кВ для выключателей напряжением 6 кВ;
- 75 кВ для выключателей напряжением 10 кВ.
Электрическая изоляция главных цепей выключателей напряжением от 35 до 220 кВ
относительно корпуса и между соседними полюсами должна выдерживать воздействие
полного грозового импульса:
- 190 кВ для выключателей напряжением 35 кВ;
- 450 кВ для выключателей напряжением 110 кВ;
- 900 кВ для выключателей напряжением 220 кВ.
Электрическая изоляция вспомогательных цепей относительно корпуса и между
соседними полюсами должна выдерживать без пробоя и перекрытия одноминутное
испытательное напряжение 2 кВ промышленной частоты 50 Гц.
Температуры нагрева и соответствующие превышения температуры частей
выключателей напряжением 6 (10) кВ, при продолжительном протекании номинального тока
не должны превышать норм нагрева, приведенных в ГОСТ 8024-90 (таблица 1).
Выключатели напряжением 6 (10) кВ во включенном положении должны выдерживать
без повреждений действия токов электродинамической стойкости, а также номинальных токов
отключения, параметры которых приведены в таблице 6.2.
Электронное оборудование, являющееся частью вспомогательных цепей или цепей
управления выключателей напряжением 6 (10) кВ должны сохранять работоспособность при
воздействии внешних электромагнитных помех по ГОСТ 30804.6.2. По отдельному
требованию заказчика должно быть предусмотрено изготовление выключателей,
сохраняющих работоспособность при воздействии внешних электромагнитных помех по
ГОСТ Р 51317.6.5.
Электронное оборудование, являющееся частью вспомогательных цепей или цепей
управления выключателей напряжением 6 (10) кВ, должно удовлетворять требованиям к
эмиссии в соответствии с ГОСТ Р 51318.11 для оборудования группы 12, класса А.
Вспомогательные цепи и цепи управления выключателей напряжением 6 (10) кВ
должны выдерживать испытания при быстром электрическом переходном процессе и
испытания на невосприимчивость к воздействию колебательной волны, в соответствии с
ГОСТ Р 55716 (6.9.2). После испытаний они должны быть полностью работоспособны.
11.10.2 Требования надежности
Срок службы вакуумных, элегазовых выключателей напряжением от 6 (10) до 220 кВ
до списания – не менее 30 лет.
Вероятность безотказной работы за наработку в течение 8800 ч – не менее 0,995.
Ресурс по механической износостойкости должен составлять не менее значений,
указанных в таблицах 6.2 и 6.3.
Вакуумные элегазовые выключатели напряжением от 6 (10) до 220 кВ должны
относиться к обслуживаемым объектам, быть приспособленными к поддержанию
работоспособного состояния, к техническому обслуживанию, к предупреждению и
обнаружению отказов и повреждений, выполнять заданные функции путем замены
комплектующих изделий.
11.10.3 Требования эргономики и технологичности
На стадии проектирования и разработки эксплуатационной документации должны быть
соблюдены
эргономические
принципы
проектирования,
изложенные
в ГОСТ Р МЭК 60073, ГОСТ 12.2.003, ГОСТ 12.2.033, ГОСТ 12.2.049.
Эргономические требования к выключателям должны применяться к тем его
элементам, которые сопряжены с человеком при выполнении им трудовых действий в
процессе эксплуатации, монтажа, ремонта, транспортирования и хранения оборудования.
-
Эргономические требования при монтаже инженерных систем и кабельной разводки
должны обеспечиваться применением материалов и оборудования надлежащего качества,
соответствующей фурнитуры и аксессуаров для монтажа, что должно подтверждаться
сертификатами качества на применяемые материалы/оборудование.
Cиловые кабели и провода вторичной коммутации должны иметь негорючую ПВХ
изоляцию.
11.10.4 Требования энергетической эффективности
Значение
сопротивления
теплопередачи
ограждающих
конструкций
и
теплоизоляционного материала должно выбираться с учетом климатического района
установки выключателей.
Количество отопительных приборов и их мощность должны определяться по
результатам расчетов при проектировании.
В качестве источников освещения необходимо применять светодиодные светильники.
Освещенность отсеков должна быть не менее 200 лк.
11.11 Технические требования к комплектным трансформаторным
подстанциям в соответствии с ОТТ-75.180.00-КТН-072-15
11.11.1 Общие требования к КТП
КТП собираются из шкафов, изготовленных из стальных металлоконструкций.
Шкафы с вводными АВ должны быть расположены по краям секций шин РУНН, шкаф
с секционным АВ – в середине между секциями шин РУНН.
На лицевой и обратной стороне панелей шкафа с секционным АВ контрастной краской
должна быть нанесена вертикальная полоса.
В КТП должна быть предусмотрена взаимозаменяемость однотипных выдвижных
комплектующих изделий.
Конструкция КТП должна обеспечивать непрерывность электрической цепи между
открытыми проводящими частями и цепями защиты электроустановки.
Требования к контактным соединениям – по ГОСТ 10434.
Выдвижные элементы КТП должны обеспечивать возможность их установки:
- в рабочее положение, когда первичные силовые выводы выдвижного элемента
соединены с ошиновкой;
- в испытательное положение, когда первичные силовые выводы выдвижного элемента
разомкнуты, а вторичные выводы соединены с цепями управления и автоматики (для
возможности опробования цепей управления и автоматики);
- в ремонтное положение, когда выдвижной элемент вынимается из шкафа КТП для
испытания или ремонта.
В РУНН должны быть установлены разъединители между вводным АВ и секцией шин
и с двух сторон от секционного АВ.
Прокладка силовых кабелей и проводов цепей управления, защиты и автоматики в КТП
должна быть выполнена в поливинилхлоридовых коробах.
Для предотвращения образования росы и обеспечения нормальных условий работы
оборудования в шкафах КТП должны быть предусмотрены электрические обогреватели.
Шкафы КТП должны быть двустороннего обслуживания.
Шкафы должны иметь фиксацию дверей в крайних положениях.
Задние стенки шкафов КТП должны быть выполнены как открывающиеся дверцы или
быстросъемные панели со специальными ключами.
Шкафы КТП должны выдерживать 2000 операций открывания и закрывания дверей по
ГОСТ 14693.
Резьбовые соединения элементов конструкций шкафов КТП и крепления
коммутационных аппаратов должны быть предохранены от самоотвинчивания.
Дно шкафов должно быть закрыто съемными панелями с устройствами ввода кабелей
с возможностью их герметизации.
По конструктивному исполнению шкафы РУВН, шкафы РУНН с вводными АВ и с АВ
отходящих линий должны предусматривать возможность выполнения кабельных вводов
сверху или снизу по кабельным конструкциям.
Шкафы КТП и их выдвижные элементы должны быть снабжены блокировками,
запрещающими:
- доступ внутрь шкафа РУВН при включенном вводном коммутационным аппарате;
- включение вводного коммутационного аппарата при открытой двери шкафа РУВН;
- установку выдвижного элемента в рабочее положение при включенном положении АВ;
- выкатывание выдвижного элемента из рабочего положения в испытательное при
включенном положении АВ;
- включение АВ, установленного на выдвижном элементе, в промежуточных
положениях (незафиксированных в рабочем или испытательном положении).
В ТУ изготовителя КТП должно указываться число многократных циклов/операций:
«отпереть замок – открыть дверь коммутационного аппарата – переместить его в
ремонтное положение – вкатить в рабочее положение – закрыть дверь – закрыть замок –
включить коммутационный аппарат – отключить коммутационный аппарат»;
«открыть – закрыть дверь релейного отсека».
Цветовые решения при окраске шкафов КТП должны соответствовать РД-01.075.00КТН-052-11.
Защитные металлические и неметаллические покрытия шкафов КТП должны
соответствовать ГОСТ 9.301.
Требования к главным цепям и шинам
КТП должны выполняться:
- с медными изолированными шинами (по требованию заказчика);
- с медными неизолированными шинами, за исключением мест сближения и пересечения
шин, где шины должны быть изолированными.
Подключение силовых трансформаторов к вводам РУНН/РУВН должно
осуществляться медными изолированными шинами или шинопроводом в изолированной
оболочке.
В каждом шкафу РУНН должны быть предусмотрены три фазные шины главных цепей
A, B, C, нулевая рабочая шина N, а также нулевая защитная шина PE.
Требования к оборудованию и коммутационным аппаратам
На силовой трансформатор должен устанавливаться металлический кожух.
Нейтраль силового трансформатора должна соединяться с заземлителем отдельным
проводником.
Заземление
нейтрали
силового
трансформатора
осуществляется
присоединением к ближайшим металлическим частям КТП. Для заземления корпуса силового
трансформатора заземляющий проводник должен быть присоединен к заземляющему болту
на его корпусе. Сечение заземляющего проводника выбирается в соответствии с требованиями
ПУЭ (издание седьмое (1.7.126)).
Тип коммутационного аппарата, используемого в РУВН КТП, определяется на стадии
проектирования.
В шкафах РУНН групповые ответвления от сборных шин к нескольким
коммутационным аппаратам главной цепи должны выдерживать длительную нагрузку током,
равную 70 % суммы номинальных нагрузок на аппараты, но не более значения номинального
тока сборных шин.
В РУНН должны быть предусмотрены резервные линейные АВ по 2 шт. на каждой
секции шин.
Требования к системам и цепям управления, защиты и автоматики КТП
Оперативные цепи управления, защиты, автоматики и сигнализации КТП должны
соответствовать КД.
Цепи управления защиты, автоматики и сигнализации КТП должны защищаться АВ.
Питание к аппаратуре и измерительным приборам при переходе на двери шкафов КТП
должно выполняться многопроволочным проводом сечением не менее 0,5 мм² в
дополнительном бандаже для исключения перетирания изоляции провода о металлические
выступы конструкции.
При работе КТП должно быть предусмотрено АВР.
Требования к работоспособности АВР – в соответствии с ОР-29.020.00-КТН-191-13.
Схема АВР «два рабочих ввода с секционированием» предполагает питание от двух
вводов силовых трансформаторов, каждый из которых подключен к отдельной секции шин
РУНН. Соединение двух секций шин РУНН осуществляется с помощью секционного АВ при
пропадании питания на одном из вводов.
Схема АВР «два рабочих ввода с секционированием плюс ввод от ДЭС на одну секцию
шин» предполагает питание аналогичное, как и в схеме АВР «два рабочих ввода с
секционированием». Главным отличием схемы АВР «два рабочих ввода с секционированием
плюс ввод от ДЭС на одну секцию шин» является присутствие третьего ввода на одну из
секций шин РУНН от ДЭС. При пропадании питания на обоих вводах включается в работу
ДЭС. Номер секции шин РУНН, на которую подключается ввод от ДЭС, определяется на
стадии проектирования.
Отключение ввода от ДЭС (по схеме АВР «два рабочих ввода с секционированием
плюс ввод от ДЭС на одну секцию шин») происходит при появлении напряжения на одном из
вводов секций шин РУНН.
Схемы АВР должны выполняться на базе микропроцессорной техники.
Цепи оперативного тока схем АВР должны иметь источник гарантийного питания в
зависимости от вида оперативного тока.
Требования к объему информации, передаваемой из КТП в ПМЭ АСТУЭ, определяется
в соответствии с ТПР-35.240.50-КТН-043-15.
Во вводных шкафах РУНН должен быть установлен вольтметр для измерения
линейного напряжения и амперметры для измерения токов в каждой фазе. На присоединениях
устанавливаются трехфазные электронные счетчики учета активной и реактивной
электроэнергии.
В РУНН на отходящих линиях устанавливаются трансформаторы тока с классом
точности 0,5S для подключения амперметров в соответствии с ТПР-35.240.50-КТН-043-15.
Количество трансформаторов тока определяется в соответствии с ТПР-35.240.50-КТН-043-15.
Требования к системе заземления
Требования к заземляющим устройствам КТП должны соответствовать РД-91.020.00КТН-259-10.
Дверцы шкафов РУНН с установленным на них измерительным оборудованием
должны быть заземлены гибким проводником.
В конструкции шкафов КТП должна быть предусмотрена возможность болтового
присоединения к защитным устройствам и непосредственной приварки корпуса шкафа КТП к
металлическим заземленным конструкциям. Должны быть предусмотрены места для
наложения защитных заземлений на секции шин, на вводы РУВН и РУНН, и отходящие линии.
Значение сопротивления между заземляющим болтом и каждой доступной
прикосновению металлической нетоковедущей частью КТП, которая может оказаться под
напряжением, не должно превышать 0,1 Ом.
11.11.2 Требования эргономики
Эргономические требования при монтаже КТП и кабельной разводки должны
обеспечиваться применением материалов и оборудования надлежащего качества,
соответствующей фурнитуры и комплектующих для монтажа, что должно подтверждаться
сертификатами качества на применяемые материалы/оборудование.
Направления движения органов управления коммутационными аппаратами – по ГОСТ
21991.
Расположение осевой линии органов управления коммутационными аппаратами
должно находиться в пределах от 400 до 1900 мм от уровня пола.
Расположение осевой линии показывающих приборов должно находиться в пределах
от 800 до 2000 мм от уровня пола.
11.11.3 Требования энергетической эффективности
Для обогрева зданий КТП должны применяться инфракрасные обогреватели.
Количество отопительных приборов и их мощность должны определяться по результатам
расчетов при проектировании. По требованию заказчика обогрев зданий КТП должен
производиться с использованием электроэнергии от возобновляемых источников.
В качестве источников освещения необходимо применять светодиодные светильники.
Напряжение питания светильников – не более 50 В. Освещенность отсеков должна быть не
менее 200 Лк.
Световая сигнализация состояния коммутационных аппаратов должна быть выполнена
с применением светодиодов.
11.12 Технические требования к автоматическим
секционирования в соответствии с ОТТ-29.240.00-КТН-120-11
пунктам
11.12.1Требования назначения
АПС ВЛ 6 (10) кВ должны обеспечивать коммутацию электрических цепей в
нормальных и аварийных режимах, в том числе в циклах АПВ, электрических сетей с
изолированной и компенсированной нейтралью при нормальных и аварийных режимах в сетях
трехфазного переменного тока частотой 50 Гц и номинальным напряжением 6 (10) кВ.
АПС могут применяться в ВЛ с односторонним или двухсторонним питанием в
качестве пункта сетевого резервирования – АВР, коммутационного аппарата фидера на
питающей подстанции или защитного аппарата на ответвлении сети.
АПС должны выполнять следующие основные функции:
- оперативное переключение в распределительной сети (местная и дистанционная
реконфигурация сети);
- автоматическое отключение поврежденного участка ВЛ в соответствии с уставками
РЗиА;
- АПВ ВЛ;
- АВР и восстановление питания на неповрежденных участках ВЛ (в соответствии с ОЛ);
- автоматический сбор и хранение информации о параметрах режимов работы сети;
- ведение электронных журналов оперативных и аварийных событий в ВЛ;
- самодиагностика;
- местное и дистанционное управление;
- интеграция в существующие системы ЛТМ в соответствии с ОЛ.
Основными элементами АПС являются:
- коммутационный модуль наружной установки, в состав которого входит: ВВ,
поверенные устройства (трансформаторы или датчики) измерения токов и напряжений;
- шкаф управления, в котором размещаются элементы контроля и управления
коммутационным модулем, микропроцессорная РЗиА, система бесперебойного питания;
- соединительное устройство – кабель, обеспечивающий соединение коммутационного
модуля и шкафа управления.
- ОПН;
- ТН (ТСН) в соответствии с ОЛ.
11.12.2 Требования надежности
Срок службы АПС – не менее 25 лет.
Срок службы АКБ – не менее 10 лет.
Время восстановления изделия после технического обслуживания – не более 2 ч.
АПС должны сохранять свою работоспособность в течение всего срока службы без
проведения текущего, среднего и капитального ремонтов, если не исчерпаны механический и
коммутационный ресурсы, ресурс АКБ.
11.12.3 Требования к защите, автоматике
Применяемые на ВЛ АПС должны иметь встроенный комплект релейной защиты на
базе микропроцессорного терминала с функциями управления по каналам ЛТМ, применяемой
на ЛЧ МТ. Микропроцессорный терминал должен соответствовать требованиям ОТТ29.020.00-КТН-009-15.
АПС должны надежно отключать токи нормального режима и режима КЗ без появления
при этом опасных коммутационных перенапряжений.
В памяти АПС должно храниться не менее двух независимых групп уставок.
По требованию заказчика (в соответствии с ОЛ) в АПС должны быть предусмотрены
следующие виды защит и автоматики:
- комплект направленных и ненаправленных токовых защит от междуфазных КЗ;
- комплект направленных и ненаправленных токовых защит от замыкания на землю ОЗЗ;
- ЗМН;
- ЗПН;
- АПВ;
- АВР;
- ОМП.
Требования к токовым защитам от междуфазных коротких замыканий
Комплект токовых защит должен иметь не менее трех ступеней, работающих
независимо друг от друга. Одна из ступеней должна иметь как зависимую, так и независимую
ВТХ, с возможностью выбора ВТХ пользователем.
Диапазоны уставок токовых защит определяется изготовителем в соответствии
требованием заказчика и указывается в ОЛ.
В АПС должна быть предусмотрена возможность отстройки от броска тока
намагничивания при включении на холостой ход силовых трансформаторов и пусковых токов
электродвигателей.
Требования к чувствительной защите от однофазных замыканий на землю
Защита ОЗЗ должна иметь не менее одной ступени с независимой ВТХ.
Диапазоны уставок ОЗЗ определяется изготовителем в соответствии требованием
заказчика и указывается в ОЛ.
Требования к защите минимального напряжения
В АПС должны быть предусмотрены следующие виды ЗМН:
- ЗМН по фазным напряжениям;
- ЗМН по линейным напряжениям.
Диапазоны уставок ЗМН определяется изготовителем в соответствии требованием
заказчика и указывается в ОЛ.
Требования к автоматическому повторному включению
В АПС должны быть предусмотрены следующие виды АПВ, независимые друг от
друга:
- не менее двухкратного АПВ с пуском от токовых защит;
- не менее двухкратного с пуском от ОЗЗ;
- АПВ с пуском от ЗМН.
Диапазоны уставок АПВ с пуском от токовых защит, ОЗЗ и ЗМН определяется
изготовителем в соответствии требованием заказчика и указывается в ОЛ.
После успешного автоматического повторного включения устройство АПВ должно
автоматически возвращаться в исходное состояние после истечения времени подготовки АПВ.
Должна быть исключена возможность многократного включения АПС на КЗ.
Должна быть предусмотрена возможность выполнения АПВ с контролем напряжения.
АПВ должно выполняться только после отключения АПС от вышеперечисленных
защит и должно запрещаться при местном, механическом и дистанционном отключении АПС.
Требования к автоматическому включению резерва
В АПС должна быть предусмотрена функция АВР, обеспечивающая подачу
напряжения на участок ВЛ от резервного источника в случае исчезновения основного питания.
АВР должно происходить с контролем отсутствия напряжения на резервируемой стороне и наличия напряжения на резервном источнике.
Диапазоны уставок АВР определяется изготовителем в соответствии требованием
заказчика и указывается в ОЛ.
Должна быть предусмотрена возможность выполнения как одностороннего, так и
двухстороннего АВР.
Должна быть обеспечена однократность действия АВР. АВР должно быть выполнено
без автоматического возврата до аварийной схемы электроснабжения.
11.12.4 Требования к управлению, контролю и индикации
АПС должен обеспечивать управление, контроль и индикацию следующими
режимами:
- местный – с панели управления шкафа управления или персонального компьютера;
- дистанционный – с помощью дискретных входов/выходов или цифровых интерфейсов.
Для выбора режима управления панель управления должна иметь в своем составе
кнопку/тумблер выбора режима управления.
АПС должен обеспечивать выполнение следующих функций управления, контроля и
индикации:
- включение и отключение АПС;
- переключение активного набора уставок;
- переключение АПС в режим местного или дистанционного управления;
- раздельный ввод и вывод всех защит;
- настройка и изменение уставок защит и автоматики в режимах местного и
дистанционного управления;
- настройка интерфейса обмена данными с системой ЛТМ;
- самодиагностика;
- просмотр текущего состояния АПС (положение выключателя АПС, наличие неисправностей и предупреждений, состояние защит, режим управления);
- просмотр уставок защит и автоматики;
- установление причины включения и отключения АПС (оперативное или ручное, от
защиты или автоматики с указанием вида защиты или автоматики);
- просмотр текущего состояния сети: фазные токи; ток нулевой последовательности; фазные и линейные напряжения; активная, реактивная и полная мощность; реактивная и полная
энергия; частота; коэффициент мощности.
Должна быть предусмотрена возможность подключения внешних систем управления
по дискретным входам/выходам.
11.13 Технические требования к комплектным распределительным
устройствам в соответствии с ОТТ-75.180.00-КТН-143-15
11.13.1 Конструктивные требования
По требованию заказчика в состав КРУ должны быть включены БАВР.
КРУ должно состоять не менее чем двух секций шин, укомплектованных ячейками с
вакуумными выключателями стационарного или выдвижного типа. Все ячейки должны быть
двухстороннего обслуживания, если иное не указано в проектной документации.
Требования к конструкции КРУ
В КРУ должны быть предусмотрены АВР и ВНР.
Защита цепей управления и сигнализации в КРУ должна осуществляться
автоматическими выключателями с комбинированными расцепителями.
В КРУ должны предусматриваться прием и исполнение команд управления от
технических средств системы автоматизации НПС.
В КРУ должна предусматриваться защита минимального напряжения.
В КРУ должна предусматриваться взаимозаменяемость выдвижных комплектующих
изделий любой мощности.
В КРУ должен предусматриваться контроль напряжения до вводного выключателя и на
секциях шин.
Конструкция шкафа должна предусматривать установку полного комплекта
электрооборудования и аппаратуры, устройств управления, защиты и автоматики, в
соответствии с проектной документацией.
КРУ с элегазовой или вакуумной изоляцией допускается применять в исполнении с
односторонним обслуживанием.
Шины КРУ должны быть выполнены из меди.
Внутреннее разделение КРУ должно быть выполнено установкой металлических
перегородок, обеспечивающих стойкость к образованию дуги.
Должны быть предусмотрены показывающие измерительные приборы класса точности
не ниже 2,5:
- на вводных ячейках – ваттметр и амперметр;
- на отходящих линиях – амперметр;
- в ячейках трансформаторов напряжения – вольтметр с переключателем.
С фасадной стороны шкафа КРУ должны быть установлены индикаторы наличия
напряжения на кабельном присоединении и на сборных шинах. Также должен быть
установлен блок индикации мнемосхем, показывающий положение выдвижного элемента
(контрольное/рабочее), состояние выключателя (включен/отключен) и заземляющего
разъединителя (включен/отключен).
Наружные двери шкафов должны открываться плавно, без заеданий и поворачиваться
на угол, достаточный для нормального вкатывания и выкатывания выкатного элемента
данного шкафа и соседних шкафов. Дверные замки всех шкафов КРУ должны открываться
одним ключом.
Винтовые соединения подвижных частей, а также других составных частей и деталей
шкафов КРУ, подвергающихся переменным механическим воздействиям, должны быть
устойчивы к этим воздействиям и снабжены устройствами против самоотвинчивания.
Для наблюдения за заземляющим разъединителем в шкафах с выкатными элементами
должны быть предусмотрены смотровые окна. Для контроля положения разъединителей и
заземляющих ножей в КРУ с элегазовой и вакуумной изоляцией должны быть предусмотрены
индикаторы положения разъединителя.
Выдвижной элемент в шкафу КРУ должен иметь два фиксированных положения:
рабочее, контрольное.
В шкафах КРУ перемещение выдвижного элемента должно осуществляться вручную
или механически.
С целью предотвращения ошибочного выполнения оперативных переключений,
конструкция КРУ должна обеспечивать наличие блокировочных устройств. Блокировке
подлежат приводы заземляющего разъединителя и выкатные элементы шкафов.
В шкафах должны быть реализованы следующие виды блокировок:
- механическая;
- электромагнитная;
- электрическая.
Для КРУ герметичного исполнения должны быть предусмотрены сигнализация и
блокирование работы выключателя:
- при снижении плотности/давления изолирующего газа до минимальных значений (для
КРУ с газовой изоляцией).
- при повышении плотности/давления вакуума до соответствующих максимальных
значений (для КРУ с вакуумной изоляцией).
В КРУ должно быть предусмотрено заземление каждой секции шин и секционной
перемычки в отдельности для обеспечения безопасности персонала при выводе их в ремонт.
11.13.2 Требования к покрытиям и смазке
Все детали из черных металлов должны быть выполнены с защитным покрытием
(гальваническое, лакокрасочное) по ГОСТ 9.307.
11.13.3 Требования к комплектующей аппаратуре
Для работы в шкафах КРУ должна быть применена комплектующая аппаратура,
специально для этого предназначенная. Вся аппаратура должна соответствовать действующим
на них межгосударственным и национальным стандартам Российской Федерации и ТУ.
11.13.4 Требования к токоведущим частям и контактным соединениям
Сборные шины шкафов КРУ и ответвления от них (исключая контактные поверхности)
должны иметь следующие отличительные цвета:
- фаза А – желтый;
- фаза В – зеленый;
- фаза С – красный.
Заземляющие проводники/шины должны быть покрыты эмалью желто-зеленого цвета
по ГОСТ Р 50462, за исключением контактных поверхностей.
Взаимное расположение фаз токоведущих частей в пределах КРУ должно быть
одинаковым для всех цепей, допускается как верхнее, так и нижнее расположение сборных
шин.
11.13.5 Требования к вспомогательным цепям
Схемы вспомогательных цепей КРУ должны быть выполнены применительно ко всем
видам рабочего тока вспомогательных цепей: постоянного, переменного, выпрямленного.
Рабочее напряжение вспомогательных цепей КРУ не должно превышать 220 В постоянного и
400 В переменного тока.
Контрольные кабели и провода в отсеках шкафов КРУ, где расположено оборудование
напряжением свыше 1000 В, или вблизи голых токоведущих частей должны быть отделены
перегородками или проложены в металлорукавах, трубах или металлических коробах, кроме
коротких участков, необходимых для осуществления подсоединения.
Устройства РЗА должны быть выполнены на базе микропроцессорных устройств в
соответствии с требованиями ОТТ-29.020.00-КТН-009-15 и иметь возможность интеграции в
ПМЭ АСТУЭ.
Цепи оперативного тока КРУ должны иметь два независимых источника оперативного
питания и иметь возможность автоматического секционирования с функцией АВР. Шины
оперативного тока, центральной сигнализации и связи между ячейками должны проходить в
специальных лотках с крышками.
11.14 Электрооборудование
напряжение от 35 до 220 кВ
ОРУ
питающих
подстанций
на
Открытые распределительные устройства (ОРУ) (рисунок 11.58) — распределительные
устройства, у которых силовые проводники располагаются на открытом воздухе без защиты
от воздействия окружающей среды. В состав ОРУ входят: выключатели масляные
(маломасляные), воздушные, элегазовые и вакуумные наружной установки и их приводы;
соединительные и сборные шины (шинные мосты); трансформаторы тока и напряжения;
разъединители, отделители, короткозамыкатели наружной установки и их приводы; вводы
маслонаполненные; разрядники вентильные, ограничители перенапряжений; предохранители
свыше 1000 В; токопроводы, сборные и соединительные шины; устройства РЗА.
В предыдущих разделах мы уже рассмотрели элегазовые выключатели на примере
ВЭБ-УЭТМ-110; высоковольтные предохранители; вентильные разрядники и ограничители
перенапряжений; разъединители РГП СЭЩ, РН-СЭЩ 220 кВ.
Рис. 11.58 ОРУ
11.14.1 Выключатели масляные
Выключатели маломасляные серии ВМТ (рисунок 11.59) предназначены для
коммутации электрических цепей при нормальных и аварийных режимах, а также для работы
при АПВ в сетях трехфазного переменного тока частотой 50 и 60 Гц с номинальным
напряжением 110, 150 и 220 кВ.
Выключатель
ВМТ-110:
1 - привод
выключателя;
2 и 3 - фарфоровые
полые изоляторы;
4 - маслоуказатель;
5 - колпак полюса;
6 - манометр;
7 - стальная рама;
8 - приводной
механизм;
Рис. 11 59
В выключателях ВМТ-110Б три полюса (рисунок 11.60) установлены на общей раме и
управляются одним пружинным приводом ППрК-1400.Включение выключателей
осуществляется за счет энергии включающих пружин привода, а отключение – за счет энергии
собственных отключающих пружин выключателей, взведение которых происходит в процессе
включения.
Структурное обозначение ВМТ представлено на рисунке 11.61.
1 и 3 - рычаги;
2 и 18 - тяги приводного механизма;
4 - изоляционная тяга;
5 - фарфоровый изолятор;
6 - цементная мастика;
7 - подвижный контакт;
8,12 - трос;
9 и 11 - ролики;
13 - серьга;
14 - резьбовая муфта;
15 - кольцо уплотнения;
16 и 17 - отключающие пружины
Рис. 11 60
ВМТ- ХБ Х Х Х1
выключатель маломасляный
ВМ
конструктивное исполнение
Т
номинальное напряжение, кВ (110, 150 или 220 )
Х
категория по длине пути утечки внешней изоляции
Б
номинальный ток отключения, кА
Х
номинальный ток, А
Х
климатическое исполнение и категория размещения
Х1
Рис. 11.61 Структурное обозначение ВМТ
11.14.2 Выключатели воздушные
Рис. 11.62 Выключатели воздушные
Гашение дуги в воздушном выключателе (рисунок 11.62) может происходить как
продольным так и поперечным движением воздуха. Количество контактных разрывов в одном
полюсе зависит от номинального напряжения выключателя. Параллельно к дугогасящим
контактам обычно подключается шунтирующие сопротивления для облегчения гашения дуги.
Воздушные выключатели должны содержать следующие устройства:
- манометр, показывающий давление воздуха в резервуаре выключателя (полюса,
элемента полюса);
- реле минимального давления или электроконтактный манометр (один или, если
требуется, два) с контактами, обеспечивающими подачу сигнала о снижении давления ниже
допустимого, а также разрыв соответствующих цепей управления;
- запорный вентиль, устанавливаемый на общем воздухопроводе выключателя (полюса);
- обратный клапан, препятствующий выходу сжатого воздуха из резервуара (или
резервуаров) выключателя при понижении давления в подводящем воздухопроводе
(магистрали);
- фильтр для очистки поступающего в выключатель воздуха;
- указатель действия вентиляции (при её наличии); при применении тальковых дросселей
продувки наличие указателя действия вентиляции необязательно;
- устройство для слива воды из нижней части резервуара (резервуаров) и выпуска
воздуха.
ВВХ- Х Б Х Х Х1
выключатель воздушный
ВВ
Ш — с шунтирующим резистором,
Н — наружной установки,
Х
М — морозостойкое исполнение (устаревшее обозначение)
номинальное напряжение, кВ (110, 150 или 220)
Х
категория по длине пути утечки внешней изоляции
Б
номинальный ток отключения, кА
Х
номинальный ток, А
Х
климатическое исполнение и категория размещения
Х1
Рис. 11.63 Структурное обозначение выключателя воздушного
Сжатый воздух поступает из резервуара полюса в гасительные камеры и отделители
через дутьевые клапаны находящиеся у основания каждого полюса, по полым опорным
изоляторам. В корпусах дутьевых клапанов установлены обратные клапаны, через которые
при включенном положении выключателя поступает воздух для вентиляции внутренних
полостей опорной изоляции, камер и отделителей, откуда через неплотности контактов и
механизмов, выходит в атмосферу. Прекращение подачи сжатого воздуха на вентиляцию
может привести к аварии с выключателем. Когда отделители находятся под давлением
сжатого воздуха, их обратные клапаны закрыты и система вентиляции не работает.
Структурное обозначение выключателя воздушного представлено на рисунке 11.63.
11.14.3 Вакуумные выключатели наружной установки
Рассмотрим на примере ВБП-110 (рисунок 11.64).
Устройство и работа выключателя
Выключатель состоит из трех полюсов, которые установлены на корпусе механизма
переключения, и шкафа привода. Каждый полюс состоит из двух дугогасительных блоков.
Шкаф с приводом установлен под механизмом переключения. В каркасе механизма
переключения размещены два вала с рычагами, указатель положения выключателя (I —
включено, О — отключено), четыре пружины отключения, четыре демпфера на включение
и четыре демпфера на отключение, подогревательные устройства, антиконденсатные
подогревательные устройства, две тяги, соединяющие рычаги механизма переключения
выключателя с рычагом привода.
Рис. 11.64 ВБП-110
ВБП - Х III– Х/Х Х1
выключатель вакуумный
ВБ
Привод пружинный
П
номинальное напряжение, кВ (110, 150 или 220 )
Х
Степень загрязнения внешней изоляциипо ГОСТ
III
номинальный ток отключения, кА
Х
номинальный ток, А
Х
климатическое исполнение и категория размещения
Х1
Рис. 11.65 Структурное обозначение ВПБ
В шкафу привода размещены: пружинный привод, счетчик циклов, плата управления,
с расположенными на ней электроэлементами, две клеммные колодки, подогревательные
устройства, антиконденсатные подогревательные устройства, тяга местного отключения
(с рукояткой красного цвета), тяга местного включения (с рукояткой черного цвета). Под
каждой клеммной колодкой расположены кабельные зажимы. Кабельные зажимы
предназначены для ввода жгутов внешних цепей питания, управления и контроля. Болт
предназначен для подсоединения заземления.
Каждый полюс состоит из двух дугогасительных блоков, соединенных шиной.
В верхней части каждого блока расположена дугогасительная камера типа КДВА—60—
31,5/2000 УХЛ2.1 с дополнительной изоляцией уровня Б. Для подключения коммутируемой
цепи дугогасительные блоки имеют токоведущие шинные выводы.
Каркас механизма переключения и каркас шкафа привода представляют собой сварные
конструкции из прямоугольных труб. Каркасы закрываются крышками и являются
герметичными конструкциями.
Принцип работы выключателя основан на гашении в вакууме электрической дуги,
возникающей при размыкании контактов вакуумных дугогасительных камер. Горение дуги
в вакууме поддерживается за счет паров металла, попадающих в межконтактный промежуток
при испарении металла с поверхности контактов. В момент перехода тока через нулевое
значение происходит быстрое нарастание электрической прочности изоляции
межконтактного промежутка, обеспечивающее надежное отключение цепей выключателя.
При подаче напряжения питания на контакты клеммной колодки происходит
автоматический завод включающих пружин. По окончании завода указатель перейдет
из положения (не готов) в положение (готов).
Включение выключателя
Оперативное включение выключателя производится дистанционно с помощью
электромагнита при подаче напряжения управления на контакты клеммной колодки. При
наличии напряжения питания на приводе после операции включения происходит
автоматический завод включающих пружин. Местное оперативное включение выключателя
производится тягой, рукоятка которой обозначена символом I на крышке шкафа
привода. Ручкой выключатель можно включить при отсутствии напряжения питания привода.
Открывают крышку шкафа привода со смотровыми окнами. Устанавливают на шестигранник
взводящей собачки рычаг из комплекта поставки. С помощью рычага вручную заводят
включающие пружины до момента перехода указателя из положения (не готов) в положение
(готов). Потянув рукоятку вниз, включают выключатель. Указатели состояния выключателя
должны перейти из положения O в положение I.
Отключение выключателя
Оперативное отключение выключателя производится дистанционно одним
из отключающих электромагнитов или одним из расцепителей, или тягой местного
отключения, рукоятка которой обозначена символом «О» на крышке шкафа привода.
Структурное обозначение ВПБ представлено на рисунке 11.65.
11.14.4 Соединительные и сборные шины
Типовыми решениями в ОРУ напряжением 35 кВ и выше в качестве токоведущих
частей рекомендуются гибкие проводники тех же марок и сечений, что и для воздушных линий
электропередачи ЛЭП. При указанных напряжениях в ОРУ с жесткой ошиновкой требуется
большое количество опорных изоляторов. Жесткие шины чувствительны к сейсмическим
воздействиям, а также к просадкам и наклонам опорных конструкций, требуют точной
установки изоляционных опор и высокого качества строительно- монтажных работ. Они
подвержены также ветровому резонансу, для борьбы с которым применяются специальные
гасители вибрации. В проектной и эксплуатационной практике для системы подвешенных
проводов распределительных устройств применяется термин «гибкая ошиновка». Широкое
применение гибкой ошиновки в ОРУ напряжением 35 кВ и выше объясняется ее
универсальностью, простотой монтажа, высокой механической прочностью. Основными
элементами гибкой ошиновки являются многопроволочные сталеалюминиевые провода.
Рис. 11.66 Жесткая ошиновка
Однако, жесткая ошиновка (рисунок 11.66) позволяет создать более компактные и
экономичные компоновки ОРУ. Жесткие шины по сравнению с гибкими имеют
незначительный прогиб, поэтому высота поддерживающих конструкций, расстояния между
проводниками, а также между фазами и заземленными частями могут приниматься
минимальными по условиям изоляционных габаритов. В ОРУ с гибкой ошиновкой эти
расстояния приходится устанавливать с учетом стрелы провеса провода (увеличивающейся
при нагреве шин), а также колебаний проводов при ветровых и электродинамических
нагрузках.
11.14.5 трансформаторы тока и напряжения
Трансформаторы тока (рисунок 11.67) и напряжения (рисунок 11.68) высокого
напряжения внутренней и наружной установки предназначены для измерения тока и
напряжения, питания схем релейной защиты, изолирования измерительных приборов, реле,
обслуживающего персонала от высокого напряжения и применяются в ОРУ, а также в
устройствах защиты и регулирования, в токопроводах генераторных распределительных
устройств.
Рис. 11.67 Опорный трансформатор тока
ТОЛ-110
Рис. 11.68 Трансформатор напряжения
ЗНОЛ-СВЭЛ-35 III
Предназначенные для работы в ОРУ ТТ и ТН, отличаются от таковых для внутренней
установки требованиями к характеристикам окружающей среды.
Группы ТТ и ТН как внутренней, так и наружной установки весьма разнообразны и по
конструктивному исполнению. Это обусловлено различной компоновкой РУ, их габаритами,
способами крепления трансформаторов и т.п. Кроме того, на конструктивное исполнение ТТ
и ТН в известной мере оказывают влияние номинальные параметры. Так, однофазные ТН
могут иметь либо один, либо два ввода первичной обмотки, изоляция которых соответствует
полному рабочему напряжению. В зависимости от этого ТН называются однополюсными или
двухполюсными.
В трансформаторах часто применяется литая изоляция. В таких конструкциях
трансформатора полностью или частично (одни обмотки) залиты компаундной массой или
эпоксидной смолой. Такие ТТ и ТН при внутренней установке имеют меньшую массу и
габариты и не требуют ухода при эксплуатации; этим они выгодно отличаются от масляных
трансформаторов, где для изоляции обмоток от заземленных частей и их предохранения от
увлажнения применяют масляное заполнение.
Вследствие сравнительной дешевизны получили широкое применение встроенные ТТ
— это трансформаторы, в которых отсутствуют не только первичная обмотка, но и изоляция
между элементами токоведущих частей (выполняющих роль первичной обмотки) и вторичной
обмоткой. Встроенные ТТ устанавливаются на баковых масляных выключателях, на ряде
проходных изоляторах в РУ на шинных опорах, а также на генераторных токопроводах. На
одном аппарате возможна установка нескольких встроенных ТТ.
Основную часть стоимости обычного ТТ составляет стоимость первичной обмотки и ее
изоляции относительно земли. Во встроенном ТТ этих элементов нет; кроме того,
существенное снижение стоимости встроенных ТТ достигается за счет снижения затрат на
ошиновку, отчуждение территории. Причем, чем выше номинальное напряжение аппарата тем
выше эффективность от применения встроенного ТТ. Размеры встроенного ТТ определяются
в основном размерами проходного изолятора или токопровода.
По такому же принципу, встроенные ТТ, размещены в элегазовых и вакуумных
выключателях.
11.14.6 Отделители, короткозамыкатели наружной установки
Короткозамыкатель - это быстродействующий контактный аппарат, который по
сигналу релейной защиты создает искусственное КЗ сети.
Короткозамыкатели наружной установки (рисунок 11.69) с приводом ШПК (привод
короткозамыкателя в шкафу) и трансформатором тока ТШЛ 0,5 (трансформатор тока шинный,
с литой изоляцией, класс точности 0,5) предназначены для создания искусственного короткого
замыкания (двухфазного у КЗ-35 или на землю у КЗ-110, КЗ-220) при повреждениях в
трансформаторе. Под воздействием защиты замыкание вызывает отключение выключателей,
установленных на питающих концах линий.
Рис. 11.69 Короткозамыкатели наружной установки
Управление короткозамыкателем осуществляется приводом ШПК, причем включается
короткозамыкатель автоматически под действием пружинного механизма при срабатывании
привода от сигнала релейной защиты. При необходимости короткозамыкатель может быть
включен также вручную. Отключается короткозамыкатель только при ручном оперировании.
Отделитель (рисунок 11.70) представляет собой разъединитель, который быстро
отключает обесточенную цепь после подачи команды на его привод. Если в обычном
разъединителе скорость отключения очень мала, то в отделителе процесс отключения длится
0,5-1,0 с. Отделитель отсоединяет поврежденные участки электрической цепи после
отключения защитного выключателя. Выключатель срабатывает от искусственного короткого
замыкания, создаваемого короткозамыкателем.
Рис11.70
Отделители представляют собой двухколонковый разъединитель с ножами заземления
(ОДЗ); одним ОДЗ-1А, ОДЗ-1Б, двумя ОДЗ-2 или без них (ОД), управляемый приводом ШПО
(привод отделителя в шкафу). До 110 кВ включительно три полюса отделителя соединяются в
общий трехполюсный аппарат и управляются одним приводом ШПО.
Отделители на 220 кВ выполняются в виде трех отдельных полюсов, каждый из
которых управляется самостоятельным приводом.
Отключение отделителя происходит автоматически под действием заведенных пружин
при срабатывании блокирующего реле или отключающего электромагнита, освобождающих
механизм свободного расцепления привода. Включение отделителя производится вручную.
11.14.7 Вводы маслонаполненные
Маслонаполненные вводы (рисунок 11.71) служат для ввода высокого напряжения в
баки силовых трансформаторов и реакторов, масляных выключателей, а также для прохода
через стены помещений закрытых РУ.
Токоведущая система ввода представляет собой медную трубу с контактным зажимом
сверху и экранированным контактным узлом снизу. У вводов силовых трансформаторов через
медную трубу обычно пропускают гибкий отвод обмотки. Изоляция ввода состоит из двух
фарфоровых покрышек, закрепленных на заземленной соединительной втулке, элементов
бумажной изоляции и заполняющего ввод масла.
Отечественной промышленностью выпускаются также вводы с твердой изоляцией
(изоляционный сердечник из бумажной намотки, пропитанной бакелитовой смолой), в
конструкции которых отсутствует нижняя фарфоровая покрышка. После установки такого
ввода его нижняя часть оказывается погруженной в масло, находящееся в трансформаторе.
По способу зашиты внутренней изоляции маслонаполненные вводы разделяют на
герметичные и негерметичные.
Рис.11.71 Маслонаполненные вводы
Выравнивание напряженности электрического поля на изолирующем промежутке
вводов осуществляется металлическими уравнительными обкладками. Последние обкладки
нередко используются в качестве измерительных конденсаторов.
11.14.8Устройства РЗА
Согласно пункта 6.4.1.19 ОТТ-29.180.00-КТН-128-12 в КТПБ (ОРУ 35-220 кВ) должны
оснащаться устройствами РЗА в зависимости от мощности трансформаторов. Устройства РЗА
должны соответствовать ОТТ-29.020.00-КТН-009-15.
А именно:
- система РЗА сети от 6 до 220 кВ должна обеспечивать надежность и устойчивость
работы энергосистемы, а также потребителей электроэнергии на объектах магистрального
транспорта нефти и нефтепродуктов;
- система РЗА включает в себя микропроцессорный терминал, входные цепи тока и
напряжения, цепи, обеспечивающие передачу управляющего воздействия, блокировки и
сигнализации, цепи питания. Все остальные устройства и цепи являются внешними для
системы РЗА;
- отключение любого поврежденного элемента сети (линий, подстанционного
оборудования – шин, трансформаторов и другого первичного оборудования) должно
осуществляться с минимальным возможным временем в целях сохранения устойчивой
бесперебойной работы неповрежденной части системы и ограничения области и степени
повреждения;
- ввод элемента сети после его отключения устройствами релейной защиты должен
выполняться автоматически за исключением случаев отключения поврежденного
оборудования, не допускающего автоматического повторного включения;
- устройства РЗА должны иметь возможность выдачи информационных сигналов в
системы оперативно-диспетчерского управления, АСУ ТП объектов магистрального
транспорта нефти и нефтепродуктов;
- оперативное управление системой РЗА (квитирование, ввод уставок, изменение
конфигурации, вывод из работы защит) должно осуществляться по месту. Положение
переключающих устройств, параметры устройств РЗА и их изменение должны
регистрироваться в устройствах РЗА и фиксироваться в системах оперативно-диспетчерского
управления;
- схемы подключения вторичных цепей к дискретным входам микропроцессорных
устройств РЗА, через которые производится отключение первичного оборудования, должны
обеспечивать работу устройств контроля изоляции сети постоянного оперативного тока при
замыканиях на землю в этих цепях.
11.15 Технические требования комплектных трансформаторных
подстанций блочных напряжением от 35 до 220 кВ в соответствии с ОТТ29.180.00-КТН-128-12
11.15.1 Конструктивные требования к оборудованию ОРУ 35-220 кВ
Во всех цепях КТПБ должна быть предусмотрена установка разъединяющих устройств
с видимым разрывом, обеспечивающих возможность отсоединения всех аппаратов
(выключателей, предохранителей, трансформаторов тока, трансформаторов напряжения и
т. д) каждой цепи со всех ее сторон, откуда может быть подано напряжение.
Строительную часть под трансформаторы следует предусматривать с учетом
возможности замены трансформаторов на следующую ступень по шкале мощности, при
наличии соответствующих обоснований.
Силовые трансформаторы, устанавливаемые в КТПБ, должны соответствовать ОТТ29.180.00-КТН-159-14.
Высоковольтные выключатели, устанавливаемые в КТПБ, должны соответствовать
ОТТ-29.120.40-КТН-137-15.
В КТПБ должны применяться разъединители горизонтально-поворотного типа с
электроприводом в соответствии с ОТТ-29.100.00-КТН-055-12.
Конструкция применяемых разъединителей должна обеспечивать:
- максимальную заводскую готовность (поставка укрупненными узлами либо в сборе);
- регулировку наклона поворотных оснований для установки захода контактных ножей
в разъёмных контактах. Регулировка наклона поворотных оснований должна быть
бесступенчатая (без применения регулировочных шайб и пластин);
- возможность дистанционного управления.
Коммутационное оборудование, установленное в КТПБ, должно быть снабжено
указателями положения видимыми, нестираемыми в эксплуатации, дающими четкое
представление о положении контактов. Включенное положение должно быть промаркировано
символом «I», отключенное – символом «О».
Ошиновка применяемая в КТПБ должна соответствовать требованиями ПУЭ (издание
седьмое, глава 4.2). Выбор вида применяемой ошиновки ОРУ (жесткой или гибкой)
определяется технико-экономическими требованиями и зависит от параметров
электроустановки.
Уровень изоляции основного оборудования КТПБ должен выбираться в соответствии
с ПУЭ (издание седьмое, глава 1.9) и с учетом степеней загрязнения по ГОСТ 9920.
В ОРУ должно применяться оборудование с фарфоровой или полимерной изоляцией,
не подверженной механическому разрушению, устойчивой к условиям атмосферных
загрязнений и имеющей высокую адгезию.
Применяемые в ОРУ ОПН должны отвечать требованиям по ГОСТ Р 52725. ОПН
должны быть взрывобезопасные с фарфоровой или полимерной изоляцией, обладающей
повышенной гидрофобностью, не требующие обслуживания и профилактических испытаний
в течение всего срока эксплуатации (не менее 30 лет).
В КТПБ должны применяться измерительные трансформаторы напряжения по ГОСТ
1983 следующего исполнения:
- трансформаторы напряжения 110 кВ и выше с элегазовой изоляцией, взрыво- и пожаробезопасные, с классом точности для АИИСКУЭ не более 0,2, для АСУ ТП не более 05;
- антирезонансные трансформаторы на напряжение 35, 110 и 220 кВ, предотвращающие
явление феррорезонанса на подстанциях.
В КТПБ должны применяться измерительные трансформаторы тока по
ГОСТ 7746 следующего исполнения:
- трансформаторы тока напряжением 110 кВ и выше с элегазовой изоляцией, взрыво- и
пожаробезопасные, с классом точности для АИИСКУЭ не более 0,2S, для АСУ ТП не более
0,5S;
- трансформаторы тока с литой изоляцией напряжением до 35 кВ, включительно.
Параметры трансформаторов тока и напряжения уточняются по типовым опросным
листам в соответствии с ОР-01.110.00-КТН-238-09 (Заменен на ОР-01.110.00-КТН-201-12
Порядок формирования и согласования пообъектных заказных спецификаций).
Оборудование ОРУ 35-220 кВ должно сохранять свою работоспособность при
допустимой величине суммарной механической нагрузки от ветра скоростью 40 м/с, гололеда
с толщиной стенки льда 20 мм.
Оборудование ОРУ 35-220 кВ должно быть рассчитано на тяжение проводов 500 Н –
для 35 кВ, 1000 Н – для 220 и 110 кВ.
11.15.2 Требования безопасности
Конструкция электрооборудования КТПБ должна обеспечивать требования
безопасности.
Для ограждения токоведущих частей блоков КТПБ, которые могут оказаться под
напряжением во время проведения регламентированных ремонтных работ, должны быть
предусмотрены переносные металлические ограждения с приспособлением для их запирания.
В КТПБ возле коммутационных аппаратов, шкафов управления и контроля, приводов
разъединителя должны быть предусмотрены защитные экраны в виде козырьков, навесов и
перегородок.
В КТПБ должны быть предусмотрены блокировки, не допускающие неправильные
оперативные
действия
с
высоковольтными
электрическими
аппаратами.
В КТПБ должны быть обеспечены следующие блокировки:
а) механические, а именно:
- блокировка, не допускающая включение заземляющих ножей при включенных рабочих
ножах разъединителей;
- блокировка, не допускающая подачу напряжения разъединителем на участок
электрической схемы, заземленной включенным заземлителем, а также на участок
электрической схемы, отделенной от включенных заземлителей только выключателем;
б) электрические, а именно:
- блокировка, не допускающая включение и отключение линейных и шинных
разъединителей при включенном высоковольтном выключателе;
- блокировка, не допускающая включение высоковольтного выключателя при
нахождении разъединителей в промежуточном положении;
- блокировка
включения
высоковольтного
выключателя
при
коммутации
разъединителями;
- внешняя блокировка, не допускающая включение высоковольтного выключателя ввода
при включенных заземляющих ножах заземления сборных шин;
- внешняя блокировка включения высоковольтного выключателя при включенных
заземляющих ножах разъединителей.
Защита от грозовых перенапряжений распределительных:
- от прямых ударов молнии – стержневыми молниеотводами, установленными на
концевых опорах воздушных линий, а также отдельно стоящими молниеотводами,
установленными в КТПБ;
- от набегающих волн – защитными аппаратами, устанавливаемыми на подходах и в
распределительных устройствах (РУ). В качестве защитных аппаратов должны применяться
ОПН.
Устройства защитного заземления должны обеспечивать безопасность людей,
эксплуатационные режимы работы, защиту электроустановок и соответствовать требованиям
нормативных и технических документов.
Освещенность территории КТПБ и высоковольтного оборудования должна
обеспечиваться осветительными установками в соответствии с установленными нормами.
Завод-изготовитель может включить в комплект поставки КТПБ осветительные установки,
соответствующие установленным нормам. Конструкция осветительной установки должна
обеспечивать возможность безопасной замены ламп без снятия напряжения с токоведущих
частей.
Защита изоляции аппаратов и силовых трансформаторов от перенапряжения должна
быть выполнена с использованием ОПН. Места установки ОПН в электрической схеме и их
тип определяются при заказе.
В КТПБ должна быть предусмотрена система контроля токов утечки
ОПН под рабочим напряжением.
Защитное заземление должно обеспечивать безопасность для персонала и
оборудования при протекании токов, в случае непредусмотренной подачи напряжения на это
оборудование.
Конфигурация заземляющего устройства КТПБ и глубина прокладки заземлителей
должна удовлетворять требованиям ПУЭ.
Напряжение ремонтного освещения для КТПБ – 12 В. Для разводки ремонтного
освещения в КТПБ следует предусмотреть специальные розетки для подключения
переносного освещения.
Заземляющие ножи должны быть устойчивы к воздействию сквозных токов короткого
замыкания, т.е. выдерживать без разрыва заземляющих цепей номинальный ток
электродинамической стойкости и ток термической стойкости, при длительности протекания
тока термической стойкости 3 с. При этом допускается приваривание контактов.
Приводы разъединителей должны иметь указатели положения главных и заземляющих
ножей с надписями о включении и отключении.
ОПУ, в составе КТПБ, должна быть оборудована автоматическими установками
пожарной сигнализации и дымовыми пожарными извещателями. Для защиты отдельных
пожароопасных участков могут предусматриваться автономные установки пожаротушения.
Тип автоматической установки тушения, способ тушения, вид огнетушащих средств,
тип оборудования установок пожарной автоматики определяется организациейпроектировщиком в зависимости от технологических, конструктивных и объемнопланировочных особенностей здания и помещений с учетом требований действующих
нормативно-технических документов.
11.16 Технические требования к разъединителям напряжением от 35
до 220 кВ в соответствии с ОТТ-29.100.00-КТН-055-12
11. 16.1 Конструктивные требования
Конструктивная схема исполнения разъединителя – горизонтально-поворотный.
Привод разъединителя – ручной или электродвигательный по требованию заказчика.
Главная цепь должна быть выполнена из медных шин или труб. Конструкция контактов
должна обеспечивать сопротивление главной цепи в соответствии с требованиями ТУ на
конкретный вид разъединителя.
Количество заземлителей на один полюс – 0, 1 или 2 по заказу потребителя
Шарнирные соединения и трущиеся части изделий, требующие периодической смазки,
должны иметь, при необходимости, смазочные отверстия или приспособления для смазки.
Периодичность обновления смазки следует указывать в руководство по эксплуатации.
Степень защиты шарнирных соединений – не хуже IP 63.
Сечение гибких медных проводников между подвижной частью заземлителя и
неподвижной частью заземлителя или разъединителя в случае, если заземлитель и
разъединитель составляют единое целое, должно быть не менее 50 мм2.
Должна быть предусмотрена механическая блокировка работы ножей разъединителя и
заземлителя, предусматривающая невозможность включения заземляющих ножей при
включенном разъединителе, а также включение разъединителя при включенном заземлителе.
Кроме механической блокировки должна быть предусмотрена возможность
применения электромагнитной или электрической блокировки.
Виды блокировок указывают при заказе в опросном листе.
Механические редукторы приводов не должны иметь утечек масла (при его наличии) и
должны работать без пополнения масла в течение межремонтного периода. Периодичность
замены масла должна быть указана в РЭ.
Должна быть предусмотрена установка элементов для применения запирающих
устройств (например, навесных замков).
Привод должен иметь контактную площадку для подключения заземляющего
проводника и заземляющий болт с диаметром не менее 12 мм. Возле контактной площадки
должен быть нанесен знак заземления.
Разъединители и заземлители, включая их приводы, должны быть сконструированы
так, чтобы исключался их выход из включенного или отключенного положения под
действием:
- силы тяжести;
- давления ветра;
- вибраций;
- ударов умеренной силы или случайного прикосновения к соединительным тягам
приводов;
- электродинамических усилий тока короткого замыкания.
Монтаж разъединителей должен осуществляться без применения сварки с помощью
болтовых соединений.
Разъединители и заземлители должны быть снабжены указателями положения,
видимыми, нестираемыми в эксплуатации, дающими четкое представление о положении
главных контактов. Включенное положение должно быть промаркировано символом «I»,
отключенное – символом «О».
11.16.2 Требования к вспомогательным цепям, цепям управления и
низковольтной аппаратуре электропривода
Номинальное напряжение питания цепей включающих и отключающих устройств и
вспомогательных цепей указывают в опросном листе и должно выбираться из следующих
значений:
- для трехфазного переменного тока – 127, 220, 400 В;
- для однофазного переменного тока –110, 220 В;
- для постоянного тока – 110; 220 В.
Включение и отключение разъединителей и заземлителей электродвигательным
приводом должно обеспечиваться при напряжении источника питания переменного
(постоянного) тока в диапазоне от 85 % до 110 % от номинального напряжения.
Электродвигательный привод должен иметь электрическую блокировку:
- не позволяющую включение заземляющих ножей разъединителя при включенных
главных ножах;
- не позволяющую включение двигателя привода при установленной рукоятке ручного
оперирования.
Шкафы приводов и переключающих устройств электрических и электромагнитных
блокировок должны быть снабжены устройствами подогрева для исключения образования
конденсационной влаги и дополнительным устройством подогрева, включаемым на зимний
период.
Управление подогревательными устройствами – автоматическое.
Электрическая прочность изоляции вспомогательных цепей, цепей управления и
низковольтной аппаратуры приводов – не менее 2 кВ в соответствии с ГОСТ 1516.3.
Импульсное выдерживаемое напряжение – не менее 5 кВ.
Класс вспомогательных контактов – 1 по ГОСТ Р 52726 .
В ТУ должны быть указаны:
- максимальный вращающий момент электродвигателя;
- мощность электродвигателя;
- мощность нагревательных устройств;
- номинальное напряжение питания электродвигателя и цепей управления;
- номинальный ток электродвигателя;
- угол поворота выходного вала;
- наибольшее усилие, прилагаемое к рукоятке привода;
- количество НЗ и НР контактов вспомогательных цепей.
11.16.3 Требования безопасности
Общие требования
Для разъединителей должны устанавливаться требования по обеспечению
безопасности следующих видов:
- механическая безопасность;
- электрическая безопасность;
- пожарная безопасность.
Механическая безопасность
Основные виды механической опасности: острые кромки, захваты, падение вследствие
разрушения и т. п.
Для предотвращения этих опасностей должны быть приняты следующие меры для
обеспечения безопасности:
- скругление или снятие острых кромок, углов;
- удаление грата, окалины;
- обеспечение коэффициента запаса механической прочности.
Электрическая безопасность
Основные виды электрической опасности:
- соприкосновение людей с частями устройств, находящимися под напряжением (прямой
контакт);
- соприкосновение людей с частями, попадающими под напряжение при
неисправностях, особенно в результате повреждения электрической изоляции (непрямой
контакт);
- контакт человека с деталями, заряженными статическим электричеством;
- воздействие электрической дуги вследствие ошибочных действий персонала.
Занятие 7
«Планирование и организация ТОР. Техническое
обслуживание и ремонт электрооборудования выше
1000 В соответствии с РД-29.020.00-КТН-027-17.
Испытание электрооборудования выше 1000 В после
ремонта»
Выдержка
Техническое обслуживание и ремонт электрооборудования до
из программы: и выше 1000 В в соответствии с РД-29.020.00-КТН-027-17
«Магистральный
трубопроводный
транспорт
нефти
и
нефтепродуктов.
Техническое
обслуживание
и
ремонт
энергетического оборудования». Испытание электрооборудования до
и выше 1000 В после ремонта.
Современные разработки и перспективы применения
электрооборудования на объектах НПС и линейной части МН
(МНПП).
11.17 Планирование и организация ТОР
11.17.1 Общие сведения
Раздел распространяется на следующие виды панелей и щитов электроустановок
напряжением 0,4 кВ:
- распределительные панели и щиты (в т. ч. резервные);
- ЩСУ;
- пульты (посты) и панели управления;
- панели синхронизации;
- ячейки (шкафы) РУ 0,4 кВ;
- шины сборные и соединительные.
В составе вышеуказанных панелей и щитов ТОР подлежат следующие электрические
аппараты и устройства:
- коммутационные аппараты и аппараты защиты;
- муфты и тормоза электромагнитные;
- полупроводниковые преобразователи.
Периодичность и объем работ по ТОР электроустановок и электрических аппаратов
напряжением 0,4 кВ должны соответствовать указаниям изготовителя, приведенным в
технической документации. При отсутствии технической документации изготовителя на
конкретный тип электроустановки или электрического аппарата напряжением 0,4 кВ,
периодичность и типовой объем работ по ТОР принимается в соответствии с данным
разделом.
11.17.2 Контроль технического состояния электроустановок и электрических
аппаратов напряжением 0,4 кВ в процессе эксплуатации
Техническое состояние электроустановок и электрических аппаратов напряжением 0,4
кВ должно оцениваться при проведении осмотров и КТС.
При осмотрах должно быть обращено внимание на:
- отсутствие повреждений и коррозии;
- состояние изоляции (запыленность, отсутствие трещин и разрядов);
- исправность обогрева, освещения, вентиляции (при наличии);
- работу систем сигнализации;
- работоспособность элементов контроля и управления;
- исправность механических блокировок, запорных устройств;
- целостность элементов заземления;
- состояние изоляции и контактов подводящих кабелей.
Периодичность, виды КТС и нормативные параметры электроустановок,
электрических аппаратов напряжением 0,4 кВ и полупроводниковых преобразователей – в
соответствии с таблицей 11.1 (таблицей 6.52. РД-29.020.00-КТН-027-17)
Т а б л и ц а 11.1 – Периодичность, виды КТС и нормативные параметры электроустановок
и электрических аппаратов напряжением 0,4 кВ и полупроводниковых преобразователей
№
п/п
1
1
1.1
1.1.1
1.1.2
1.1.3
1.1.4
1.1.5
1.1.6
1.2
1.3
2
2.1
Нормативные
параметры,
Примечание
критерии
2
3
4
5
Электроустановки и электрические аппараты напряжением 0,4 кВ, вторичные цепи и
электропроводки
Контроль сопротивления изоляции
Полупроводниковые
преобразователи в
Электрооборудование
1 раз в 3 года
Не менее 0,5 МОм
устройствах должны
и аппараты до 1000 В
при ТР
быть зашунтированы
(на каждой секции РУ)
Панели, щиты,
1 раз в 3 года
Не менее 1 МОм
На каждой секции шин
токопроводы
при ТР
1 год во
В осветительных сетях
Электропроводки,
взрывоопасных
при измерении должны
Не менее 0,5 МОм
в т. ч. осветительные
зонах, прочие –
быть вывинчены
1 раз 3 года
лампы
Вторичные цепи РУ,
Для цепей до 60 В
цепи защиты, питания
Выполняется со всеми
1 раз в 3 года
не менее 0,5 МОм,
электроприводов
присоединенными
при ТР
остальных –
аппаратов, управления,
аппаратами
не менее 1 МОм
СА и ТМ и т. п.
Шинки постоянного
1 раз в 3 года
При отсоединенных
Не менее 10 МОм
тока и напряжения
при ТР
цепях
Цепи, содержащие
Мегаомметр на
устройства с
1 раз в 3 года
напряжение 100 В,
микроэлектронными
Не менее 0,5 МОм
при ТР
в цепях – до 60 В,
элементами до
на 500 В – свыше 60 В
60 В и выше
Должно
Проверка устройств
1 раз в 3 года соответствовать
Выполняется от кнопки
защитного отключения
при ТР
функциональному
«тест» устройства УЗО
электроустановок
назначению УЗО
Проверка наличия цепи
Отсутствие обрывов и
между заземленными
Выполняется после
неудовлетворительных
установками и
1 раз в 6 лет
проверки срабатывания
КС. Сопротивление
составными элементами
защит
КС – не более 0,1 Ом
установки
Полупроводниковые преобразователи
Контроль
При ТР, но не
Выполняется в
сопротивления
реже 1 раза в 3
Не менее 5 МОм
силовых и вторичных
изоляции токоведущих
года
цепях
частей
Виды контроля и
проверок
Периодичность
Окончание таблицы 11.1
№
п/п
Виды контроля и
проверок
1
2
Проверка режимов
работы силовых
полупроводниковых
приборов:
- разброс токов по
параллельным ветвям
тиристоров и диодов;
- разброс напряжений
по последовательно
включенным
тиристорам и диодам;
- сопротивление анодкатод на тиристорах;
- проверка отсутствия
обрыва в диодах
2.2
2.3
2.4
Периодичность
3
Нормативные
параметры,
критерии
4
Примечание
5
Не более 15 %
среднего значения;
При ТР, но не
реже 1 раза в 3
года
не более 20 %
среднего значения;
Выполняется при
наличии указаний
изготовителя
разброс не более 10 %;
Проверка системы
охлаждения тиристоров
и диодов
При ТР, но не
реже 1 раза
в 3 года
Тепловизионный
контроль
При ТО перед
ТР, но не реже
1 раза в 3 года
падение напряжения
должно быть в
пределах заводских
данных
Температура должна
быть в нормируемых
пределах
В соответствии с
РД 34.45-51.300-97
Выполняется по
методике изготовителя
Оценка силовых КС,
полупроводниковых
приборов, элементов
охлаждения
П р и м е ч а н и е – Периодичность по строкам 1, 2.1, 2.3 устанавливается в соответствии с ПТЭЭП и
может быть изменена при наличии иных указаний изготовителя, а также с учетом технического состояния
оборудования.
11.17.3 Периодичность и типовой объем работ по ТО электроустановок и
электрических аппаратов напряжением 0,4 кВ
Периодичность и типовой объем работ по ТО электроустановок и электрических
аппаратов напряжением 0,4 кВ представлены в таблицах 11.2-11.4 (таблицей 6.53 – 6.55. РД29.020.00-КТН-027-17).
Т а б л и ц а 11.2 – Периодичность и типовой объем работ по ТО панелей и щитов
электроустановок 0,4 кВ
№
п/п
1
1
1.1
1.2
1.3
1.4
1.5
Наименование оборудования. Типовой объем работ
Периодичность
2
Распределительные панели и щиты, ЩСУ, панели синхронизации
Осмотр и устранение видимых повреждений
Проверка шторок шин распределительных ячеек (должны находиться в
закрытом состоянии)
Проверка соответствия условиям эксплуатации и нагрузке
Проверка отсутствия следов перегрева элементов сопротивления,
контактов пускорегулирующих аппаратов
Проверка исправности механических блокировок
3
ТО12
Продолжение таблицы 11.2
№
п/п
1
1.6
1.7
1.8
Наименование оборудования. Типовой объем работ
2
Проверка состояния предохранителей и плавких вставок и замена (при
необходимости)
Проверка кабеля заземления распределительного щита на надежность
крепления и отсутствие повреждений
Проверка целостности контура заземления между каждой точкой
заземления на распределительном щите и выводом контура заземления
1.9
Проверка работы приводного механизма и блокировок
1.10
Проверка состояния релейной аппаратуры и коммутационных аппаратов
Очистка наружных частей от пыли и загрязнений, смазка трущихся
деталей
Проверка идентификационных табличек (должны быть разборчиво
написаны, содержать точную информацию и быть надежно закреплены)
Проверка состояния коммутационных проводов, кабелей, контактных
соединений и заземления
Проверка состояния тепловых реле и их соответствия номинальному току
токоприемника
Проверка работы сигнальных устройств и целостности пломб на реле и
других аппаратах
Проверка функционирования панели синхронизации в ручном,
автоматическом и дистанционном режимах, с воздействием на все
выключатели 0,4 кВ
Проверка наличия схемы управления в панели, проверка соответствия
номинальных параметров автоматических выключателей проектным
Чистка всех контактных поверхностей
Измерение переходного сопротивления контактов (при указании
изготовителей)
Восстановление поврежденной окраски и необходимых надписей
Проверка подтяжки контактных соединений
Измерение сопротивления изоляции отходящих линий (в соответствии с
ПТЭЭП)
Проверка состояния шинок оперативного тока
Резервные распределительные панели и щиты
Осмотр и проверка токопроводов, кабелей, сальников, кожухов и
заземления на надежность крепления и отсутствие повреждений
Проверка идентификационных бирок кабеля (должны быть разборчиво и
правильно написаны и прочно прикреплены, при необходимости восстановить)
Проверка крепления и исправности работы механизмов дверных замков
Измерение сопротивления шин «фаза на землю», «фаза на нейтраль»,
«нейтраль на землю»
Проверка заземления на надежность соединения и отсутствие
повреждений, измерение переходного сопротивления контактов
заземления
1.11
1.12
1.13
1.14
1.15
1.16
1.17
1.18
1.19
1.20
1.21
1.22
1.23
2
2.1
2.2
2.3
2.4
2.5
Периодичность
3
ТО12
Окончание таблицы 11.2
№
п/п
1
3
3.1
3.2
3.3
3.4
3.5
3.6
3.7
3.8
3.9
3.10
3.11
3.12
4
4.1
4.2
4.3
4.4
4.5
4.6
4.7
4.8
4.9
4.10
Наименование оборудования. Типовой объем работ
Периодичность
2
3
Ячейки (шкафы) РУ 0,4 кВ
Осмотр ячейки на надежность креплений, отсутствие повреждений и
загрязнений
Очистка наружных частей от пыли и загрязнений, смазка трущихся
деталей
Проверка исправности механических блокировок пускорегулирующих
аппаратов
Проверка состояния металлической связи с заземлением
Проверка шторок шин ячейки (должны находиться в закрытом
состоянии)
Проверка состояния коммутационных проводов, кабелей, контактных
соединений и заземления
Проверка на отсутствие следов перегрева элементов сопротивления,
контактов
Частичная разборка для выявления дефектов
Выявление дефектных узлов и деталей, ремонт их или замена
Проверка соответствия условиям эксплуатации и нагрузке
Проверка надписей и надежности крепления идентификационных
табличек
Проверка номиналов автоматических выключателей, проверка затяжки
всех контактных соединений
Шины сборные и соединительные
Контроль соответствия сечений шин фактическим нагрузкам
Проверка плотности контактных соединений шин
Проверка отсутствия признаков нагрева контактных соединений и шин
Отключение секции шин 0,4 кВ и вывод из эксплуатации для проведения
ТО
Осмотр крепления КЛ к конструкциям, состояния концевых кабельных
разделок
Очистка аппаратов внутри распределительного щита от пыли и
загрязнений
Проверка состояния всех крепежных деталей оборудования и аппаратов
Проверка наличия соответствующих надписей маркировки, знаков
безопасности на оборудовании и их восстановление
Проверка фактических токовых нагрузок на присоединениях
Проверка соответствия установленного в распределительном щите
оборудования исполнительным схемам и их корректировка
ТО12
ТО12
Т а б л и ц а 11.3 – Периодичность и типовой объем работ ТО пультов (постов) и панелей
управления
№
п/п
1
1
2
3
Наименование оборудования.
Типовой объем работ
2
Осмотр оборудования на предмет повреждения, коррозии, загрязнения и
надёжности креплений
Чистка наружных частей от пыли и загрязнений
Проверка разборчивости надписей, правильности и надежности крепления
идентификационных табличек
Периодичность
3
ТО6
Окончание таблицы 11.3
№
п/п
1
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
Наименование оборудования.
Типовой объем работ
2
Проверка кабелей, уплотнения, кожухов и заземления на прочность и
отсутствие повреждений
Проверка надежности монтажных креплений деталей
Проверка состояния контактных соединений заземления
Проверка исправности механических блокировок
Проверка крепления корпусов на стене и других конструкциях
Проверка затяжки крепежных деталей и контактных соединений, чистка
контактов
Осмотр взрывозащищенной оболочки1)
Проверка соответствия панели управления классификации зоны1)
Проверка состояния уплотнительных прокладок1)
Проверка устройств ввода кабеля и защитных элементов
Проверка состояния прокладок в корпусе
Проверка состояния электрической изоляции проводов, кабелей, чистка
Проверка функционирования автоматических электрических защитных
устройств
Частичная разборка для выявления дефектов
Проверка состояния наконечников и выводов, проводов, кабелей
Восстановление поврежденной окраски, изоляционного покрытия и
необходимых надписей
1)
Периодичность
3
ТО12
ТО12
Для взрывозащищенного оборудования
Т а б л и ц а 11.4 – Периодичность и типовой объем работ по ТО электрических аппаратов
и устройств
№
п/п
1
1
1.1
1.2
1.3
1.4
1.5
1.6
1.7
1.8
1.9
1.10
1.11
1.12
Наименование оборудования.
Периодичность
Типовой объем работ
2
3
Коммутационные аппараты (выключатели, рубильники, контакторы, пускатели и др.),
аппараты защиты
Осмотр аппаратов и устранение видимых повреждений
Проверка соответствия аппаратов условиям эксплуатации и нагрузке
Очистка наружной части аппаратов от пыли и загрязнения, смазка
трущихся элементов деталей
Проверка состояния коммутационных проводов, кабелей, контактных
соединений и заземления
Проверка состояния нагревательных элементов и тепловых реле и их
Одновременно
соответствия номинальному току токоприемника
с
Проверка уровня и температуры масла, отсутствия течи и доливка масла в
оборудованием
маслонаполненных аппаратах
по месту
Проверка следов перегрева элементов сопротивления, контактов
установки
пускорегулирующих аппаратов
Проверка исправности механической блокировки
Проверка и регулирование одновременности включения и отключения
ножей рубильников и переключателей
Замена предохранителей и плавких вставок (при необходимости)
Проверка креплений корпусов, аппаратов
Проверка исправности кожухов, рукояток, замков, ручек, шкафов
Окончание таблицы 11.4
№
п/п
1
1.13
1.14
1.15
1.16
1.17
1.18
1.19
1.20
1.21
1.22
1.23
1.24
1.25
1.26
1.27
1.28
Наименование оборудования.
Типовой объем работ
2
Проверка затяжки крепежных деталей и контактных соединений, чистка
контактов
Проверка работы приводного механизма
Проверка наличия соответствующих надписей на щитках, панелях и
аппаратах
Проверка работы сигнальных устройств и целостности пломб на реле и
других аппаратах
Осмотр взрывозащищенной оболочки (для аппаратов во
взрывозащищенном исполнении)
Выявление дефектных узлов и деталей, их ремонт или замена (при
необходимости)
Проверка и регулировка плотности прикасания и одновременности
включения соответствующих групп контактов
Замена сигнальных ламп и ремонт их арматуры
Проверка и замена изоляторов (при необходимости)
Проверка целостности и замена элементов сопротивлений
Проверка действия максимальных, минимальных или независимых
расцепителей автоматов
Проверка работы контакторов и автоматов при пониженном напряжении
оперативного тока
Проверка исправности подключенного к аппаратам заземления
Проверка исправности дугогасительных камер и их ремонт
Измерение сопротивления изоляции обмоток и силовых токопроводов
Проверка состояния наконечников, выводов и цепей вторичной коммутации
аппаратов
Периодичность
3
П р и м е ч а н и е – Объем работ по ТО конкретных видов оборудования должен устанавливаться
ответственным за электрохозяйство.
При измерении сопротивления изоляции контактных соединений отходящих линий
значение сопротивлений должно быть не менее 0,5 МОм. При значении ниже 0,5 МОм
необходимо выяснить причину и устранить.
Значение переходного сопротивления контактов должно быть не более
0,05 Ом. При превышении указанного значения необходимо выяснить причину и устранить.
11.17.4 Периодичность и типовой объем работ по ремонту электроустановок и
электрических аппаратов напряжением 0,4 кВ с контролем параметров
Ремонты электрических аппаратов и другого оборудования в составе электроустановок
напряжением 0,4 кВ должны проводиться по результатам КТС и ТО совместно с
электроустановкой.
При определении периодичности ремонтов должны учитываться рекомендации
изготовителя, а также степень возможной опасности для персонала и оборудования при
неисправности или отказе аппарата, электроустановки в целом.
В связи с большим разнообразием видов и типов электрических аппаратов
напряжением 0,4 кВ в таблицах 11.5 (таблицей 6.56. РД-29.020.00-КТН-027-17) приведен
общий типовой объем работ. При ремонте взрывозащищенных панелей и аппаратов следует
руководствоваться РД 16.407-2000.
Испытания и проверки при ремонте пусковых и регулирующих аппаратов в сетях
напряжением до 1000 В (рубильники, контакторы (электромагнитные, вакуумные,
тиристорные), магнитные пускатели (электромагнитные, тиристорные), автоматические
выключатели, резисторы, устройства защитного отключения) должны проводиться в
соответствии с ремонтной и заводской технической документацией, а также ПТЭЭП.
Т а б л и ц а 11.5 – Периодичность и типовой объем ремонтов электроустановок и
электрических аппаратов напряжением 0,4 кВ
№
п/п
1
Наименование оборудования.
Вид ремонта.
Типовой объем работ
Периодичность
2
3
Коммутационные аппараты (выключатели, рубильники, контакторы, пускатели и
1
др.) и аппараты защиты
1.1
Общие работы
1.1.1 Частичная разборка аппаратов
1.1.2 Чистка, промывка и сушка деталей
1.1.3 Выявление дефектных узлов и деталей, их ремонт или замена
1.1.4 Опиловка, зачистка и шлифовка всех контактных поверхностей
Проверка и регулировка плотности (зазора) и одновременности
1.1.5
включения соответствующих групп контактов
ТР
1.1.6 Замена сигнальных ламп и ремонт их арматуры
совместно с ТР
присоединенного
1.1.7 Проверка и замена изоляторов
оборудования
1.1.8 Проверка целостности и замена элементов сопротивления
Проверка исправности дугогасительных камер и перегородок, при
1.1.9
необходимости их ремонт
Проверка и восстановление проходных изоляционных втулок и
1.1.10
изоляции выводных концов
1.1.11
1.1.12
1.1.13
1.1.14
1.1.15
1.2
1.2.1
1.2.2
1.2.3
1.2.4
1.2.5
1.2.6
Ремонт или замена катушек электромагнитов и обмоток различного
назначения
Восстановление изоляционного покрытия, ремонт деталей и
механизмов аппаратов
Ремонт и замена подшипников и валов, смазка шарнирных
соединений
Работы в соответствии с особенностями конструктивного
исполнения
Проверка состояния предохранителей и плавких вставок , замена
при необходимости
Автоматы, магнитные пускатели и контакторы
Проверка и регулировка хода и нажатия подвижных контактов
Регулировка одновременности включения по фазам и величины
зазора между подвижными и неподвижными рабочими контактами
Проверка главных, вспомогательных и искрогасительных
контактов и необходимая замена
Испытание действия защиты от источников тока
Проверка и регулировка хода и нажатия подвижных контактов
Проверка действия и регулировка механизма теплового реле,
электромеханического привода, расцепителей перегрузки и
короткого замыкания
ТР
совместно с ТР
присоединенного
оборудования
Окончание таблицы 11.5
№
п/п
1
2
2.1
2.2
2.3
2.4
2.5
2.6
2.7
2.8
2.9
2.10
2.11
3
3.1
3.2
3.3
3.4
3.5
4
4.1
4.2
4.3
4.4
4.5
4.6
4.7
4.8
4.9
Наименование оборудования.
Типовой объем работ
2
Вид ремонта.
Периодичность
3
Распределительные панели и щиты, ЩСУ, панели синхронизации, ячейки (шкафы)
РУ 0,4 кВ
Работы по строке 1.1
Ревизия автоматических выключателей
Мелкий ремонт корпуса сборки и запоров
Проверка правильности соединений по фазам
Проверка состояния концевых заделок кабелей, проводов
ТР – 1 раз в 3 года
Проверка правильности положения рукоятки вводного рубильника
или автомата в крайних положениях
Проверка и ремонт вторичных цепей коммутации и световой
сигнализации
Проверка работы приводов или рычагов тяги
Ремонт или замена отдельных коммутационных аппаратов и
аппаратов защиты (замена по результатам КТС)
КР – по
Проверка состояния и ремонт ошиновки и электропроводки,
результатам КТС
подтяжки всех креплений и выводов
Окраска панелей при необходимости
Шины сборные и соединительные
Внешний осмотр шин, выявление дефектов и их устранение,
проверка степени нагрева КС
Очистка от загрязнений, протирка
Подтяжка креплений
ТР –
Очистка, ремонт изоляторов и изоляционных перегородок (при
1 раз в 3 года
необходимости замена)
Восстановление расцветок фаз, мест для наложения переносного
заземления
Пульты (посты) и панели управления
Чистка наружных частей от пыли и загрязнений
Проверка кабелей, уплотнения, кожухов и заземления на прочность
и отсутствие повреждений
Подтяжка монтажных креплений деталей
Чистка КС
Ремонт креплений корпусов на стене и других конструкциях
Осмотр и ремонт (при необходимости) взрывозащищенной
оболочки1)
Замена прокладок в корпусе
Ремонт или замена отдельных аппаратов (при необходимости)
Восстановление поврежденной окраски, изоляционного покрытия и
необходимых надписей
ТР – 1 раз в 3 года
11.18ТОР электрооборудования открытых распределительных
устройств питающих подстанций напряжением от 35 до 220 кВ
11.18.1 Общие сведения
Раздел распространяется на электрооборудование ОРУ напряжением от 35 до 220 кВ
питающих подстанций (далее –электрооборудование ОРУ) и ОПУ.
В составе ОРУ ТОР подлежат:
- выключатели масляные (баковые и маломасляные), вакуумные и элегазовые (баковые
и колонковые);
- соединительные и сборные шины (шинные мосты), токопроводы,проходные и опорные
изоляторы;
- трансформаторы тока и напряжения;
- вводы маслонаполненные и с твердой изоляцией в составе выключателей и
трансформаторов;
- разъединители, отделители, короткозамыкатели наружной установки;
- реакторы токоограничивающие и компенсирующие;
- предохранители до и свыше 1000 В;
- трансформаторы собственных нужд;
- оборудование СВДК ТР (при наличии);
- шкафы (устройства) систем обогрева и вентиляции оборудования ОРУ.
В составе ОПУ ТОР подлежат:
- панели управления электрооборудованием ОРУ;
- панели связи, телемеханики и учета;
- системы жизнеобеспечения (освещение, отопление, вентиляция, кондиционирование),
охранно-пожарной сигнализации.
Периодичность и объем работ при проведении ТОР электрооборудования ОРУ и ОПУ
должны соответствовать указаниям изготовителей, приведенным в технической
документации. При отсутствии технической документации изготовителей на конкретный тип
электрооборудования ОРУ и ОПУ, периодичность и типовой объем работ по ТОР принимается
в соответствии с 11.18.3 и 11.18.4.
Периодичность и объем работ при проведении ТОР СВДК ТР –
в соответствии с указаниями изготовителя.
Требования к персоналу, выполняющему ТОР электрооборудования ОРУ–
в соответствии с разделом 10 РД-29.020.00-КТН-027-17.
11.18.2 Контроль технического состояния электрооборудования ОРУ в процессе
эксплуатации
Осмотр электрооборудования ОРУ и ОПУ без отключения проводится на НПС/ЛДПС
с постоянным дежурством персонала не реже 1 раза в смену, осмотр для выявления разрядов
и коронирования в темное время суток – не реже 1 раза в месяц в соответствии с утвержденным
графиком.
При осмотре электрооборудования ОРУ без отключения необходимо проверять:
- состояние шкафов электрооборудования ОРУ;
- исправность устройств обогрева и вентиляции, освещения оборудования ОРУ;
- целостность заземляющих проводников электрооборудования ОРУ;
- уровень масла, отсутствие течи в маслонаполненном оборудовании;
- значение давления масла во вводах (по манометру);
- правильность показаний указателей выключателей;
- состояние изоляции (запыленность, целость фарфора, наличие трещин, следов
разрядов);
- состояние и цвет силикагеля в воздухоосушительных фильтрах вводов;
- степень загрязнения изоляции;
- отсутствие повреждений и следов коррозии, вибрации и треска у элегазового
оборудования;
- наличие средств пожаротушения, переносного заземления, средств оказания первой
помощи;
- наличие испытанных защитных средств;
- давление элегаза или газовой смеси в электрооборудовании;
- температуру окружающей среды в ОРУ.
При осмотре оборудования ОПУ без отключения необходимо проверять:
- состояние контактов, рубильников щита НН;
- работоспособность систем жизнеобеспечения (освещение, отопление, вентиляция,
кондиционирование) оборудования ОПУ;
- работоспособность СВДК ТР (при наличии);
- работоспособность системы охранно-пожарной сигнализации ОПУ.
По показаниям СИ проверяются:
- сопротивления цепей управления;
- уровень напряжения цепей управления, питания, собственных нужд;
- напряжение на секциях шин ВН, НН, собственных нужд;
- нагрузка на отходящих линиях.
По показаниям СВДК ТР, передаваемым на АРМ инженера-энергетика НПС,
контролируются основные параметры силовых трансформаторов:
- температура верхних слоев трансформаторного масла в баке трансформатора;
- tgδосновной изоляции и основная емкость С1 высоковольтных вводов;
- состав и количества газов и влаги, растворенных в трансформаторном масле.
Работа трансформатора и СВДК ТР контролируется при помощи индикации на дисплее
монитора АРМ инженера-энергетика НПС. В случае появления предупредительной или
аварийной сигнализации, необходимо поставить в известность ответственного за
электрохозяйство и действовать согласно инструкции по эксплуатации СВДК ТР.
Ответственный за электрохозяйство должен ежемесячно анализировать данные, получаемые
от СВДК ТР и результаты передавать в ОГЭ РНУ.
В шкафах с аппаратурой устройств релейной защиты и автоматики, связи и
телемеханики, блока мониторинга СВДК ТР, а также в шкафах приводов масляных
выключателей, отделителей, короткозамыкателей и двигательных приводов разъединителей,
установленных в ОРУ, в которых температура окружающего воздуха может быть ниже
допустимого значения, должна контролироваться работоспособность устройств
электроподогрева.
На оборудовании ОРУ, на лицевой и оборотной сторонах панелей щитов ОПУ должны
быть выполнены надписи, указывающие назначение присоединений и их диспетчерское
наименование.
На предохранительных щитках и у предохранителей присоединений должны быть
надписи, указывающие номинальный ток плавкой вставки.
Дополнительные осмотры ОРУ должны проводиться при неблагоприятной погоде
(сильный туман, гроза, мокрый снег) или сильном загрязнении, а также после срабатывания
защит (отключения) от короткого замыкания.
Периодически по утвержденному графику должен выполняться контроль за
исправностью резервных элементов ОРУ включением их под нагрузку (выключателей, шин,
трансформаторов и др.).
Результаты осмотра электрооборудования ОРУ должны вноситься в оперативный
журнал с указанием дефектов, обнаруженных во время осмотра.
Оборудование ОРУ, техническое состояние которых не соответствует требованиям
правил безопасности или его параметры имеют отклонения от допустимых значений,
подлежат ремонту или замене.
При эксплуатации оборудования с негрязестойкой изоляцией в местах с загрязненной
атмосферой должны быть осуществлены меры, обеспечивающие надежную работу изоляции–
усиление, обмывка, очистка, покрытие гидрофобными пастами.
Периодичность, виды КТС и нормативные параметры оборудования ОРУ – в
соответствии с таблицей 11.6.
Тепловизионный контроль электрооборудования ОРУ должен выполняться с
периодичностью, приведенной в таблице 11.6 (таблицей 6.18. РД-29.020.00-КТН-027-17) При
усиленном загрязнении электрооборудования ОРУ – ежегодно.
Т а б л и ц а 11.6 – Периодичность, виды КТС и нормативные параметры оборудования ОРУ
№
п/п
1
1
1.1
Наименование оборудования.
Виды контроля и проверок
2
Выключатели
Масляные выключатели
Контроль
сопротивления
1.1.1 изоляции вторичных цепей и
обмоток ЭМУ
1.1.2
1.1.3
1.1.4
1.1.5
Периодичность
3
1 раз в 3 года
при ТР
Нормативные
параметры, критерии
4
Не менее 1 МОм
Примечание
5
Проводится
мегаомметром
на напряжение
1000 В
Контроль
сопротивления
В соответствии с 9.2 настоящей таблицы
изоляции вводов
Для выключателей
Контроль сопротивление
напряжением от 35 до
изоляции подвижных и
110 кВ – не менее
Проводится
направляющих частей
При КР
1000 МОм;
мегаомметром на
выключателей,
для
выключателей напряжение 2500 В
выполненных из
напряжением 220 кВ –
органического материал
не менее 3000 МОм
Нормативные
значения
сопротивлений
отдельных
В соответствии с
участков
Контроль сопротивления
1 раз в 3 года ПТЭЭП
токоведущего
постоянному току контактов
при ТР
(приложение 3.1,
контура
таблица 16)
указываются в
эксплуатационных
документах
изготовителя
Контроль сопротивления
В соответствии с
постоянному току
1 раз в 3 года эксплуатационными
шунтирующих резисторов
–
при ТР
документами
дугогасительных
изготовителя
устройств, обмоток ЭМУ
Продолжение таблицы 11.6
№
п/п
1
Наименование оборудования.
Виды контроля и проверок
2
1.1.6
Испытание повышенным
напряжением промышленной
частоты вводов, опорной
изоляции и изоляции
относительно корпуса
При КР
1.1.7
Испытание повышенным
напряжением промышленной
частоты изоляции вторичных
цепей и обмоток ЭМУ
При КР
1.1.8
1.1.9
Контроль состояния
внутрибаковой изоляции и
изоляции дугогасительных
устройств баковых
выключателей 35 кВ
Проверка времени
движения подвижных
частей выключателя
Контроль хода подвижной
части выключателя,
вжима (хода) контактов
1.1.10 при включении, контроль
одновременности
замыкания и размыкания
контактов
Периодичность
3
Нормативные
Примечание
параметры, критерии
4
5
Значение
испытательного
напряжения
Продолжительность
принимается в
испытания – 1 мин
соответствии с
ПТЭЭП (приложение
3.1, таблица 5)
В соответствии с
ПТЭЭП (раздел 28)
Продолжительность
испытания – 1 мин
При КР
Если tgδ вводов
снижен более чем на
5 %, то изоляция
подлежит сушке
Проводится, если
при измерении tgδ
вводов на
полностью
собранном
выключателе
получены
повышенные
значения по
сравнению с
нормативными,
приведенными в
ПТЭЭП
(приложение 3.1,
таблица 14)
При КР
Полученные
значения времени от
подачи команды до
момента замыкания
(размыкания)
контактов
выключателей
должны
соответствовать
величинам,
указанным в ПТЭЭП
(приложение 3.1,
таблица 16)
–
1 раз в 3 года
при ТР
В соответствии с
ПТЭЭП (приложение
3.1, таблица 16)
–
Продолжение таблицы 11.6
№
п/п
1
Наименование оборудования.
Виды контроля и проверок
2
1.1.11
Проверка действия механизма
свободного расцепления
Периодичность
3
1 раз в 3 года
при ТР
Проверка регулировочных и
установочных характеристик
1.1.12
механизмов приводов
выключателей
При КР
Проверка срабатывания
привода
1.1.13
при пониженном
напряжении
При КР
1.1.14 Проверка манометра
Испытание выключателя
многократными
1.1.15
включениями и
отключениями
Нормативные
параметры, критерии
4
Примечание
5
Должна проводиться
Операция
при полностью
отключения должна
включенном
выполняться на всем приводе и двух-трех
ходе контактов
промежуточных
положениях
В соответствии с
эксплуатационными
–
документами
изготовителя
Минимальное
напряжение
срабатывания
электромагнитов
отключения
приводов должно
быть не менее 0,7
Uном при постоянном
–
токе и 0,65 Uном при
переменном токе;
электромагнитов
включения – 0,85Uном
при переменном токе
и 0,8Uном при
постоянном токе
В соответствии с 9.7 настоящей таблицы
При КР
Включение,
отключение и
сложные циклы
(В–О, О–В, О–В–О)
при
многократном
опробовании должны
производиться при
номинальном
напряжении на
выводах
электромагнитов.
Число операций для
каждого режима
опробования – 3-5
Двух-,
трехкратное
опробование в
циклах О–В и О–
В–О производится
для
выключателей,
предназначенных
для работы в
цикле АПВ
Продолжение таблицы 11.6
№
п/п
1
Наименование оборудования.
Виды контроля и проверок
2
Испытание
1.1.16 трансформаторногомасла из
бака
1.1.17
Проверка качества
уплотнений вводов
1.1.18
Испытания встроенных
трансформаторов тока
1.1.19 Тепловизионный контроль
1.2
1.2.1
1.2.2
Вакуумные выключатели
Контроль
сопротивления
изоляции вторичных цепей и
обмоток ЭМУ
Испытание
повышенным
напряжением промышленной
частоты вводов, опорной
изоляции
и
изоляции
относительно корпуса
Периодичность
3
1 раз в 3 года
при ТР
При КР
При ТР и КР
Нормативные
параметры, критерии
4
Пробивное
напряжение для
выключателей
110 кВ – не менее
60 кВ;
для выключателей
220 кВ – не менее
65 кВ;
отсутствие
содержания
механических
примесей.
Пробивное
напряжение для
выключателей
35 кВ – 25 кВ
Производится у
маслонаполненных
негерметичных
вводов с бумажномасляной изоляцией
на напряжение 110
кВ и выше созданием
в них избыточного
давления масла 0,1
МПа.
Продолжительность
испытания – 30 мин
В соответствии с
ПТЭЭП (раздел 20)
Примечание
5
Для
выключателей
35 кВ и
маломасляных не
выполняется
При испытании не
должно быть
признаков течи
масла
и снижения
испытательного
давления.
Допускается
снижение
давления за время
испытаний не
более 5кПа
Для
выключателей
110 (220) кВ –
1 раз в 2 года;
для
выключателей
35 кВ –
1 раз в 3 года
В соответствии с
РД 34.45-51.300.97
При КР
В соответствии с
ПТЭЭП (раздел 28)
При КР
Значение
испытательного
Продолжительность
напряжения
испытания –
принимается
в
1 мин
соответствии
с
ПТЭЭП (приложение
3.1, таблица 5)
Оценка нагрева
дугогасительных
контактов, КС
токоведущего
контура и
ошиновки
Продолжение таблицы 11.6
№
п/п
1
1.2.3
1.2.4
Наименование оборудования.
Виды контроля и проверок
2
Испытание
изоляции
вторичных цепей и обмоток
ЭМУ
Проверка минимального
напряжения срабатывания
ЭМУ
Периодичность
3
При КР
При КР
Нормативные
параметры, критерии
4
В соответствии с
ПТЭЭП (раздел 28)
ЭМУ должны
срабатывать при
напряжениях:
электромагниты
включения –
0,85·Uном;
электромагниты
отключения –
0,7·Uном
Число операций
сложных циклов
должно составлять:
3 – 5 операций
включения и
отключения; 2 – 3
цикла В–О без
выдержки
времени между
операциями
При проверке работы
выключателя должны
определяться
характеристики,
предписанные
эксплуатационными
документами
изготовителя.
Результаты
проверок
должны
соответствовать
паспортным данным
Примечание
5
–
–
Испытания
проводятся при
номинальном
напряжении на
выводах
электромагнитов
1.2.5
Испытания выключателей
многократными
опробованиями
При КР
1.2.6
Проверка характеристик
При ТР и КР
1.2.7
Тепловизионный контроль
Для
выключателей
110 (220) кВ –
1 раз в 2 года;
для
выключателей
35 кВ –
1 раз в 3 года
В соответствии с
РД 34.45-51.300.97
Оценка нагрева
контактов и КС
токоведущего
контура,
ошиновки
1.3
Элегазовые выключатели
Контроль
сопротивления
изоляции вторичных цепей и
обмоток ЭМУ
Испытание
изоляции
вторичных цепей и обмоток
ЭМУ
При КР
В соответствии с
ПТЭЭП (раздел 28)
–
При КР
В соответствии с
ПТЭЭП (раздел 28)
–
1.3.1
1.3.2
–
Продолжение таблицы 11.6
№
п/п
1
Наименование оборудования.
Виды контроля и проверок
2
1.3.3
Контроль сопротивления
обмоток ЭМУ и добавочных
резисторов в их цепи
Периодичность
3
При ТР и КР
1.3.4
Контроль сопротивления
главной цепи постоянному
току
При ТР и КР
1.3.5
Проверка минимального
напряжения срабатывания
выключателей
При КР
1.3.6
Испытание конденсаторов
делителей
напряжения
При КР
Нормативные
параметры, критерии
4
В соответствии с
эксплуатационными
документами
изготовителя
Примечание
5
–
Сопротивление
должно
измеряться как в
целом всего
токоведущего
контура, так и
отдельно каждого
разрыва
В соответствии с
дугогасительного
эксплуатационными
устройства (если
документами
это позволяет
изготовителя
конструкция
аппарата). При ТР
измеряется
сопротивление
токоведущего
контура
выключателя в
целом
Проверка
проводится при
номинальном
Выключатели
давлении элегаза в
должны срабатывать
полостях
при напряжении:
выключателя и
не более 0,7 Uном, при
наибольшем
питании привода от
рабочем
источника
давлении в
постоянного тока;
резервуарах
не более 0,65 Uномпри
привода.
питании привода от
Напряжение на
сети переменного
электромагниты
тока.
должно
подаваться
толчком
Значения измеренной
Испытания
емкости должны
должны
соответствовать
выполняться в
эксплуатационным
соответствии с
документам
ПТЭЭП (раздел 4)
изготовителя
Продолжение таблицы 11.6
№
п/п
1
1.3.7
1.3.8
Наименование оборудования.
Виды контроля и проверок
2
Проверка характеристик
выключателя
Контроль наличия
утечек элегаза
1.3.9
Проверка содержания
влаги в элегазе (газовой
смеси)
1.3.10
Испытания встроенных
трансформаторов тока
1.3.11 Тепловизионный контроль
Периодичность
3
При ТР и КР
При ТР и КР
1 раз в 5 лет
при ТР
1 раз в 10 лет
при ТР
Для
выключателей
110 (220) кВ ─
1 раз в 2 года;
для
выключателей
35 кВ ─
1 раз в 3 года
Нормативные
параметры, критерии
4
При проверке работы
выключателя должны
определяться
характеристики,
предписанные
эксплуатационными
документами
изготовителя.
Результаты
проверок должны
соответствовать
паспортным данным.
Результат контроля
считается
удовлетворительным,
если выходной
прибор течеискателя
не показывает утечки
Содержание влаги
определяется на
основании измерения
точки росы.
Температура точки
росы должна быть не
выше минус
50 °С
В соответствии с
ПТЭЭП (раздел 20)
В соответствии с
РД 34.45-51.300.97
Примечание
5
Испытания
должны
выполняться в
соответствии с
ПТЭЭП
(приложение 3.1,
таблица 18)
Контроль
проводится с
помощью
течеискателя.
Щупом
течеискателя
обследуются
места уплотнений
стыковых
соединений и
сварных швов
выключателя.
Контроль
проводится при
номинальном
давлении элегаза
Измерения
проводятся перед
заполнением, а
пробы элегаза –
после заполнения
Оценка нагрева
контактов и КС
токоведущего
контура,
ошиновки
Продолжение таблицы 11.6
№
п/п
1
Наименование оборудования.
Виды контроля и проверок
2
2
Разъединители, отделители, короткозамыкатели
Результаты
измерений
сопротивлений
Контроль сопротивления
изоляции должны
изоляции поводков и тяг,
При КР
быть не ниже
выполненных из органических
значений,
материалов
приведенных
в
ПТЭЭП (приложение
3.1, таблица 15)
2.1
Периодичность
3
Нормативные
параметры, критерии
4
Примечание
5
Проводится
мегаомметром
на напряжение
2500 В
2.2
Контроль сопротивления
изоляции вторичных цепей и
электромагнитов управления
При КР
В соответствии с
ПТЭЭП (раздел 28)
–
2.3
Испытание повышенным
напряжением промышленной
частоты изоляции вторичных
цепей и обмоток ЭМУ
При КР
В соответствии с
ПТЭЭП (раздел 28)
–
2.4
Контроль сопротивления
постоянному току контактной
системы
разъединителей и отделителей
и обмоток ЭМУ
При КР
2.5
Контроль усилия
вытягивания ножа из
неподвижного контакта
разъединителя или
отделителя
При КР
Результаты
измерений должны
соответствовать
эксплуатационным
документам
изготовителя, а при
их отсутствии ─
ПТЭЭП
(приложение 3.1,
таблица 19)
Результаты
измерений должны
соответствовать
эксплуатационным
документам
изготовителя, а при
их отсутствии ─
ПТЭЭП (приложение
3.1, таблица 20)
–
–
Продолжение таблицы 11.6
№
п/п
1
Наименование оборудования.
Виды контроля и проверок
2
2.6
Проверка работы
разъединителя,
короткозамыкателя и
отделителя
При КР
2.7
Проверка
работы
механических блокировок
При ТО12
2.8
3
3.1
3.2
Периодичность
3
Нормативные
параметры, критерии
4
Аппараты с ручным
управлением должны
быть проверены
выполнением пяти
операций включения
и отключения.
Аппараты с
дистанционным
управлением
проверяются
выполнением пяти
операций включения
и отключения при
номинальном
напряжении на
выводах ЭМУ и ЭД
Блокировка не
должна позволять
оперирование
главными ножами
при
включенных
заземляющих ножах
Примечание
5
–
–
Для
оборудования
Оценка
110 (220) кВ –
температуры
В соответствии с
1 раз в 2 года;
контактов, КС,
Тепловизионный контроль
РД 34.45-51.300-97
для
выводов
оборудования
соединения с
35 кВ – 1 раз в
проводниками
3 года
Шины сборные и соединительные, токопроводы, проходные и опорные изоляторы
Проводится
Сопротивление
мегаомметром на
каждого
Контроль сопротивления
напряжение
элемента
изоляции
2500 В только при
При КР
многоэлементного
опорных фарфоровых
положительной
изолятора должно
изоляторов
температуре
быть не менее
окружающего
300 МОм
воздуха
Измерение
Контроль сопротивления
проводится
проходных
При ТР и КР
Не менее 500 МОм
мегаомметром на
изоляторов
напряжение
2500 В
Продолжение таблицы 11.6
№
п/п
1
Наименование оборудования.
Виды контроля и проверок
2
3.3
Испытание повышенным
напряжением промышленной
частоты основной изоляции
3.4
Контроль
сопротивления
токопроводов
1000 А и более
переходного
КС шин и
на
ток
Периодичность
3
При КР
При ТР и КР
Нормативные
параметры, критерии
4
Испытательное
напряжение
одноэлементных
опорных изоляторов
должно
соответствовать
ПТЭЭП (приложение
3.1, таблица 5)
Испытание изоляции
многоэлементных
изоляторов
производится в
соответствии с
ПТЭЭП (раздел 8)
Примечание
5
Вновь
устанавливаемые
многоэлементные
или подвесные
фарфоровые
изоляторы
должны
испытываться
повышенным
напряжением 50
кВ частоты 50 Гц,
прикладываемым
к каждому
элементу
изолятора
Испытание
повышенным
напряжением
опорностержневых
изоляторов не
обязательно
Не
должно
Не требуется при
превышать
положительных
сопротивление
результатах ТК
участка шины
Для
оборудования
Контроль
110 (220) кВ –
температуры
1 раз в 2 года;
В соответствии с болтовых,
для
РД 34.45-51.300.97
сварных,
оборудования
опрессованных
35 кВ –1 раз в 3
КС, изоляторов
года
3.5
Тепловизионный контроль
4
Предохранители на напряжение до и свыше 1000 В
4.1
Тепловизионный контроль
1 раз в 3 года
В соответствии с
РД 34.45-51.300.97
–
Продолжение таблицы 11.6
№
п/п
1
5
5.1
5.1.1
5.1.2
5.1.3
5.1.4
5.2
5.2.1
Наименование оборудования.
Нормативные
Периодичность
Виды контроля и проверок
параметры, критерии
2
3
4
Трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения электромагнитные
Для ТН 35 кВ при
Сопротивление
проведении
изоляции
ремонтных
трансформаторов
работ в
напряжением
Контроль сопротивления
ячейках, где
35 кВ – не менее
изоляции первичных обмоток они
100 МОм,
установлены;
трансформаторов
для
ТН напряжением 110 –
110 (220) кВ – 220 кВ – не менее
1 раз в 5 лет 300 МОм
при ТР
Сопротивление
изоляции вторичных
обмоток совместно с
Контроль
сопротивления
1 раз в 5 лет
подключенными
изоляции вторичных обмоток
при ТР
цепями должно
быть
не
менее
1 МОм
В соответствии с
ПТЭЭП (приложение
Испытание
1 раз в 5 лет
3.1, таблица 6, строки
трансформаторного масла
при ТР
1-3), с учетом
примечания к
таблице
Для ТН 110
(220) кВ –
В соответствии с
Тепловизионный контроль
1 раз в 2 года;
РД 34.45-51.300.97
для ТН 35 кВ –
1 раз в 3 года
Трансформаторы напряжения емкостные
Сопротивление
Первый раз –
изоляции не должно
через 4 года
отличаться от
Контроль сопротивления
после ввода в
указанного в
изоляции электромагнитного
эксплуатацию
паспорте более чем
устройства
в дальнейшем – на 30 %
1 раз в 6 лет
в худшую сторону,
при ТР
но составлять не
менее 300 МОм
Примечание
5
Проводится
мегаомметром на
напряжение
2500 В
Проводится
мегаомметром на
напряжение
1000 В
–
–
Проводится
мегаомметром на
напряжение
2500 В
Продолжение таблицы 11.6
№
п/п
1
Наименование оборудования.
Виды контроля и проверок
2
5.2.3
Измерение сопротивления
обмоток постоянному току
5.2.4
Измерение тока и потерь
холостого хода
5.2.5
Испытание
трансформаторного масла
5.2.6
Испытания
конденсаторов
делителей
напряжения
повышенным напряжением
5.2.7
Измерение
сопротивления
разрядного
резистора
конденсаторов
5.2.8
Измерение емкости
5.2.9
Измерение
тангенса
угла
диэлектрических потерь tgδ
5.2.10 Тепловизионный контроль
Периодичность
3
1 раз в 5 лет
при ТР
1 раз в 5 лет
при ТР
1 раз в 5 лет
при ТР
1 раз в 5 лет
при ТР
При КР
При ТР и КР
При КР
Для ТН 110
(220) кВ –
1 раз в 2 года;
для ТН 35 кВ –
1 раз в 3 года
Нормативные
параметры, критерии
4
Измеренные
значения,
приведенные к
температуре при
заводских
испытаниях, не
должны
отличаться
от
указанных в паспорте
более чем на 5 %
Измеренные
значения не должны
отличаться от
указанных в паспорте
более чем на 10 %
В соответствии с
ПТЭЭП (приложение
3.1, таблица 6, строки
1-3), с учетом
примечания к
таблице
В соответствии с
указаниями
изготовителя
Сопротивление
разрядного резистора
не должно превышать
100 МОм
Отклонения
измеренных значений
емкости
конденсаторов
от
паспортных
не
должны превышать
5%
Измеренное
значение
tgδ
не
должно превышать
0,8
%
(при
температуре 20 °C)
В соответствии с
РД 34.45-51.300.97
Примечание
5
–
–
–
–
–
–
–
–
Продолжение таблицы 11.6
№
п/п
1
6
6.1
Наименование оборудования.
Виды контроля и проверок
2
Трансформаторы тока
Контроль сопротивления
изоляции первичных обмоток
Периодичность
3
1 раз в 5 лет
при ТР
1 раз в 5 лет
6.2
Контроль
сопротивления
изоляции вторичных обмоток
6.3
Испытание
трансформаторного масла
при ТР
1 раз в 5 лет
при ТР
1 раз в 5 лет
при ТР
6.4
Контроль тангенса
угла диэлектрических
потерь tgδ изоляции
обмоток
1 раз в 5 лет
при ТР
6.5
Испытание повышенным
напряжением промышленной
частоты изоляции первичных
обмоток (для ТТ 35 кВ)
Нормативные
параметры, критерии
4
Примечание
5
Проводится
мегаомметром на
напряжение 2500
В.
При
положительных
результатах
испытания масла
не проводится
Проводится
Должно быть не
мегаомметром на
ниже 1 МОм вместе с
напряжение 1000
подсоединенными к
В
ним цепями
Сопротивление
изоляции
трансформаторов
напряжением 110 –
220 кВ – не менее
1000 МОм
В соответствии с
ПТЭЭП (приложение
3.1, таблица 6, строки
1-3)
Предельные значения
tgδ изоляции обмоток
ТТ с
бумажно-масляной
изоляцией
приведены в ПТЭЭП
(приложение 3.1,
таблица 27).
Измерения
проводятся при
напряжении 10 кВ
Значения
испытательного
напряжения
приведены в ПТЭЭП
(приложение 3.1,
таблица 5).
Длительность
испытания для ТТ с
фарфоровой внешней
изоляцией – 1 мин, с
органической
изоляцией – 5 мин.
ТТ более 35 кВ
повышенным
напряжением не
испытываются
–
Для ТТ 110 кВ и
выше – при
неудовлетворител
ьных показателях
качества залитого
в них масла;
для ТТ 35 кВ –
при ремонтных
работах в ячейках,
где
они установлены
Допускается
испытывать
измерительные ТТ
совместно с
ошиновкой. В
этом случае
испытательное
напряжение
принимается по
нормам,
принятым для
электрооборудова
ния с самым
низким уровнем
испытательного
напряжения
Продолжение таблицы 11.6
№
п/п
1
Наименование оборудования.
Виды контроля и проверок
2
6.6
Испытание повышенным
напряжением промышленной
частоты изоляции вторичных
обмоток
6.7
6.8
Контроль сопротивления
обмоток
постоянному току
Контроль характеристик
намагничивания
Периодичность
3
1 раз в 5 лет
при ТР
При КР
При КР
Нормативные
параметры, критерии
4
Примечание
5
Проводится
напряжением
1000 В в течение
1 мин
–
Отклонение
измеренного
сопротивления от
паспортного или от
измеренного на
других фазах не
должно превышать 2
%
–
Отличия от значений,
измеренных на
изготовителе, или
измеренных на
исправном
однотипном ТТ, не
должно превышать
10 %
Снятая
характеристика
сопоставляется с
типовой
характеристикой
намагничивания
или с
характеристиками
намагничивания
исправных ТТ,
однотипных
с проверяемым.
Характеристика
снимается при
повышении
напряжения на
одной из
вторичных
обмоток до начала
насыщения, но не
выше 1800 В. При
наличии у
обмотки
ответвлений,
характеристика
снимается на
рабочем
ответвлении.
Допускается
снятие только
трех контрольных
точек
Продолжение таблицы 11.6
№
п/п
1
6.9
7
8
8.1
Наименование оборудования.
Виды контроля и проверок
2
Периодичность
Нормативные
параметры, критерии
4
Примечание
3
5
Для ТТ 110
(220) кВ ─
В соответствии с
Тепловизионный контроль
1 раз в 2 года;
–
РД 34.45-51.300.97
для ТТ 35 кВ ─
1 раз в 3 года
Трансформаторы тока и напряжения с элегазовой изоляцией подлежат КТС в
соответствии с указаниями изготовителя
Вводы маслонаполненные и с твердой изоляцией
1. Проводится у
вводов с
основной
бумажномасляной.
Измерение tgδ у
вводов с
маслобарьерной
изоляцией не
обязательно.
Предельное
2. При
При ТР и КР увеличение емкости
повышении
оборудования,
C1 основной
давления масла
на
котором изоляции составляет
выше
установлен
5 % от значения,
предельных
ввод.
измеренного при
Контроль
тангенса
угла
значений,
При
вводе в
диэлектрических потерь tgδ1 и
необходимо
увеличении
эксплуатацию.
емкости
C1
у
провести
значений
Допускаемые
маслонаполненных
вводов
внеочередные
периодичность значения тангенса
(при напряжении 10 кВ)
измерения tgδ1 и
измерений
угла
C1 и провести
должна быть диэлектрических
хроматосокращена до потерь tgδ1
графический
6 месяцев или приведены в ПТЭЭП
анализ
менее.
(приложение 3.1,
растворенных в
таблица 14)
масле газов.
Если измерения
покажут
ухудшение
характеристик
изоляции, ввод
должен быть
демонтирован и
заменен
резервным
Продолжение таблицы 11.6
№
п/п
1
Наименование оборудования.
Виды контроля и проверок
2
8.2
Контроль сопротивления
изоляции у
маслонаполненных вводов
При ТР
оборудования,
на котором
установлен
ввод
Не менее 500 МОм
8.3
Контроль
тангенса
угла
диэлектрических потерь tgδ1 и
емкости C1 у вводов с RBP и
RIP-изоляцией
(при напряжении 10 кВ)
При ТР и КР
оборудования,
на
котором
установлен
ввод
Значения тангенса
угла диэлектрических
потерь tgδ1 и емкости
C1 – в соответствии с
указаниями
изготовителя
8.4
При ТР и КР
Контроль
сопротивления
оборудования,
изоляции
измерительного
на
котором
вывода у вводов с RBP и RIPустановлен
изоляцией
ввод
Периодичность
3
Нормативные
параметры, критерии
4
Примечание
5
Измерение
проводится
мегаомметром на
напряжение 2500
В.
Измеряется
сопротивление
основной
изоляции
измерительной и
последней
обкладок вводов с
бумажномасляной
изоляцией
относительно
соединительной
втулки.
Измерение
сопротивления
изоляции у вводов
без
измерительного
вывода
проводится при
КР
трансформатора
на
демонтированном
вводе
При увеличении
показателей –
периодичность
измерений должна
быть сокращена
до 6 месяцев или
менее
Измерение
проводится
мегаомметром на
напряжение не
выше 1000 В
Продолжение таблицы 11.6
№
п/п
1
Наименование оборудования.
Виды контроля и проверок
2
8.5
Испытание повышенным
напряжением промышленной
частоты
При ТР и КР
оборудования,
на котором
установлен
ввод
8.6
Проверка качества
уплотнений вводов
При КР
оборудования,
на котором
установлен
ввод
8.7
Испытание трансформаторного масла из маслонаполненных вводов
При ТР
оборудования,
на котором
установлен
ввод
В соответствии с
ПТЭЭП (приложение
3.1,
таблица 6, строки 1-3)
–
При ТР
оборудования,
на котором
установлен
ввод
Проверяются
манометры
герметичных вводов
путём сличения их
показаний с
показаниями
поверенного
манометра.
Допустимое
отклонение
показаний манометра
от поверенного не
более 10 % верхнего
предела измерений
Проверка
производится в
трех
оцифрованных
точках шкалы:
начале, середине и
конце
8.8
Проверка манометра
Периодичность
3
Нормативные
Примечание
параметры, критерии
4
5
Значения
испытательного
напряжения
приведены в ПТЭЭП
(приложение 3.1,
Вводы,
таблица 5).
установленные на
Длительность
силовых
испытания для вводов,
трансформаторах,
испытываемых
испытываются
совместно
совместно с
с обмотками
обмотками этих
трансформаторов, а
трансформаторов
также для вводов
с основной
фарфоровой
изоляцией – 1 мин, из
органических твердых
материалов – 5 мин
При испытании не
Производится у
должно быть
маслонаполненны
признаков течи масла х негерметичных
и снижения
вводов с бумажноиспытательного
масляной
давления.
изоляцией на
Продолжительность
напряжение 110
испытания –
кВ и выше
30 мин. Допускается созданием в них
снижение давления
избыточного
за время испытаний
давления масла
не более 5кПа
0,1 МПа
Продолжение таблицы 11.6
№
п/п
1
8.9
9
9.1
9.2
9.3
Наименование оборудования.
Виды контроля и проверок
2
Периодичность
Нормативные
параметры, критерии
4
Примечание
3
Для вводов
110 (220) кВ –
1 раз в 2 года;
Тепловизионный контроль
для вводов
35 кВ – 1 раз в
3 года
Трансформаторы собственных нужд
Совместно с
оборудованием,
В соответствии с
на котором
РД 34.45-51.300.97
установлены
ввода
Контроль
сопротивления
При ТР
изоляции обмоток
Для масляных
трансформаторов - не
ниже 300 МОм при
температуре обмотки
20 С, не ниже
450 МОм при 10 °С.
Для
сухих
трансформаторов
6 кВ – не менее 300
МОм,
10 кВ – не менее 500
МОм
при
температуре обмоток
от
20
до
30 °C
Сопротивления
изоляции
контролируется у
обмоток между
собой и
относительно
корпуса
Контроль сопротивления
обмоток постоянному току
При КР
Сопротивления
обмоток трехфазных
трансформаторов,
измеренные на
одинаковых
ответвлениях разных
фаз при одинаковой
температуре,
не
должны отличаться
более чем на 2 %
Измерение
проводится на
всех
ответвлениях,
если в паспорте
трансформатора
нет других
указаний
При КР
Значения
испытательного
напряжения
приведены в ПТЭЭП
(приложение 3.1,
таблица 5)
Испытание
изоляции обмоток
маслонаполненных
трансформаторов
При КР без замены
обмоток и
изоляции не
обязательно
Испытание изоляции обмоток
вместе с вводами
5
Продолжение таблицы 11.6
№
п/п
1
Наименование оборудования.
Виды контроля и проверок
2
Периодичность
3
Нормативные
параметры, критерии
4
Коэффициент
трансформации
не должен
отличаться более чем
на 2 % от
коэффициента
трансформации,
рассчитанного по
напряжениям
ответвлений
В соответствии с
указаниями
изготовителя
9.4
Проверка коэффициента
трансформации
При КР
9.5
Оценка состояния ПБВ
При ТР
9.6
Проверка средств защиты
масла от воздействия
окружающего воздуха
При ТО и ТР,
но не реже 1
раза в год
9.7
Тепловизионный контроль
1 раз в 3 года
10
Реакторы токоограничивающие и компенсирующие
Примечание
5
Проверка
проводится при
всех положениях
переключателей
ответвлений
–
–
В соответствии с
РД 34.45-51.300.97
–
Сопротивления
изоляции
контролируется у
обмоток между
собой и
относительно
корпуса и
крепежных болтов
10.1
Контроль сопротивления
изоляции обмоток
1 раз в 3 года
при ТР
Для реакторов 6 кВ –
не менее
300 МОм,
10 кВ – не менее
500 МОм при
температуре обмоток
от 20 до 30 °C
10.2
Тепловизионный контроль
1 раз в 3 года
В соответствии с
РД 34.45-51.300.97
–
11
Электрооборудование ОПУ
11.1
Контроль
сопротивления
изоляции
электрооборудования
и
аппаратов до 1000 В
При ТР,
но не реже 1
раза в 3 года
Не менее 0,5 МОм
–
11.2
Контроль
сопротивления
изоляции щиты, токопроводы
При ТР,
но не реже 1
раза в 3 года
Не менее 1 МОм
–
11.3
Контроль
сопротивления
изоляции
электропроводки
систем жизнеобеспечения и
охранно-пожарной
сигнализации
При ТР,
но не реже 1
раза в 3 года
Не менее 0,5 МОм
–
Окончание таблицы 11.6
№
п/п
1
Наименование оборудования.
Виды контроля и проверок
2
11.4
Контроль
сопротивления
изоляции
цепей
защиты,
питания
приводов,
управления, автоматики и
телемеханики
При ТР, но не
реже 1 раза в 3
года
11.5
Проверка устройств
защитного отключения
Не реже 1 раза
в 3 месяца
11.6
Проверка главной
заземляющей шины
При ТР и КР
11.7
11.8
13
13.1
Измерение уровня
освещенности
Тепловизионный контроль (КС,
полупроводниковые приборы)
СВДК ТР
Периодичность
3
Нормативные
параметры, критерии
4
Сопротивление
изоляции вторичных
цепей
напряжением 60 В и
ниже – не менее
0,5 МОм;
Сопротивление
изоляции выходных
цепей
телеуправления и
цепей питания
устройств
телемеханики
напряжением
220 В – не ниже
10 МОм;
остальных – не менее
1 МОм
Производится путем
нажатия на кнопку
«Т» (тест)
включенного в сеть
устройства
Проверка затяжки
болтовых и
целостность сварных
контактных
соединений
Примечание
5
Сопротивление
изоляции
измеряется
мегаомметром на
напряжение
1000 – 2500 В, а
цепей с рабочим
напряжением 60 В
и ниже и цепей
телемеханики –
мегаомметром на
напряжение
500 В.
Полупроводников
ые
преобразователи
должны быть
зашунтированы
–
–
При замене
ламп,
светильников
на другой тип
или мощность
Освещенность – не
менее 200 лк
–
1 раз в 3 года
В соответствии с
РД 34.45-51.300.97
–
Сопротивление
Сопротивление
изоляции вторичных
изоляции
цепей
измеряется
напряжением 60 В и
мегаомметром на
ниже ─ не менее
напряжение
0,5 МОм;
1000–2500 В, а
Контроль
сопротивления
1 раза в 3 года
Сопротивление
цепей с рабочим
изоляции цепей питания и
при ТР
изоляции цепей
напряжением 60 В
автоматики
трансформатора
питания устройств
и ниже и цепей
СВДК ТР напряжением телемеханики —
220 В ─ не менее
мегаомметром на
10 МОм;
напряжение
остальных – не менее 1 500 В
МОм
11.18.3Периодичность и типовой объем работ по ТО электрооборудования ОРУ
Периодичность и объем работ по ТО электрооборудования
в соответствии с таблицей 11.7 (таблицей 6.19. РД-29.020.00-КТН-027-17).
ОРУ
–
Т а б л и ц а 11.7 – Периодичность и типовой объем работ по ТО электрооборудования ОРУ
№
п/п
1
1
1.1
1.1.1
Наименование оборудования.
Типовой объем работ
2
Периодичность
3
Выключатели
Масляные выключатели
Осмотр и устранение видимых повреждений
Проверка
работоспособности
указателя
состояния
(положения)
1.1.2
выключателя
Проверка состояния приводов, контактов, демпферных устройств,
1.1.3
отключающих пружин
ТО12
Контроль необходимого объема масла в полюсах, в масляном буфере, во
1.1.4
вводах, доливка при необходимости
1.1.5 Проверка состояния дугогасительных систем
Проверка состояния блок-контактных узлов, розеточных и рабочих
1.1.6
контактов
Проверка состояния изоляции, чистоты межфазных изоляционных
1.1.7
перегородок (очистка при загрязнении), вводов
ТО12
1.1.8 Проверка состояния вводов, контактной системы
1.1.9 Проверка механических блокировок
Слив влаги (при наличии) из баков масляных выключателей необходимо
2 раза в год
1.1.10 осуществлять: весной с наступлением положительных температур и
(при
осенью перед наступлением отрицательных температур
необходимости)
1.2
Элегазовые выключатели
1.2.1 Осмотр и проверка состояния выключателя и привода, очистка поверхности
1.2.2 Проверка отсутствия перегрева и состояния шин и КС
Проверка состояния изоляции вводов, кабелей и КС, наличие
1.2.3
маркировочных бирок
1.2.4 Проверка состояния металлической связи с заземлением
ТО12
1.2.5 Проверка состояния системы заземления и изоляционных прокладок
Проверка давления (плотности) элегаза в выключателе и подкачка (при
1.2.7
необходимости)
1.2.8 Проверка исправности электронагревательных устройств привода
1.3
Вакуумные выключатели
1.3.1 Осмотр и устранение видимых повреждений
1.3.2 Проверка состояния металлической связи с заземлением
Осмотр и проверка состояния выключателя, вводов, привода, контактных
1.3.3
элементов (при снятой крышке привода)
1.3.4 Чистка и замена дефектных изоляторов
ТО12
1.3.5 Проверка исправности электронагревательных устройств привода
1.3.6 Проверка работы блокировки
1.3.7 Проверка отсутствия перегрева и состояния ошиновки и КС
1.3.8 Проверка состояния изоляции кабелей и КС, наличия маркировочных бирок
2
Разъединители, отделители, короткозамыкатели
2.1
Осмотр и устранение дефектов
ТО12
2.2
Проверка состояния заземляющего спуска
Продолжение таблицы 11.7
№
п/п
1
2.3
2.4
2.5
2.6
2.7
2.8
2.9
2.10
2.11
3
3.1
3.2
3.3
3.4
3.5
3.6
3.7
3.8
4
4.1
4.2
5
5.1
5.1.1
5.1.2
5.1.3
5.1.4
5.1.5
5.1.6
5.1.7
5.1.8
5.1.9
Наименование оборудования.
Периодичность
Типовой объем работ
2
3
Проверка состояния главных и заземляющих ножей
Устранение перекоса ножей, очистка их от окиси (нагара), проверка пружин
Проверка работы механических блокировок
Проверка исправности действия гидравлического буфера
Проверка работы привода, фиксации конечных положений рукояток
привода, работы блок-замка, смазка, регулировка , устранение мелких
дефектов привода и приводного механизма
ТО12
Подтяжка болтовых соединений, чистка всех узлов разъединителя и
изоляторов
Проверка полноты включения главных и заземляющих ножей; проверка
состояния, крепления и плавности вращения изоляторов
Проверка состояния изоляторов, ошиновки и контактных соединений
Проверка исправности электронагревательных устройств привода (при
наличии)
Шины сборные и соединительные, токопроводы, проходные и опорные изоляторы
Контроль соответствия сечений шин фактическим нагрузкам
Проверка отсутствия признаков нагрева контактных соединений и шин
Проверка плотности контактных соединений
Очистка шин и изоляторов от пыли и загрязнений
Осмотр и устранение видимых повреждений шин с проверкой и
восстановлением окраски поверхностей
ТО12
Осмотр и проверка состояния заземляющих проводников и точек их
присоединения к оборудованию, подтяжка болтовых соединений, покрытие
антикоррозионной смазкой
Проверка наличия, состояния всех крепежных деталей оборудования и
аппаратов
Проверка наличия оперативных наименований на оборудовании и
присоединениях в соответствии с утвержденными схемами
Предохранители на напряжение выше 1000 В
Проверка целостности, соответствия схем проектным данным,
действующим нагрузка и нормам
ТО12
Проверка состояния плавких вставок и токоограничивающих
сопротивлений и замена (при необходимости)
Трансформаторы тока и напряжения
Трансформаторы напряжения (электромагнитные и емкостные) и
трансформаторы тока с масляной изоляцией
Проверка отсутствия течи масла и состояния маслоочистительных
устройств непрерывной регенерации масла, термосифонных фильтров,
маслосборных устройств
Проверка уровня масла во вводах
Контроль состояния креплений, кожухов, уплотнений, кранов
ТО12
Проверка отсутствия механических повреждений, коррозии
Проверка состояния фарфоровой покрышки (для трансформатора тока)
Осмотр изоляторов и проверка надежности их крепления, чистка
Проверка исправности термосигнализаторов
Контроль состояния шин, ошиновок и кабелей присоединений
Проверка отсутствия признаков нагрева контактных соединений и шин
Окончание таблицы 11.7
№ п/п
Наименование оборудования. Типовой объем работ
Периодичность
1
2
3
5.1.10 Осмотр и проверка состояния заземления, коробки зажимов
Проверка состояния ограждения, предупредительных плакатов, надписей,
5.1.11
защитных средств
Проверка наличия следов перегрева токоведущих частей и магнитопровода,
5.1.12
ТО12
состояния шунтирующих перемычек
Проверка наличия вытекания изоляционной массы, исправности цепей
5.1.13
вторичной коммутации
5.1.14 Проверка работы маслоуказателя
Трансформаторы тока и напряжения с элегазовой изоляцией подлежат ТО в соответствии с
5.2
указаниями изготовителя
6
Токоограничивающие реакторы и компенсирующие (сухие)
6.1
Осмотр на предмет отсутствия в бетонных колонках трещин и сколов
6.2
Оценка состояния креплений колонок изоляторов, контактных зажимов
6.3
Осмотр и восстановление лакового покрытия бетонных колонок
ТО12
Оценка исправности изоляции витков, отсутствия их деформации и
6.4
замыкания
6.5
Осмотр ошиновки, обтяжка
6.6
Обтяжка крепежных болтов
7
Трансформаторы собственных нужд
7.1
ТО – в соответствии с таблицей 6.39 РД-29.020.00-КТН-027-17
При выполнении очередного ТО перед наступлением отрицательных температур в
объем работ должны дополнительно включаться работы по подготовке оборудования к
эксплуатации в зимний период:
- проверка работоспособности устройств электроподогрева шкафов с оборудованием
(РЗА и аппаратурой, приводами выключателей и других аппаратов ОРУ), электроподогрева
днищ баков масляных выключателей;
- проверка смазки шарнирных соединений и трущихся поверхностей механизмов
аппаратов и их приводов низкозамерзающими смазками;
- проверка плотности закрытия шкафов управления;
- отключение (при необходимости) вентильных разрядников ОРУ на зимний период в
районах с неблагоприятными погодными условиями (сильный ветер, гололед, сильное
загрязнение).
Все выявленные при проведении ТО неисправности и повреждения должны быть
устранены, по возможности, в рамках ТО или в кратчайшие сроки проведением внепланового
ремонта.
11.18.4 Периодичность и типовой объем работ по ремонту оборудования ОРУ
с контролем параметров
Ремонты электрооборудования ОРУ должны проводится с учетом технического
состояния, результатов периодических осмотров и КТС и рекомендаций изготовителя.
Периодичность и типовой объем работ по ремонту электрооборудования
ОРУ приведен в таблице 11.8 (таблицей 6.20 РД-29.020.00-КТН-027-17). Объем и
периодичность ремонтов трансформаторов тока и напряжения с элегазовой изоляцией ─ в
соответствии с указаниями изготовителя.
В типовой объем работ по ТР электрооборудования ОРУ входят работы по ТО. В
типовой объем работ по КР электрооборудования ОРУ входят работы по ТР.
Т а б л и ц а 11.8 – Периодичность и типовой объем работ по ремонту оборудования
ОРУ
№
п/п
Наименование оборудования.
Типовой объем работ
Вид ремонта.
Периодичность
1
2
3
1
1.1
1.1.1
Выключатели
Масляные выключатели
Чистка без вскрытия дугогасительных устройств
Проверка состояния маслоспускных пробок, маслоуказателей, при
необходимости чистка
Чистка фарфоровых изоляторов и армировочных швов, замена
изоляторов при необходимости
Проверка состояния маслоотделителей, осмотр выхлопных клапанов
газоотводов
Проверка состояния и работы привода и приводного механизма
Чистка и мелкий ремонт демпферных устройств
Смазка подъемного троса, ролика и лебедки
Подтяжка контактов в местах присоединения ошиновки к токовым
зажимам
Регулирование уровня масла
Замена масла в горшках малообъемных масляных выключателей
Проверка состояния рамы, заземления выключателя
Опробование выключателя и привода на надежное включение и
отключение
Восстановление расцветок фаз, наименований
Расшиновка, выявление дефектов
Измерение сопротивления постоянного тока токоведущего контура
каждого полюса
Ремонт маслоуказателей, маслоспускных пробок, баков, кранов, вводов,
чистка
Разборка выключателя и его полюсов
Проверка состояния изолирующих цилиндров
Ремонт дугогасительных камер, очистка от нагара
Ремонт неподвижных и подвижных контактов, их центровка и установка
1.1.2
1.1.3
1.1.4
1.1.5
1.1.6
1.1.7
1.1.8
1.1.9
1.1.10
1.1.11
1.1.12
1.1.13
1.1.14
1.1.15
1.1.16
1.1.17
1.1.18
1.1.19
1.1.20
1.1.21 Проверка состояния шунтирующего сопротивления
ТР –
1 раз в 3 года
КР – по
результатам КТС
с учетом
выработки
ресурса по
коммутационной
и механической
стойкости,
но не реже 1 раза
в 10 лет
Продолжение таблицы 11.8
№
п/п
1
1.1.22
1.1.23
1.1.24
1.1.25
1.1.26
1.1.27
1.1.28
1.1.29
1.1.30
1.2
1.2.1
1.2.2
1.2.3
1.2.4
1.2.5
1.2.6
1.2.7
1.2.8
1.2.9
1.2.10
1.2.11
1.2.12
1.2.13
1.2.14
1.2.15
1.2.16
Наименование оборудования.
Типовой объем работ
2
Ремонт механизмов расцепителя, пружинного буфера, корпуса,
механизма ручного отключения, электромагнитного привода
Ремонт изоляторов, маслоотделителей, газоотводов, клапанов (замена
при необходимости)
Ремонт приводного механизма и привода
Ремонт электронагревательных устройств привода
Сборка выключателя и его полюсов
Регулирование контактов и приводного механизма выключателя, снятие
характеристик
Заливка масла в полюса, отбор пробы
Ошиновка
Покраска
Элегазовые выключатели
Снятие показаний счетчика механических операций
Контроль коррозионного износа дугогасительных контактов
Контроль сигнализации и блокировок
Контроль отсутствия утечек элегаза при помощи течеискателя
Контроль уплотнений корпуса передаточного механизма
Контроль и подтяжка резьбовых соединений
Ремонт системы заземления и изоляционных прокладок
Смазка шарнирных соединений, узлов трения частей привода и
приводного механизма
Ремонт электронагревательных устройств привода
Контроль влажности элегаза или газовой смеси
Разборка всех узлов выключателя
Замена полюсов выключателя
Ремонт приводов и приводных механизмов, тяг, рычагов
Ремонт арматуры и очистка фаз
Ремонт или замена подвижных и неподвижных контактов
Регулировка контактов и приводного механизма
1.2.17 Ревизия всех элементов при сборке
1.3
Вид ремонта.
Периодичность
3
КР – по
результатам КТС
с учетом
выработки
ресурса по
коммутационной
и механической
стойкости,
но не реже 1 раза
в 10 лет
ТР –
1 раз в 5 лет
1 раз в 10 лет
при ТР
КР – по
результатам КТС
с учетом
выработки
ресурса по
коммутационной
и механической
стойкости,
но не реже 1 раза
в 25 лет
Вакуумные выключатели
1.3.1 Измерение и регулировка хода подвижной части приводного механизма
1.3.2 Очистка вакуумных дугогасительных камер корпуса, изоляционных тяг
1.3.3 Проверка исправности дугогасительных систем
1.3.4
Проверка работы блокировки, регулировка момента срабатывания
вспомогательных контактов и зазоров в механизме блокировки
1.3.5 Проверка и подтяжка крепежных соединений в ячейке выключателя
1.3.6 Проверка работы многократным включением и отключением
1.3.7 Окраска ошиновки и металлоконструкции
ТР–
1 раз в 5 лет
Продолжение таблицы 11.8
№
п/п
1
1.3.8
1.3.9
1.3.10
1.3.11
1.3.12
1.3.13
Наименование оборудования.
Типовой объем работ
2
Разборка
Замена вакуумных дугогасительных камер
Ремонт блокировки
Ремонт и смазка привода, подшипниковых и шарнирных устройств
Ремонт электронагревательных устройств привода
Сборка аппарата и привода
1.3.14 Регулировка приводного механизма и контактов
2.11
Отделители, короткозамыкатели, разъединители
Выявление дефектов
Чистка всех узлов разъединителя и изоляторов и шин, осмотр, устранение
перекоса ножей и очистка от окиси (нагара) поворотных колонок, смазка
подшипников
Проверка пружин
Проверка состояния, крепления и плавности вращения изоляторов,
ошиновки; подтяжка болтовых соединений
Смазка, регулировка, устранение мелких дефектов привода и приводного
механизма
Проверка работы привода, фиксации конечных положений рукояток
привода, работы блок-замка, смазка, регулировка, устранение мелких
дефектов привода и приводного механизма
Осмотр, устранение перекоса ножей и очистка от окиси (нагара),
проверка пружин (при расхождении усилий в сторону уменьшения (более
25 %) –замена)
Восстановление антикоррозийного покрытия
Проверка заземления разъединителя и сборки
Проведение установленных измерений вторичной цепи несколькими
контрольными включением и отключениями
Расшиновка, осмотр
2.12
Ремонт головок с механизмом подъема и опускания ножа
2.13
Ремонт рабочих и главных ножей (замена при необходимости)
2.14
Ремонт головок механизма поворотных контактов
2.15
Ремонт поворотных и опорных колонок
2.16
Ремонт привода и приводного механизма
2.17
Ремонт электронагревательных устройств привода
2.18
Замена накладок на межполюсных тягах отделителя
2.19
2.20
2.21
Зачистка или замена ламелей КС
Замена трансформатора тока (при необходимости)
Контрольная подтяжка болтовых соединений
2
2.1
2.2
2.3
2.4
2.5
2.6
2.7
2.8
2.9
2.10
Вид ремонта.
Периодичность
3
КР – по
результатам КТС
с учетом
выработки
ресурса по
коммутационной
и механической
стойкости,
но не реже 1 раза
в 25 лет
ТР─
1 раз в 3 года
КР – по
результатам КТС,
но не реже 1 раза
в 8 лет
Продолжение таблицы 11.8
№
п/п
1
3
3.1
3.2
3.3
3.4
3.5
3.6
3.7
3.8
3.9
4
4.1
4.2
4.3
4.4
4.5
5
5.1.1
5.1.2
5.1.3
5.1.4
5.1.5
5.1.6
5.1.7
5.1.8
5.1.9
5.1.10
5.1.11
5.1.12
5.1.13
5.1.14
5.1.15
5.1.16
5.1.17
5.1.18
5.1.19
5.1.20
5.1.21
5.1.22
5.1.23
Наименование оборудования.
Вид ремонта.
Типовой объем работ
Периодичность
2
3
Шины сборные и соединительные,токопроводы, проходные и опорные изоляторы
Внешний осмотр шин, выявление дефектов и их устранение, проверка
степени нагрева КС
Очистка от загрязнений, протирка
ТР –
Испытания и измерения в соответствии с требованиями ПТЭЭП
1 раз в 3 года
Подтяжка креплений корпуса шинопровода, опорных конструкций
Очистка, ремонт изоляторов, изоляционных перегородок и перегородок
клиц, при необходимости замена
Проверка, ремонт или замена сетчатых ограждений, защитных кожухов
и их заземления
Рихтовка шин и ремонт болтовых и сварных контактных соединений
КР –
Окраска несущих и защитных конструкций
1 раз в 8 лет
Восстановление расцветок фаз, защита мест для наложения переносного
заземления
Предохранители на напряжение выше 1000 В
Проверка и регулировка плотности вжима контактной части
Зачистка окислившихся или замена обгоревших контактов
Проверка целостности армировочных швов
ТР –
Проверка прочности крепления арматуры к фарфоровому телу опорного
1 раз в 3 года
изолятора
Проверка целостности плавкой вставки и замена (при необходимости)
плавких вставок и токоограничивающих сопротивлений
Трансформаторы тока и напряжения
Проверка фундамента, заземления, вертикальности установки
Снятие (осмотр) и очистка расширителя
Замена селикагеля( сорбента) в воздухоосушителях
Разборка, чистка, проверка работы маслоуказателя
Испытания и измерения в соответствии с требованиями ПТЭЭП
Ремонт коробки зажимов
ТР –
Чистка фарфоровых изоляторов
1 раз в 5 лет
Проверка состояния и обтяжки контактов и болтовых соединений
Зачистка контактов и перезапрессовка наконечников
Ремонт присоединений шин и проводов (кабелей) вторичной коммутации
Проверка заземляющих болтов и шунтирующих перемычек
Отбор проб и регулировка уровня масла
Замена масла в затворе при наличии свободной воды на дне затвора
Удаление продуктов коррозии, окраска металлических поверхностей
Разболчиваниемаслоспускных отверстий, слив масла в емкость
Разборка трансформатора
Проверка состояния и ремонт ввода
КР – по
Перемотка катушек
результатам КТС
Проверка коэффициента трансформации
но не реже 1 раза
в 20 лет
Разборка, очистка, ремонт маслоуказателя
Проверка уплотнений, притирка, сборка кранов
Проверка и промывка маслом магнитопровода и обмоток,их замена
Сушка обмоток с магнитопроводом
Окончание таблицы 11.8
№
п/п
1
5.1.24
5.1.25
5.1.26
5.1.27
Наименование оборудования. Типовой объем работ
2
Вид ремонта.
Периодичность
3
Сборка трансформатора
Заполнения трансформатора маслом, отбор проб
Проверка правильности работы
Окраска
Замена блока трансформатора (осмотр, расшиновка, демонтаж блока,
5.1.28
проверка состояния монтируемого блока, монтаж блока, ошиновка)
Замена масла в трансформаторах (внешний осмотр, слив и заполнение
5.1.29 маслом, вакуумирование, измерение сопротивления изоляции,
регулирование уровня масла, чистка поверхности трансформатора)
Трансформаторы тока и напряжения с элегазовой изоляцией подлежат ремонтам в
5.2
соответствии с указаниями изготовителя
6
Вводы маслонаполненные и с твердой изоляцией
6.1 Проверка состояния воздухоосушительного фильтра
6.2 Проверка правильности установки пробок расширителя
6.3
6.4
6.5
6.6
6.7
6.8
6.9
6.10
6.11
7
7.1
8
8.1
8.2
8.3
8.4
8.5
8.6
8.7
8.8
Проверка наличия пломб на вентилях гидравлической системы, их
положение, состояние манометра
Проверка надежности КС, заземления специальных и измерительных
выводов
Проверка и ремонт цементных швов у маслобарьерных вводов
Проверка отсутствия течи масла и ремонт уплотнений негерметичных
вводов. При наличии течи по армировке маслобарьерного ввода, он
подлежит замене
Проверка и подтяжка гаек контактной шпильки протяжных вводов
Проверка плотности уплотнений избыточным давлением
Замена резиновых уплотнений между контактным зажимом и корпусом
расширителя негерметичных вводов с бумажно-масляной изоляцией,
проработавших более 10 лет
Регулировка давления масла во вводе в соответствии с указаниями
изготовителя
Испытания в соответствии с требованиями ПТЭЭП
Трансформатор собственных нужд
Ремонты - в соответствии с таблицей 6.40 РД-29.020.00-КТН-027-17
Реакторы токоограничивающие и компенсирующие
Ремонт бетонных колонок/металлических стоек, обтяжка крепежных
болтов и контактных зажимов, замена
Измерение сопротивления изоляции витков относительно крепежных
болтов и замена опорных изоляторов
Ремонт ошиновки
Проверка состояния обмоток и ремонт изоляции витков
Проверка крепления опорных изоляторов, их чистка, замена
Восстановление лакового покрытия
Замена отдельных бетонных колонок//металлических стоек, крепежных
болтов и зажимов
Измерение сопротивления изоляции обмотки относительно анкерных
болтов
При ТР
оборудования, на
котором
установлен ввод
При КР
оборудования, на
котором
установлен ввод
ТР –
1 раз в 3 года
КР ─
по результатам
КТС
Неплановые ремонты выполняются при отказе оборудования, а также после исчерпания
коммутационного или механического ресурса аппаратов и повреждений.
Объем работ по ремонту должен определяться с учетом дефектной ведомости и результатов
КТС. При этом должен учитываться также срок службы и ресурс оборудования, при которых
становится необходимым капитальный ремонт или замена основных элементов оборудования.
После выполнения текущего или капитального ремонтов должны выполняться испытания
и измерения в соответствии с ПТЭЭП и указаниями изготовителей.
11.19 ТОР электрооборудования закрытых распределительных
устройств напряжением 6 (10) кВ
11.19.1Общие сведения
Раздел распространяется на электрооборудование ЗРУ (КРУ) напряжением
6 (10) кВ (далее – электрооборудование ЗРУ):
- выключатели маломасляные, вакуумные, электромагнитные, элегазовые и их приводы,
разъединители;
- трансформаторы тока и напряжения;
- предохранители свыше 1000 В;
- сборные и соединительные шины, токопроводы, проходные изоляторы, разъединители.
Периодичность и объем работ при проведении ТОР электрооборудования ЗРУ должны
соответствовать указаниям изготовителей, приведенным в технической документации. При
отсутствии технической документации изготовителей на конкретный тип электрооборудования
ЗРУ, периодичность и типовой объем работ при ТОР принимается в соответствии с 14.10.3 и 14.10.4
настоящего документа.
11.19.2 Контроль технического состояния электрооборудования ЗРУ в процессе
эксплуатации
Осмотр электрооборудования ЗРУ без отключения проводится на НПС (ЛПДС) и объектах
с постоянным дежурством персонала не реже 1 раза в смену.
При осмотре ЗРУ без отключения необходимо проверять:
- состояние помещения, исправность дверей и окон, ограждений, блокировок и запоров;
- исправность отопления и вентиляции, освещения и сети заземления;
- исправность устройств, сигнализирующих о недопустимой концентрации элегаза и
включающих приточно-вытяжную вентиляцию в помещениях с ячейками с элегазовой
изоляцией;
- соответствие параметров электрооборудования ЗРУ установленному режиму работы;
- исправность и правильность показаний световой сигнализации положения
выключателей;
- целостность пломб у счетчиков;
- наличие средств пожаротушения, переносного заземления;
- наличие испытанных защитных средств, средств оказания первой помощи;
- другое, установленное производственной инструкцией.
По показаниям СИ на панелях и шкафах необходимо проверять:
- уровень напряжения на секциях шин 6 (10) кВ;
- сопротивление изоляции цепей управления и сигнализации;
- напряжение цепей управления, питания, собственных нужд;
- температуру окружающей среды в ЗРУ;
- нагрузка на вводных, секционных выключателях и отходящих линиях;
- показания счётчиков учета электроэнергии.
На оборудовании, дверях и внутренних стенках камер ЗРУ, наружных и внутренних
лицевых частях КРУ, сборках, а также на лицевой и оборотной сторонах панелей щитов
должны быть выполнены надписи, указывающие назначение присоединений и их
диспетчерское наименование. На предохранительных щитках и (или) у предохранителей
присоединений должны быть надписи, указывающие номинальный ток плавкой вставки.
На дверях ЗРУ должны быть предупреждающие знаки, выполненные в соответствии с
положениями о правилах применения и испытания средств защиты, используемых в
электроустановках.
Температура воздуха внутри помещений ЗРУ в летнее время должна быть не более 40 ºС.
При повышении температуры должны быть приняты меры к снижению температуры оборудования
или охлаждению воздуха. Температура воздуха в помещении газовых КРУ должна быть в пределах
от 10 ºС до 40 ºС.
При эксплуатации оборудования ЗРУ с негрязестойкой изоляцией в местах с загрязненной
атмосферой должны быть осуществлены меры, обеспечивающие надежную работу изоляции –
уплотнение шкафов, обработка изоляции гидрофобными пастами и установка устройств
электроподогрева с ручным или автоматическим управлением.
Периодически, по утвержденному графику должен выполняться контроль за исправностью
резервных элементов ЗРУ (выключателей, шин, трансформаторов и др.), включением их под
нагрузку.
Дополнительные осмотры электрооборудования ЗРУ должны проводиться в случаях,
предусмотренных производственной инструкцией.
Результаты осмотра электрооборудования ЗРУ должны вноситься в оперативный журнал с
указанием дефектов, обнаруженных во время осмотра. Информация о неисправностях должна быть
сообщена ответственному за электрохозяйство.
Обнаруженные в ходе осмотра неисправности электрооборудования ЗРУ, устранение
которых не требует отключения, должны быть устранены во время перерывов в работе питающихся
от них установок. Для устранения неисправностей, которые могут создать аварийные ситуации,
электрооборудование отключается согласно требованиям местных инструкций.
Электрооборудование ЗРУ, техническое состояние которого не соответствует
требованиям правил безопасности или его параметры имеют отклонения от допустимых
пределов, подлежат ремонту или замене.
КТС электрооборудования ЗРУ должен выполняться в соответствии с ПТЭЭП и
инструкциями изготовителей.
Периодичность, виды КТС и нормативные параметры электрооборудования ЗРУ – в
соответствии с таблицей 11.9 (таблицей 6.21 РД-29.020.00-КТН-027-17).
Т а б л и ц а 11.9 – Периодичность, виды КТС и нормативные параметры электрооборудования
ЗРУ
№
п/п
1
1
1.1
1.1.1
1.1.2
Наименование
оборудования.
Периодичность
Виды контроля и проверок
2
3
Выключатели
Маломасляные выключатели
Контроль сопротивления
изоляции вторичных цепей
При ТР
и обмоток ЭМУ
Контроль сопротивления
постоянному
току
контактов главных цепей
При ТР
Нормативные
параметры,
критерии
4
Не менее 1 МОм
Примечание
5
Проводится
мегаомметром
на
напряжение 1000 В
Нормативные значения
сопротивлений
В соответствии с
отдельных участков
ПТЭЭП
токоведущего
(приложение
3.1,
контура указываются в
таблица 16)
эксплуатационных
документах изготовителя
Продолжение таблицы 11.9
№
п/п
1
1.1.3
1.1.4
Наименование
оборудования.
Виды контроля и проверок
2
Контроль сопротивления
постоянному току
шунтирующих резисторов
дугогасительных
устройств, обмоток ЭМУ
Проверка хода подвижной
части, контактов, контроль
одновременности
замыкания и размыкания
контактов
Периодичность
3
Нормативные
параметры,
критерии
4
Примечание
5
При ТР
В соответствии
указаниями
изготовителя
с
При ТР
В соответствии с
ПТЭЭП (приложение
3.1, таблица 16)
–
При ТР
Операция отключения
должна выполняться
на
всем
ходе
контактов
1.1.6
Испытание повышенным
напряжением
промышленной частоты
вводов, опорной изоляции,
изоляции относительно
корпуса
При КР
Значение
испытательного
напряжения
принимается
в
соответствии
с
ПТЭЭП (приложение
3.1, таблица 5)
1.1.7
Тепловизионный контроль
1 раз в 3 года
1.2
Вакуумные, электромагнитные выключатели
Контроль сопротивления
В соответствии
постоянному току главных
При ТР
указаниями
цепей
коммутационного
изготовителя
модуля
Испытание
В соответствии
изоляциикоммутационного
При ТР
указаниями
модуля
изготовителя
1.1.5
Проверка
механизма
расцепления
1.2.1
1.2.2
1.2.3
действия
свободного
Контроль сопротивления
постоянному
току
контактов главных цепей
При ТР
В соответствии
РД 34.45-51.300.97
с
–
Должна проводиться
при
полностью
включенном приводе
и
двух-трех
промежуточных
положениях
Продолжительность
испытания – 1 мин.
У маломасляных
выключателей также
испытывается
изоляция
межконтактного
разрыва
Оценка нагрева
дугогасительных
контактов, КС
токоведущего
контура и ошиновки
с
–
с
В соответствии с
ПТЭЭП
(приложение
3.1,
таблица 16)
–
Нормативные
значения
сопротивлений
отдельных участков
токоведущего
контура указываются
в эксплуатационных
документах
изготовителя
Продолжение таблицы 11.9
№
п/п
1
Наименование
оборудования.
Виды контроля и
проверок
2
Периодичность
3
Проверка
минимального
1.2.4 напряжения
срабатывания
ЭМУ
При КР
Испытания
выключателей
1.2.5
многократными
опробованиями
При КР
1.2.6
Проверка
характеристик
При ТР и КР
1.2.7
Тепловизионный
контроль
1 раз в 3 года
Элегазовые выключатели
Проверка
1.3.1
При ТР и КР
характеристик
Нормативные параметры,
критерии
Примечание
4
5
ЭМУ должны срабатывать
при напряжениях:
-электромагниты
–
включения - 0,85·Uном;
- электромагниты
отключения - 0,7·Uном
Число операций сложных
циклов должно составлять:
Испытания проводятся
3-5 операций включения и
при номинальном
отключения;
напряжении на
2-3 цикла В–О без
выводах
выдержки
электромагнитов
времени между
операциями
В соответствии с
–
указаниями изготовителя
Оценка
нагрева
В
соответствии
с контактов
и
КС
РД 34.45-51.300.97
токоведущего контура,
ошиновки
1.3
1.3.2
2
2.1
2.2
3
3.1
Тепловизионный
контроль
1 раз в 3 года
В
соответствии
с
–
указаниями изготовителя
Оценка
нагрева
В
соответствии
с контактов
и
КС
РД 34.45-51.300.97
токоведущего контура,
ошиновки
Сборные и соединительные шины, токопроводы, проходные изоляторы, разъединители
Контроль
переходного
Не должно превышать При
положительных
сопротивления КС
При ТР
сопротивление
участка результатах
ТК
не
шин
и
шины, провода
проводится
токопроводов на
ток 1000 А и более
Контроль температуры
Тепловизионный
В
соответствии
с болтовых,
сварных,
1 раз в 3 года
контроль
РД 34.45-51.300.97
опрессованных
КС,
изоляторов
Предохранители напряжением выше 1000 В
Тепловизионный
В
соответствии
с
1 раз в 3 года
–
контроль
РД 34.45-51.300.97
Окончание таблицы 11.9
№
п/п
1
4
4.1
Наименование
оборудования.
Периодичность
Виды контроля и проверок
2
3
Трансформаторы тока и напряжения
Контроль сопротивления
основной изоляции
4.1
Контроль
изоляции
обмоток
сопротивления
вторичных
4.2
Тепловизионный контроль
При ТР
При ТР
1 раз в 3 года
Нормативные
параметры,
критерии
4
Не менее 500 МОм
Примечание
5
Проводится
мегаомметром
на
напряжение 2500 В
Сопротивление
изоляции вторичных
Проводится
обмоток совместно с
мегаомметром на
подключенными
напряжение 1000 В
цепями должно
быть не менее 1 МОм
В соответствии с
РД 34.45-51.300.97
11.19.3 Периодичность и типовой объем работ по ТО электрооборудования ЗРУ
Периодичность и типовой объем работ по ТО масляных выключателей
и высоковольтных предохранителей – в соответствии с таблицей 14.8.
Периодичность и типовой объем работ по ТО вакуумных, электромагнитных и элегазовых
выключателей, выключателей нагрузки, разъединителей, шин сборных и соединительных,
проходных изоляторов, трансформаторов тока и напряжения – в соответствии с таблицей 11.10
(таблицей 6.22 РД-29.020.00-КТН-027-17).
Периодичность и типовой объем работ по ТО ячеек (шкафов) секционного разъединителя,
секционного и вводного выключателя, трансформатора напряжения – в соответствии с таблицей
11.11 (таблицей 6.23 РД-29.020.00-КТН-027-17).
Т а б л и ц а 11.10 – Периодичность и типовой объем работ по ТО вакуумных,
электромагнитных и элегазовыхвыключателей, разъединителей, шин сборных и
соединительных, проходных изоляторов, трансформаторов тока и напряжения
№
п/п
1
1
1.1
1.1.1
1.1.2
1.1.3
1.1.4
1.1.5
1.1.6
1.1.7
1.1.8
1.1.9
1.1.10
Наименование оборудования.
Типовой объем работ
2
Выключатели
Вакуумные, электромагнитные выключатели
Осмотр и проверка состояния выключателя и привода, очистка поверхности
Проверка состояния металлической связи с заземлением
Осмотр и проверка состояния выключателя, привода, контактных элементов
(при снятой крышке привода)
Чистка и замена дефектных изоляторов
Проверка регулировки подвижной части приводного механизма
Смазка трущихся частей привода
Проверка работы блокировки
Проверка состояния и работоспособности «вката-выката» тележки
Проверка отсутствия перегрева и состояния ошиновки и КС
Проверка состояния изоляции кабелей и КС, наличия маркировочных бирок
Периодичность
3
ТО12
Продолжение таблицы 11.10
№ п/п
1
1.2
1.2.1
1.2.2
1.2.3
1.2.4
1.2.5
1.2.6
1.2.7
1.2.8
2
2.1
2.2
2.3
2.4
2.5
2.6
2.7
2.8
2.9
2.10
3
3.1
3.2
3.3
3.4
3.5
3.6
3.7
3.8
3.9
4
4.1
4.2
4.3
4.4
Наименование оборудования.
Типовой объем работ
2
Элегазовые выключатели
Осмотр и проверка состояния выключателя и привода, очистка поверхности
Проверка отсутствия перегрева и состояния шин и КС
Проверка состояния изоляции кабелей и КС, наличие маркировочных
бирок
Проверка состояния металлической связи с заземлением
Проверка состояния системы заземления и изоляционных прокладок
Смазка трущихся частей привода и приводного механизма
Проверка сигнализации и блокировок
Проверка давления элегаза в выключателе и подкачка
Шины сборные и соединительные, проходные и опорные изоляторы
Контроль соответствия сечений шин фактическим нагрузкам
Проверка плотности КС и отсутствия признаков нагрева КС и шин
Отключение секции шин РУ и вывод из эксплуатации для проведения ТО
Осмотр и устранение видимых повреждений шинного моста и ТН с
проверкой и восстановлением окраски внутренних и наружных
поверхностей
Осмотр и проверка состояния СИ, наличия штампа поверки
Осмотр и проверка состояния заземляющих проводников и точек их
присоединения к оборудованию, подтяжка болтовых соединений,
покрытие антикоррозионной смазкой
Очистка аппаратов, внутренних поверхностей шинного моста и
изоляторов от пыли и загрязнений
Проверка наличия, состояния всех крепежных деталей оборудования и
аппаратов
Проверка наличия утвержденных схем, оперативных наименований на
оборудовании и присоединениях
Проверка соответствия установленного оборудования исполнительным
схемам и при необходимости их корректировка
Трансформаторы тока и напряжения
Проверка отсутствия течи масла (для трансформаторов с масляной
изоляцией)
Контроль состояния креплений и уплотнений
Осмотр состояния изоляторов и проверка надежности их крепления,
чистка.
Контроль состояния шин, ошиновок и кабелей присоединений
Проверка отсутствия признаков нагрева контактных соединений и шин
Осмотр и проверка состояния заземления, коробки зажимов
Проверка исправности сигнализации положения указательных реле,
состояния пробивных предохранителей у трансформаторов с
незаземленным нулем с низкой стороны
Проверка наличия следов перегрева токоведущих частей
Проверка наличия вытекания изоляционной массы, исправности цепей
вторичной коммутации
Разъединители
Проверка плотности КС и отсутствия признаков нагрева КС
Очистка поверхностей разъединителя и изоляторов от пыли и загрязнений
Осмотр изоляторов (при необходимости – замена)
Проверка наличия, состояния всех крепежных деталей
Периодичность
3
ТО12
ТО12
ТО12
ТО12
ТО12
Т а б л и ц а 11.11 – Периодичность и типовой объем работ по ТО ячеек (шкафов)
электрооборудования ЗРУ
№
п/п
1
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
Наименование оборудования.
Типовой объем работ
2
Проверка состояния металлической связи с заземлением
Осмотр отсека на отсутствие повреждений
Проверка наличия и правильности затяжки комплектных крепежных
болтов, винтов (монтажных приспособлений)
Проверка состояния и надежности монтажа кабелей
Очистка отсека шкафа (при помощи сухой ветоши и щетки)
Проверка наличия маркировочных бирок, правильности и соответствия
информации
Осмотр кабельных линий с проверкой наличия и состояния кабельных
бирок, надписей на них, крепления КЛ к конструкциям, состояние
концевых кабельных разделок
Проверка состояния аппаратов (отсутствие пыли, трещин, сколов,
разрядов) с проверкой надежности крепления
Проверка состояния металлической связи тележки с заземлением
Осмотр тележки на наличие повреждений
Проверка состояния изоляторов (отсутствие пыли, трещин, сколов, следов
разрядов)
Проверка состояния шин
Проверка наличия и исправности механических блокировок
Проверка работы приводного механизма и «вката-выката» тележки
Проверка предупредительных плакатов, надписей, защитных средств и
знаков исполнения
Проверка наличия и исправности шторок, заземляющих ножей,
механических блокировок
Осмотр релейного отсека на отсутствие повреждений, очистка
Периодичность
3
ТО12
ТО устройств РЗА и относящегося к нему электрооборудования ЗРУ должно
выполняться в соответствии с 6.15 РД-29.020.00-КТН-027-17. При этом ТО
электрооборудования ЗРУ и размещенных в нем устройств РЗА должно выполняться
одновременно по совмещенному циклу ТО.
Все выявленные при проведении ТО неисправности и повреждения должны быть
устранены, по возможности, в рамках ТО или в кратчайшие сроки проведением ремонта.
11.19.4 Периодичность и типовой объем работ по ремонту электрооборудования
ЗРУ с контролем параметров
Объем работ и периодичность ТР и КР электрооборудования ЗРУ должны
определяться в соответствии с указаниями изготовителя с учетом фактического технического
состояния оборудования, результатов периодических осмотров, ТО и КТС. При отсутствии
соответствующих указаний в эксплуатационных документах, ремонты электрооборудования
ЗРУ должен проводиться в объеме и с периодичностью, приведенными в таблицах 11.12, 11.13
(таблицей 6.24, 6.25 РД-29.020.00-КТН-027-17).
В типовой объем работ по ТР электрооборудования ЗРУ входят работы по ТО. В
типовой объем работ по КР электрооборудования ЗРУ входят работы по ТР.
Типовой объем работ по ТР и КР масляных и элегазовых выключателей приведен в
таблице 11.8.
Периодичность и типовой объем работ по ТР и КР высоковольтных предохранителей,
шин сборных, соединительных (секций шин) и изоляторов приведены в таблице 11.8.
Периодичность ТР и КР масляных и элегазовых выключателей приведена в таблице
11.12.
Периодичность и типовой объем работ по ТР и КР вакуумных, электромагнитных
выключателей, разъединителей, трансформаторов напряжения, ячеек (шкафов) ЗРУ
приведены в таблице 11.12.
Т а б л и ц а 11.12– Периодичность и типовой объем работ по ТР и КР вакуумных,
электромагнитных выключателей, разъединителей, трансформаторов напряжения, ячеек
(шкафов) электрооборудования ЗРУ
№
п/п
1
1
2
2.1
Наименование оборудования.
Типовой объем работ
2
Ячейки (шкафы) ЗРУ
Проверка отсутствия признаков нагрева контактных соединений и
шин
Проверка и подтяжка крепежных соединений в ячейке
Покраска
Проверка состояния крепления
Ремонт заземляющих ножей; замена изоляторов и отдельных участков
шин; замена болтовых и контактных соединений
Выключатели
Маломасляные выключатели
2.1.1
Типовой объем работ по ТР в соответствии с таблицей 11.9
2.1.2
Типовой объем работ по КР в соответствии с таблицей 11.9
2.2
2.2.5
2.2.6
2.2.7
2.2.8
2.2.9
2.2.10
2.2.11
2.2.12
2.2.13
2.3
Вакуумные выключатели
Измерение и регулировка хода подвижной части приводного
механизма
Очистка вакуумных дугогасительных камер корпуса, изоляционных
тяг
Проверка исправности дугогасительных систем
Проверка работы блокировки, регулировка момента срабатывания
вспомогательных контактов и зазоров в механизме блокировки
Проверка работы многократным включением и отключением
Окраска ошиновки и металлоконструкции
Отсоединение от шин
Разборка
Замена вакуумных дугогасительных камер
Ремонт блокировки
Ремонт и смазка привода, подшипниковых и шарнирных устройств
Сборка аппарата и привода
Регулировка приводного механизма и контактов
Элегазовые выключатели
2.3.1
Типовой объем работ по ТР в соответствии с таблицей 11.9
1.1
1.2
1.3
1.4
1.5
2.2.1
2.2.2
2.2.3
2.2.4
Вид ремонта.
Периодичность
3
ТР –
1 раз в 5 лет
ТР – 1 раз в
3 года
КР– по результатам
КТС, после 6
отключений токов
КЗ или 1500
операций «В-О»
ТР –
1 раз в 5 лет
КР – при выработке
ресурса по
коммутационной и
механической
стойкости, с учетом
результатов КТС
ТР – 1 раз в
5 лет
Продолжение таблицы 11.12
№
п/п
1
Наименование оборудования.
Типовой объем работ
2
2.3.2
Типовой объем работ по КР в соответствии с таблицей 11.9
2.4
2.4.1
2.4.2
2.4.3
2.4.4
2.4.5
2.4.6
Электромагнитные выключатели
Внешний осмотр контактной и дугогасительной систем
Зачистка дугогасительных контактов
Переборка дугогасительных камер и устройств воздушного поддува
Пропитка и смазка прокладок
Протирка и промывка изоляторов и изоляционных тяг
Наладка выключателя и измерение его параметров
2.4.7
3
3.1
3.2
3.3
3.4
3.5
3.6
3.7
4
4.1
4.2
4.3
4.4
4.5
4.6
4.7
4.8
4.9
4.10
4.11
4.12
4.13
4.14
Полная разборка выключателя с заменой изношенных деталей и
исправлением всех выявленных дефектов
Трансформаторы тока
Контроль состояния креплений, уплотнений
Очистка поверхности трансформатора от загрязнений
Осмотр состояния изоляторов и проверка надежности их крепления,
чистка
Контроль состояния КС шин, ошиновок и кабелей присоединений
Осмотр и проверка состояния заземления, коробки зажимов
Проверка состояния и обтяжки контактов и болтовых соединений
Проверка заземляющих болтов и шунтирующих перемычек
Трансформаторы напряжения с масляной изоляцией
Проверка отсутствия течи масла
Контроль состояния креплений, уплотнений
Очистка поверхности трансформатора от загрязнений
Осмотр состояния изоляторов и проверка надежности их крепления,
чистка
Контроль состояния КС шин, ошиновок и кабелей присоединений
Осмотр и проверка состояния заземления, коробки зажимов
Проверка исправности сигнализации положения указательных реле,
состояния пробивных предохранителей у трансформаторов с
незаземленным нулем с низкой стороны
Проверка исправности цепей вторичной коммутации
Ремонт коробки зажимов
Проверка состояния и обтяжки контактов и болтовых соединений
Зачистка контактов и перезапрессовка наконечников
Проверка заземляющих болтов и шунтирующих перемычек
Отбор проб и регулировка уровня масла
Удаление продуктов коррозии, окраска металлических поверхностей
кистью
Вид ремонта.
Периодичность
3
КР – при выработке
ресурса по
коммутационной и
механической
стойкости, с учетом
результатов КТС
ТР ─ 1 раз в 3 года
КР– при выработке
ресурса по
коммутационной и
механической
стойкости, с учетом
результатов КТС
ТР – 1 раз в
5 лет
ТР – 1 раз в
5 лет
Продолжение таблицы 11.12
№ п/п
1
5
5.1
5.2
5.3
5.4
5.5
5.6
5.7
5.8
5.9
5.10
5.11
6
6.1
6.2
6.3
6.4
6.5
6.6
6.7
Наименование оборудования.
Типовой объем работ
2
Трансформаторы напряжения с литой изоляцией
Очистка поверхности трансформатора от загрязнений
Проверка отсутствия на литой поверхности изоляции трещин и сколов
(при наличии – трансформатор подлежит замене)
Контроль состояния КС шин, ошиновок и кабелей присоединений
Осмотр и проверка состояния заземления, коробки зажимов
Проверка исправности сигнализации положения указательных реле,
состояния пробивных предохранителей у трансформаторов с
незаземленным нулем с низкой стороны
Проверка исправности цепей вторичной коммутации
Ремонт коробки зажимов
Проверка состояния и обтяжки контактов и болтовых соединений
Зачистка контактов и перезапрессовка наконечников
Проверка заземляющих болтов и шунтирующих перемычек
Удаление продуктов коррозии, окраска металлических поверхностей
кистью
Разъединители
Проверка плотности КС и отсутствия признаков нагрева КС
Очистка поверхностей разъединителя и изоляторов от пыли и
загрязнений
Осмотр изоляторов (при необходимости – замена)
Проверка наличия, состояния всех крепежных деталей
Зачистить следы обгорания;
Проверить регулировку контактных давлений
Проверить работу всех механизмов
Вид ремонта.
Периодичность
3
ТР – 1 раз в
5 лет
ТР –
1 раз в 5 лет
Объем работ по ремонту должен определяться с учетом дефектной ведомости. При этом
должен учитываться срок службы и ресурс оборудования, при которых становится
необходимым капитальный ремонт или замена основных элементов электрооборудования.
Для уточнения объема работ ремонта могут быть использованы дополнительные
методы контроля и испытания электрооборудования ЗРУ (кроме КТС), не противоречащие
действующей нормативной и технической документации и указаниям изготовителей.
Периодичность ремонтов электрооборудования различных видов в составе
комплектных устройств в ЗРУ должна корректироваться для одновременного (совмещенного)
выполнения ремонта оборудования.
Т а б л и ц а 11.13 – Значения контролируемых параметров силовых трансформаторов и
электромагнитной части УШР
№
пп
1
1
2
3
4
5
Наименование
контролируемого
параметра
2
Ток нагрузки
Напряжение
Температура масла
Давление в баке
Уровень масла
Значение контролируемого параметра
Единица
измерения
номинальное
предельно допустимое
3
А
В
ºС
кПа
4
Iном
Uном
До 90
Менее 45
5
1,05·Iном
1,1·Uном
От 90 до 95
От 45 до 50
–
В пределах минимального
и максимального значений
уровня
Выход за предельные отметки
минимального и
максимального значений
уровня
П р и м е ч а н и е – Значения Uном и Iном принимаются в зависимости от типа силового трансформатора.
11.20 Современные разработки и перспективы применения
электрооборудования на объектах НПС и линейной части МН (МНПП)
Вакуумный выключатель ВВ/TEL Российской фирмы «Таврида-электрик» на
номинальный ток отключения 31,5кА (ВВ/TEL–10 – 31,5/2000 – У2). Многие годы его ждали
на рынке России – и вот теперь, после прохождения полного цикла легализационных
испытаний он официально появился в номенклатуре компании «Таврида Электрик».
Выключатель ВВ/TEL (рисунок11.72) нового поколения на 31,5 кА, который за свою
необычную конструкцию, напоминающую форму раковины, получил название «ШЕЛЛ» (от
англ. Shell - раковина), вобрал в себя самые последние достижения в области разработки и
производства вакуумной коммутационной техники. Создание принципиального нового
аппарата - это всегда процесс поиска. На протяжении 5 лет ученые и инженеры группы
«Приэлектродные процессы» из Санкт-Петербургского физико-технического университета
работали над оптимизацией контактных поверхностей ВДК, оптимизацией привода
выключателя, разработкой принципиальной новой системы блокировок. Результатом этих
работ стало создание нового выключателя с уникальными характеристиками.
Требования к аппарату на 31,5 кА предъявлялись самые жесткие: не возможность
копирования, необслуживаемость, компактность, адаптивность и конечно надежность. Опыт
эксплуатации техники TEL и потенциал разработчиков позволили существенно пересмотреть
элементы конструкции выключателя, и тем самым значительно сократить его
массогабаритные показатели, повысить его функциональные возможности и заявить высокий
ресурс.
С первого взгляда на выключатель видно новизну конструкции. Масса нового
выключателя на 31,5 кА составляет всего 50 кг! На сегодняшний день - это мировой рекорд.
При этом новый аппарат допускает установку в двух пространственных положениях, чего не
позволят ни один существующий аналог.
Существенно сократить линейные размеры аппарата удалось благодаря особой форме
тяговых изоляторов. Они выполнены так, что развитие разряда по поверхности изолятора
встречает естественное противодействие электрического поля заряженным частицам. Тяговые
изоляторы выключателя на 31,5 кА существенно меньше, чем аналогичные изоляторы
традиционного аппарата серии TEL.
Существенный вклад в снижение массы и габаритов конструкции выключателя внесла
вакуумная дугогасительная камера (ВДК) четвертого поколения. За счет оптимизации
контактной системы, путем применения самых современных методов анализа поведения
электрической дуги в вакууме, размеры новой ВДК удалось сократились почти в два раза по
сравнению с камерами предыдущего поколения на меньшие номинальные параметры
25/1600. ВДК нового поколения удачно дополняются ресурсными показателями
электромагнитного привода выключателя и позволяют гарантировать достижение ресурса до
значения 30 000 операций включения и отключения.
Терминалы аппарата выполнены методом экструдирования, что позволяет очень
«гибко» подойти к ошиновке - при необходимости свободно изменять расстояние между
терминалами выключателя. Вместе с тем, снимается задача точного совпадения монтажных
отверстий шин и выключателя, что означает еще большие удобства установки ВВ/TEL. С
целью экономии времени на адаптацию выключателя, в конструкции уже встроены
механическая и электрическая блокировки, а также выносной индикатор положения главных
контактов.
Выключатель нового поколения - эффективное решение для разработки ячеек КРУ
нового поколения. Многие производители распределительных устройств 6 - 10кВ уже указали,
что данный аппарат позволит совершить шаг вперед на пути создания компактных и менее
материалоемких ячеек, с улучшенными потребительскими качествами, что позволит перейти
на новый уровень эксплуатации оборудования и электрических сетей.
Еще до окончания цикла квалификационных испытаний на протяжении двух лет более
100 аппаратов были установлены в опытно-промышленную эксплуатацию на промышленных
предприятиях и в сетевых компаниях. Сегодня конструкция аппарата максимально
удовлетворяет требованиям эксплуатации, государственных и отраслевых регламентов.
Вакуумный выключатель ВВ/TEL (Shell)
а – Конструкция полюса, б- Общий вид выключателя на выкатной тележке.
Рис. 11.72
Оптические трансформаторы тока и напряжения для цифровой подстанции
В основе действия трансформатора тока электронного оптического (ТТЭО) лежит
эффект Фарадея - магнитооптический эффект, который заключается в том, что при
распространении линейно поляризованного света через оптически неактивное вещество,
находящееся в магнитном поле, наблюдается вращение плоскости поляризации света,
зависящее от величины этого магнитного поля (рисунок 11.73 и 11.74).
Рис. 11.73 ТТЭО
Рис. 11.74 Конструкция ТТЭО
Делитель напряжения емкостной электронный.
Принцип действия:
Измерение напряжения осуществляется емкостным делителем с использованием
электронно-оптического преобразователя (рисунок 11.75), установленного в герметичном
отсеке нижней части изоляционной колонны. Измерительный сигнал снимается с нижней
секции конденсаторного делителя напряжения, измерения проводятся на уровне микротоков,
поэтому в конструкции не используется феррорезонансный блок, применяемый в
стандартных конструкциях емкостных измерителей. Питание делителя напряжения
осуществляется по оптическому волокну с применением специализированного лазерного
источника излучения высокой надежности. Информация об измеренных значениях
напряжения передаётся в блок электронной обработки, в цифровом виде, по стандартному
оптическому волокну. Таким образом, достигается абсолютная гальваническая изоляция
первичных и вторичных цепей.
Рис. 11.75 Конструкция ДНЕЭ
Преимущества применения:
- отсутствие медных вторичных цепей, снижение стоимости материалов и затрат на
монтаж;
- отсутствие феррорезонансов;
- отсутствие наводок и помех во вторичных цепях вследствие их естественной
гальванической изоляции (передача сигнала по оптическому волокну);
- возможность подключения неограниченного количества потребителей измерительной
информации. простота и гибкость масштабирования систем;
- низкие затраты на текущую эксплуатацию, отсутствие рисков возникновения
перерывов электроснабжения потребителей;
- высокая точность измерений и обеспечение их единства для всех приборовполучателей данных;
- возможность измерения гармонических составляющих до 100 порядка;
- класс точности измерительного комплекса на базе оптических преобразователей (по
цифровому интерфейсу) не достижим на традиционных схемах измерений;
- стандартизация интерфейса связи между первичным и вторичным оборудованием.
возможность реализации всего парка приборов на базе унифицированных аппаратных
решений для широкого круга задач;
- повышение безопасности персонала при работе во вторичных цепях;
- возможность измерения постоянного и переменного тока.