Ikea73.ru

IKEA Стиль
0 просмотров
Рейтинг статьи
1 звезда2 звезды3 звезды4 звезды5 звезд
Загрузка...

1. 3 Эксплуатация выключателя

1.3 Эксплуатация выключателя

Слив влаги из баков масляных выключателей необходимо осуществлять 2 раза в год весной с наступлением положительных температур и осенью перед наступлением отрицательных температур.

Профилактические проверки, измерения и испытания оборудования РУ должны проводиться в объемах и в сроки, предусмотренные нормами испытания электрооборудования.

Таблица 9 – Масляные и электромагнитные выключатели

1.1 Измерение сопротивления изоляции:

1) изоляционных и направляющих частей, выполненных из органического материала

См. табл. 15 (Приложение 3.1) [5].

Производится мегомметром на напряжение 2500 В.

2) изоляции вторичных цепей и обмоток

электромагнитов управления (далее – ЭМУ)

Производится в соответствии с указаниями раздела 28 (не 1 МОм.)

Производится мегомметром на напряжение 1000 В.

1.2 Испытанием повышенным напряжением промышленной частоты:

1) опорной изоляции относительно корпуса

Значение испытательного напряжения принимается в соответствии с табл. 5 (Приложение 3.1) [5].

У маломасляных выключа­телей 6-10 кВ

также изоляция межконтактного разрыва

2) изоляции вторичных цепей и обмоток ЭМУ

Производится в соответствии с указаниями раздела 28 [5].

1.3 Испытание вводов

Испытания проводятся в соответствии с указаниями раздела 9

1.4 Оценка состояния внутрибаковой изоляции и изоляции дугогасительных устройств баковых масляных выключателей 35 кВ

Если tgδ вводов снижен более чем на 5 %, то изоляция подлежит сушке

Производится, если при измерении tgδ вводов на полностью собранном выключателе получены повышенные значения по сравнению с нормами, приведенными в табл. 14 (Приложение 3.1) [5].

1.5 Измерение сопротивления постоянному току:

1) контактов масляных выключателей

Сопротивление токоведущего контура не должно превосходить значений, указанных в табл. 16 (Приложение 3.1) [5]. Нормы на значения сопротивлений отдельных участков токоведущего контура указываются в заводской инструкции

Продолжение таблицы 9

2) шунтирующих резисторов дугогасительные устройств

Измеренные значения сопротивлений должны соответствовать заводским данным с указанными в них допусками

Должно соответствовать заводским данным

1.6 Проверка времени движения подвижных частей выключателя

Полученные значения времени от подачи команды до момента замыкания (размыкания) контактов масляных выключателей должны соответствовать величинам, указанным в табл. 16 [5].

1.7 Измерение хода подвижной части выключателя, вжима (хода) контактов при включении, контроль одновременности замыкания и размыкания контактов

Полученные значения должны соответствовать величинам, указанным в табл. 16 (Приложение 3.1) [5].

1.8 Проверка действия механизма свободного расцепления

Механизм свободного расцепления должен позволить проведение операции отключения на всем ходе контактов, т.е. в любой момент от начала операции включения

Допускается не производить проверку срабатывания механизма свободного расцепления приводов ПП-61 и ПП-67 в промежуточных по­ложениях из-за возникновения опасности резкого возврата рычага ручного привода.

1.9 Проверка регулировочных и установочных характеристик механизмов приводов выключателей

Проверка производится в объеме и по нормам заводских инструкций и паспортов каждого типа привода и выключателя

1.10 Проверка срабатывания привода при пониженном напряжении

Минимальное напряжение срабатывания электромагнитов отключения приводов масляного выключателя должно быть не менее 0,7Uном при постоянном токе и 0,65 Uном при переменном токе; электромагнитов включения 0,85 Uном при переменном токе и 0,8Uном при постоянном токе

Наименьшее напряжение срабатывания электромагнитов управления выключателей с пружинными приводами должно определяться при рабочем натяге (грузе) включающих пружин согласно указаниям заводских инструкций двух-, трехкратное опробование в циклах О-В и О-В-О производится для выключателей,

Продолжение таблицы 9

предназначенных для работы в цикле АПВ

1.11 Испытание выключателя многократными включениями и отключе­ниями

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)

1.12Испытание трансформаторного масла из баков выключателя

Баковые выключатели 100 кВ и выше:

а) пробивное напряжение–не менее 60 кВ для выключателей 110 кВ и не менее 65 кВ для выключате­лей 220 кВ

б) содержание механических примесей – отсутствие

Пробивное напряжение трансформаторного масла баковых выключателей:

на напряжение до 15 кВ – 20 кВ

на напряжение до 35 кВ – 25 кВ

Для баковых (многообъемных) выключателей на напряжение 110 кВ и выше испытания проводятся при выполнении ими предельно допустимого числа коммутаций (отключений и включений) токов КЗ или нагрузки. Масло из баковых выключателей на напряжение до 35 кВ и маломасляных (малообъемных) на все классы напряжения после выполнения ими предельно допустимого числа коммутаций токов КЗ или токов нагрузки испытанию не подлежит и должно заменяться свежим.

1.13 Испытание встроенных трансформаторов тока

Производится в соответствии с указаниями

1.14 Тепловизионный контроль

Производится в соответствии с установленными нормами и инструкциями заводов-изготовителей

Примечание–К, Т, М производятся в сроки, устанавливаемые системой ППР

Капитальный ремонт оборудования РУ должен производиться в сроки: масляных выключателей – 1 раз в 6-8 лет при контроле характеристик выключателя с приводом в межремонтный период;

Первый капитальный ремонт установленного оборудования должен быть проведен в сроки, указанные в технической документации завода-изготовителя.

Разъединители внутренней установки следует ремонтировать по мере необходимости.

Ремонт оборудования РУ осуществляется также по мере необходимости с учетом результатов профилактических испытаний и осмотров.

Периодичность ремонтов может быть изменена, исходя из опыта эксплуатации, решением технического руководителя Потребителя.

Внеочередные ремонты выполняются в случае отказов оборудования, а также после исчерпания коммутационного или механического ресурса.

Испытание трансформаторного масла

Трансформаторное масло для изоляции и охлаждения некоторых видов электроэнергетического оборудования. В качестве примера можно привести масляные высоковольтные выключатели, реакторное оборудование и силовые трансформаторы. Для нормальной работы перечисленных устройств должны регулярно проводиться испытания трансформаторного масла. С чем связана такая необходимость, и какова методика испытаний Вы узнаете, ознакомившись с данной статьей.

Зачем нужно проводить испытания трансформаторного масла?

Масло обладает определенными электрическими и физическими свойствами, которые со временем изменяются и перестают отвечать действующим нормам. То есть, можно сказать, что оно стареет. Давайте рассмотрим, какие при этом могут происходить изменения нормы показателей.

Читайте так же:
Выключатель проходной двухклавишный встраиваемый

Заметим, что в сухих трансформаторах также наблюдается процесс старения твердой изоляции.

Изменение физических свойств

От физических характеристик эксплуатационного масла напрямую зависит, насколько надежно будет функционировать электрическое оборудование. Поэтому в процессе проверки уделяется пристальное внимание следующим свойствам трансформаторного масла:

  • Допустимое значение плотности (удельного веса). Важно, чтобы этот параметр уступал льду. Это связано с тем, что при образовании в неработающей установке льда (в зимний период), он формировался на дне бака, не создавая препятствий для свободной циркуляции в системе масляного охлаждения. Нормой считается плотность в пределах 860-880 кг/м 3 при температуре равной 20,0°С. Соответственно законам физики, показатели удельного веса изменяются в зависимости от температуры (при нагреве – увеличиваются, а охлаждении — уменьшаются).
  • Критический нагрев масла до температуры воспламенения (температура вспышки). Этот параметр должен быть достаточно высоким, чтобы исключить возгорание, когда трансформатор, работая в режиме перегрузки, подвергается сильному нагреву. Нормой считается температура в пределах 125-135°С. Со временем, под воздействием частых перегревов, масло начинает разлагаться, что приводит к резкому снижению показателя температуры вспышки.
  • Показатель окисления (кислотное число) трансформаторного жидкого диэлектрика. Поскольку наличие кислот приводит к повреждению изоляции обмоток трансформатора, то важно определить их наличие. Кислотное число отображает количество (в мг.) гидроксида калия (KOH), необходимого для удаления следов кислоты в 1-м грамме продукта.

Изменение электрических свойств

По сути, трансформаторное масло является диэлектрической средой, соответственно, показателями качества для него будут изоляционные характеристики. К таковым относятся:

  • Показатель диэлектрической прочности. Это характеристика пробивного напряжения, нормы которой устанавливаются в зависимости от класса электрооборудования. Допустимое соотношение между рабочим и пробивным напряжением показано ниже.

Таблица 1. Соотношение рабочего и пробивного напряжения.

  • Диэлектрические потери в изоляции, происходящие вследствие рассеивания электроэнергии в изоляционных материалах, под воздействием электрополя.
  • Наличие воды и механических примесей (указываются в процентном содержании).

Электрические показатели, как и физические, со временем изменяются, что требует их проверки на соответствие нормам РД 34.45-51.300-97.

Порядок и методика проведения испытаний

Существует установленный порядок для процедуры испытаний трансформаторного масла, он включает в себя три этапа:

  1. Получение образцов. Для отбора пробы необходимо руководствоваться соответствующими методическими указаниями.
  2. Проведение испытаний, согласно выбранной методике. Это может быть полный или частичный физико-химический анализ или определение электрической прочности (проходимость электрического тока) в условиях определенной температуры.
  3. Подведение итогов анализа. В протоколе испытаний указываются результаты проводимых тестов, и составляется заключение о соответствии испытуемого масла принятым нормам.

Разобравшись с порядком проведения испытаний, рассмотрим основные методики.

Сокращенный химический анализ

Данная методика испытаний включает в себя:

Автоматический прибор ТВЗ-ЛАБ-11 фиксации температуры вспышки

  • Проверка качества по внешнему виду взятой пробы. В ходе этого экспресс анализа можно определить наличие воды и шлама.
  • Определение пробивных напряжений. Данный тест мы рассмотрим отдельно.
  • Определение кислотного числа. Данный тест производится в спецлаборатории, техническую сторону анализа мы приводить не будем, поскольку она интересна только специалистам. Что отображает данный показатель, было рассказано выше.
  • Определение температуры вспышки. В современных спецлабораториях для этой цели используют автоматические приборы, позволяющие зафиксировать температуру воспламенения масла в большом диапазоне. В частности, представленный на рисунке ниже прибор способен измерить температуру воспламенения в пределах от 40,0°С до 370°С.
    Автоматический прибор ТВЗ-ЛАБ-11 фиксации температуры вспышки
  • Анализ, получивший название «реакция водной вытяжки». По данной методике можно определить наличие щелочи и кислоты во взятой пробе. Масло считается отвечающим норме, если реакция показала нейтральный результат.

Полный химический анализ

Изоляционное масло подвергается полным испытаниям в тех случаях, когда даже одна из характеристик становиться критичной или замечен процесс интенсивного старения. Благодаря полному физико-химическому анализу можно с большой точностью определить допустимый срок технической эксплуатации, установить вероятную причину старения и рекомендовать процедуру восстановления. При полном испытании проводятся все тесты сокращенного анализа и дополнительно проверяются следующие характеристики:

  • Проверка допустимого уровня диэлектрических потерь, повышение которых говорит о наличии продуктов старения и/или загрязнении выше допустимой нормы. Результатом данного теста является показатель тангенса угла диэлектрических потерь.
  • Определение количества примесей, образующихся в процессе эксплуатации и снижающих показатели диэлектрической прочности. Данная характеристика может быть получена различными способами, из которых самые простые визуальный осмотр и гравиметрический способ. Но, к сожалению, эти два метода не позволяют произвести оценку гранулометрического состава примесей, а именно от этого показателя зависит характеристика электрической прочности.

В состав современных лабораторий входят автоматические ультразвуковые установки, позволяющие с большой точностью определить количественное содержание примесей.

  • Определение количества влаги, содержащейся в пробе. На основании этого показателя можно определить изоляционные свойства тестируемого продукта и получить информацию о допустимом сроке эксплуатации. По наличию влаги и ее количеству можно установить факт разгерметизации бака трансформатора и его частую работу в перегруженном режиме. Изображение автоматического прибора-анализатора, позволяющего установить количественное содержание влаги, приведено ниже.
    Измеритель содержания влаги Aquameter KFM 3000Измеритель содержания влаги Aquameter KFM 3000
  • Анализ, позволяющий определить состав растворенных в пробе газов (газосодержание). Этот показатель отражается на диэлектрической плотности трансформаторных масел. Ниже представлен мобильный аппарат-газоанализатор, позволяющий установить состав абсорбции.
    Переносной газоанализатор трансформаторного масла Transport XПереносной газоанализатор трансформаторного масла Transport X
  • Проба на наличие антиокислительных присадок. Результат анализа позволяет установить необходимость замены или регенерации испытуемого масла.
  • Определение устойчивости к окислению (стабильность диэлектрической смеси). Анализ производится путем обработки воздушной смесью пробы масла (при том допускается добавка специального катализатора). После этого снимаются характеристики после окисления и сравниваются с теми, что были изначально.

Определение электрической прочности

Данный показатель можно назвать основным параметром, описывающим изоляционные свойства жидкого диэлектрика. Расчет прочности трансформаторного масла производится по формуле: E = UНП / h, где UНП – величина напряжения пробоя, h – межэлектродный зазор. Результаты с пробы снимаются при помощи специального прибора, например такого, как на рисунке ниже.

Читайте так же:
Модульные автоматические выключатели general electric

Устройство контроля электрической прочности КПН-901

Устройство контроля электрической прочности КПН-901

Характерно, что показатели измерения пробивного напряжения не зависят от проводимости масла, но обе эти характеристики чувствительны к влаго- и газосодержанию, а также наличию технологических примесей. Как только перечисленные показатели выходят за допустимые пределы, наблюдается увеличение проводимости и снижение электрической прочности.

Объем и периодичность испытаний

Согласно действующим нормам масло испытывается в следующих случаях:

  1. В процессе хранения электрических аппаратов. Регулярность испытаний зависит от класса напряжения оборудования. Например, масло в устройствах до 35,0 кВ тестируется раз в полгода, а в оборудовании, рассчитанном на 110,0 кВ и более, испытания проводятся через каждые 4-е месяца. Если заправка производилась свежими трансформаторными маслами, то достаточно проверки электрической прочности, в противном случае выполняют сокращенный химанализ.
  2. Перед запуском в работу. Проба из бака оборудования должна быть взята до включения трансформаторов или других устройств, использующих масло. Объем испытаний указывается производителем электрооборудования.
  3. В процессе эксплуатации масляных выключателей, высоковольтных трансформаторов, специальных аппаратах измерения тока и т.д. Регулярность испытаний зависит от назначения оборудования и класса напряжения. Например, для силовых трансформаторов до 35,0 кВ, проводят испытания со следующей периодичностью:
  • После запуска в работу 5 раз в течение первого месяца, при этом 3 теста должны быть выполнены в первые две недели, оставшиеся в последующие две недели.
  • Далее производятся измерения с периодичностью в 4-е месяца.

Пример протокола испытания с пояснением

Приведем в качестве примера протокол испытаний эксплуатационного трансформаторного масла, с разделением основных информационных полей.

Пример протокола испытаний

Пример протокола испытаний трансформаторного масла

РД 34.47.605 Руководство по капитальному ремонту масляного выключателя ВМГ-10-630-20 и ВМГ-10-1000-20

1.1. Настоящее Руководство по капитальному ремонту масляного выключателя ВМГ-10-630-20 и ВМГ-10-1000-20 1 предусматривает применение персоналом энергетических и других специализированных предприятий наиболее рациональных форм организации ремонтных работ и передовых технологических приемов их выполнения.

1 В дальнейшем для краткости — Руководство.

1.2. В Руководстве приведены:

• технические требования к объему и качеству ремонтных работ и к методам их выполнения (независимо от организационно-технического уровня ремонтных подразделений);

• методы контроля при ремонте узлов и деталей оборудования и правила приемки оборудования в ремонт и из ремонта;

• критерии оценки качества выполнения ремонтных работ.

1.3. Руководство составлено на основе обобщения передового опыта работы ремонтных предприятий энергосистем, а также технической документации завода-изготовителя.

1.4. Руководство предусматривает модернизацию бакелитовой трубки проходного изолятора выключателей, выпущенных до 1976 г.

1.5. Техническая характеристика масляных выключателей ВМГ-10-630-20, ВМГ-10-1000-20:

Напряжение, кВ:

Номинальный ток, А

Номинальный ток отключения, кА

Предельный сквозной ток, кА:

эффективное значение периодической составляющей

Ток термической устойчивости для промежутка времени 4 с, кА

Ток включения, кА:

эффективное значение периодической составляющей

Собственное время отключения выключателя с приводом ПЭ-II/ПП-67, с

Не более 0,10 — 0,12

2. Организация работ по ремонту выключателя

2.1. Общие положения

2.1.1. Планирование и организация ремонтных работ осуществляется в соответствии с действующими Инструкциями по организации планово-предупредительного ремонта оборудования электросетевых предприятий.

2.1.2. Сроки выполнения ремонтных работ должны определяться с учетом следующих условий:

а) изменение состава бригады до окончания ремонта не допускается;

б) должна предусматриваться непрерывная загрузка отдельных исполнителей и бригады в целом;

в) режим работы ремонтного персонала должен быть подчинен максимальному сокращению сроков ремонтных работ.

2.1.3. Руководство предусматривает состав ремонтной бригады из 3 чел.: электрослесарь 4-го разряда — 1 чел.; электрослесарь 3-го разряда — 1 чел.; электрослесарь 2-го разряда — 1 чел.

2.1.4. Трудозатраты на капитальный ремонт выключателя определяются на основании «Норм времени на капитальный и текучий ремонты и эксплуатационное обслуживание оборудования подстанций 35 — 500 кВ и распределительных сетей 0,4 — 20 кВ» с учетом дополнений и изменений согласно указанию Минэнерго СССР от 28.04.1977 г. № 9 НС-5195 в составляют 18,5 чел.-ч. В случае выполнения модернизации трудозатраты увеличиваются на 2,5 чел.-ч.

2.1.5. Наиболее прогрессивным является проведение ремонта агрегатно-узловым методом специализированными бригадами. В этом случае ремонт сводится к замене полюсов выключателя на заранее отремонтированные в мастерской.

При производстве ремонта на месте установки демонтаж полюсов выключателя с опорных изоляторов производить только в случае необходимости их замены или в случае замены опорных изоляторов.

2.2. Подготовка к ремонту

2.2.1. Подготовка к капитальному ремонту производятся в соответствии с конкретным объемом работ, предусмотренных для данного оборудования.

2.2.2. К началу ремонта должна быть укомплектована бригада из рабочих соответствующей квалификации, прошедших обучение, проверку знаний и инструктаж по ТБ.

2.2.3. Перед началом работы бригаде должно быть выдано нормированное план-задание с конкретным перечнем работ и указанием объема, трудозатрат и срока окончания ремонтных работ.

2.2.4. До начала ремонта необходимо:

а) подготовить набор слесарного инструмента, а также приборы и мерительный инструмент (приложения 1, 2);

б) подготовить и доставить к рабочим местам основные и вспомогательные материалы и запасные части для ремонта (приложения 3, 4);

в) подготовить и проверить защитные средства;

г) согласовать порядок работы с другими бригадами, выполняющими смежные работы.

2.2.5. Производителю работ совместно с руководителем ремонта после оформления наряда на ремонт выключателя необходимо:

а) убедиться в правильном и полном выполнении всех мероприятий, обеспечивающих безопасность работ;

б) осуществить все противопожарные мероприятия.

2.3. Контроль качества ремонтных работ

2.3.1. Контроль качество ремонтных работ со стороны производителя работ осуществляется в следующем порядке:

а) проверку состояния каждой сборочной единицы в ходе выполнения работ производить совместно с руководителем ремонта. При этом руководитель должен дать указания о способах ремонта и дополнить (уточнить) технические требования на ремонт, по которым будут осуществляться приемка сборочной единицы из ремонта и оценка качества ремонтных работ;

Читайте так же:
Выключатель ручника ваз 2110

б) законченные скрытые работы и выполненные промежуточные операции предъявлять руководителю для приемки и оценки качества.

2.3.2. Окончательную приемке выключателя производят представители эксплуатационного подразделения совместно с руководителем ремонта, о чем составляется ведомость основных показателей технического состояния выключателя после капитального ремонта, которая подписывается представителями эксплуатации и руководителем ремонта (приложение 5).

2.4. Приемка выключателя в ремонт

2.4.1. До начала капитального ремонта комиссия из представителей эксплуатационного и ремонтного подразделений с обязательным участим руководителя ремонта проверяет готовность к ремонту:

а) наличие ведомости объема работ капитального ремонта;

б) наличие материалов, запасных частей, оснастки и инструмента;

в) достаточность мероприятий о технике безопасности, охране труда и пожарной безопасности.

2.4.2. При приемке выключателя в ремонт необходимо ознакомиться с ведомостью дефектов и объемом работ, выполненных в предыдущий капитальный ремонт и в межремонтный период.

3. Наружный осмотр и подготовка выключателя к разборке

3.1. Осмотреть выключатель и привод, обратив внимание на наличие подтеков масла из-под маслоспускной пробки, маслоуказателя, наличие выброса масла через жалюзи маслоотделителя.

3.2. Произвести несколько операций включения и отключения.

3.3. Снять оперативное напряжение.

3.4. Произвести расшиновку выключателя.

3.5. Слить масло, проследив за снижением уровня масла в маслоуказателях.

4. Разборка выключателя

4.1. Общая разборка выключателя

4.1.1. Расшплинтовать ось 4 (рис. д1), отсоединить контактный стержень 2 от серьги 3.

4.1.2. Удалить контактный стержень 2 от полюса выключателя.

4.1.3. Стать проходной изолятор 1.

4.1.4. Стать нижнюю крышку 1 (рис. 2) с неподвижным розеточным контактом 2.

4.1.5. Вынуть изоляционные цилиндры 3, 5 и дугогасительную камеру 4 и уложить их на железный противень.

Примечание . Дугогасительную камеру предохранять от увлажнения, загрязнения и повреждения. Длительное хранение камеры целесообразно в чистом «сухом» трансформаторном масле.

4.2. Разборка дугогасительного устройства

4.2.1. Отвинтить гайки 1 (рис. 3).

4.2.2. Разобрать камеру, сложив пластины 314 на противень.

4.3. Разборка неподвижного розеточного контакта

4.3.1. Стать кольцо 2 (рис. 4), пружины 1, 5, прокладки 4.

4.3.2. Вывернуть болты 6, 8, стать гибкие связи 7 и ламели 3.

4.4. Разборка проходного изолятора

4.4.1. Стать токоведущую скобу 1 (рис. 5).

4.4.2. Вынуть кольцо 2, картонную шайбу 3, кожаную манжету 4, втулку 5.

4.4.3. Извлечь бакелитовую трубку 8 с верхней резиновой манжетой.

4.4.4. Стать резиновую манжету с бакелитовой трубки.

4.4.5. Провести модернизацию бакелитовой трубки 8 согласно разделу 7 данного Руководства.

4.5. Разборка подвижного контакта

4.5.1. Отсоединить гибкую связь 4 (рис. 6) от контактной колодки 3.

4.5.2. Отвинтить гайку 3, снять контактные колодки 2.

4.6. Разборка масляного буфера

Отвинтить гайку 2 (рис. 7), вынуть шток 1, поршень 3, пружину 4.

5. Технические требования на дефектацию и ремонт деталей общего применения

5.1. Резьбовые соединения и крепежные детали

5.1.1. Состояние резьбы проверить внешним осмотром, а также навинчиванием гаек (ввертыванием болта) от руки.

5.1.2. Детали подлежат замене при наличии следующих дефектов:

а) заусенцев, вмятин, забоин, выкрашиваний и срыва резьбы более двух ниток;

б) люфтов при завинчивании гаек (вворачивании болтов);

в) трещин и несмываемой ржавчины;

г) повреждения граней и углов на головках болтов и гаек или износа граней более 0,5 мм (от номинального размера).

5.1.3. Детали подлежат ремонту при наличии следующих дефектов:

а) местных повреждений по резьбе не более половины высоты резьбы;

б) местных повреждений общей протяженностью не более 10 % длины витка. Такие дефекты устранять прогонкой резьбонарезным инструментов или в отдельных случаях опиловкой.

5.1.4. Отверстия для шплинтов в болтах не должны быть забиты и увеличены.

5.1.5. Перед установкой резьбовые соединения смазать смазкой ЦИАТИМ-205.

5.2. Плоские шайбы, стопорные и пружинные шайбы

5.2.1. Детали подлежат замене при:

а) наличии трещин, изломов;

б) потере упругости;

в) разводе пружинной шайбы менее полуторной ее толщины.

5.2.2. Пружинные шайбы, бывшие в эксплуатации, допускаются к повторному применению только в том случае, если они не потеряли своей упругости, которая характеризуется разводом концов шайб. Нормальный развод пружинной шайбы равен двойной ее толщине, допустимый — полуторной.

5.3. Пружины

5.3.1. Пружины подлежат замене при наличии следующих дефектов:

а) надломов, трещин, засветлений, несмываемой ржавчины;

б) неравномерности шага витков пружины сжатия более 10 % по всей длине;

в) потере упругости пружины.

5.4. Резиновые детали

5.4.1. Состояние пружины определяется внешним осмотром.

5.4.2. Резиновые детали подлежат замене при наличии следующих дефектов:

а) трещин, срезов, заработок, расслоений;

б) остаточной деформации;

в) потере пластичности.

5.4.3. В зимнее время перед установкой резину рекомендуется прогреть в помещении до комнатной температуры.

5.5. Детали из гетинакса, фибры, картона и бакелита

5.5.1. Состояние деталей проверяется осмотром.

5.5.2. Детали подлежат замене при наличии следующих дефектов:

а) порывов, срезов, трещин;

б) морщин, складок, надломов;

в) разбухания, увеличения размеров;

г) рыхлых включений;

д) неравномерности толщин прокладок более 0,1 мм.

5.5.3. Уплотняющие прокладки должны быть равномерно зажаты между деталями. Не допускается выступание прокладок за края деталей более чем на 0,5 мм.

5.5.4. При незначительных трещинах, расслоениях, обгаре рекомендуется тщательно очистить поверхность, обезжирить и покрыть бакелитовым лаком.

5.6. Валы, оси

5.6.1. Оси подлежат замене при наличии следующих дефектов:

а) износа по диаметру, овальности в местах износа;

б) искривления осей в средней части и в концах более 0,2 — 0,3 мм;

в) трещин, задиров на поверхностях трения валов и осей;

г) седловин на рабочих поверхностях трения валов и осей глубиной более 1 мм.

5.6.2. Искривление осей проверять по линейке, отвесу, стеклу. Правку валов и осей производить в холодном состоянии легкими ударами молотка на устойчивой опоре.

Читайте так же:
Методика испытания автоматических выключателей рт 2048

Для предотвращения повреждения деталей на опору и под молоток ставить деревянные или свинцовые прокладки.

5.6.3. Диаметр и эллипсность осей проверять штангенциркулем.

5.6.4. Задиры на поверхностях осей снимать аккуратно напильником или шлифовальной шкуркой.

5.6.5. Седловины и вмятины на рабочих поверхностях осей определять измерением наименьшего диаметра в месте вмятины. Опиловка седловин и вмятин на рабочих поверхностях не допускается.

5.7. Гибкие связи

Гибкие связи подлежат замене при изломе пластин более 1/4 толщины.

5.8. Поршни

При наличии трещин — заменить. Задиры, следы коррозии зачистить.

5.9. Основные детали

Произвести дефектацию и ремонт дугогасительной камеры, контактного стержня, проходного изолятора, ламели, опорного изолятора, бака выключателя согласно пп. 5.9.1 — 5.9.6.

5.9.1. Дугогасительная камера (рис. 3)

Количество на изделие — 3.

Позиция на рисунке

Способ установления дефекта и контрольные инструмент

Способ устранения дефекта

Обугливание без увеличения сечения дутьевых каналов

Зачистить напильником или мелкой шкуркой, затем промыть трансформаторным маслом

Обгар. Увеличение диаметра более 28 — 30 мм

Осмотр. Измерение. Штангенциркуль

Обгар. Увеличение отверстия в перегородках в сторону выхлопных каналов до 3 мм

Технические требования к отремонтированной детали

1. Размеры должны быть: А = ; Б = ; В = ; зазор С = 1 ÷ 4мм

2. Высота камеры Н должна быть равной

ГОСТ 12450-82 Выключатели переменного тока на номинальные напряжения от 110 до 750 кВ. Технические требования к отключению ненагруженных воздушных линий и методы испытаний

Текст ГОСТ 12450-82 Выключатели переменного тока на номинальные напряжения от 110 до 750 кВ. Технические требования к отключению ненагруженных воздушных линий и методы испытаний

ВЫКЛЮЧАТЕЛИ ПЕРЕМЕННОГО ТОКА НА НОМИНАЛЬНЫЕ НАПРЯЖЕНИЯ

от ПО до 750 кВ

ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ К ОТКЛЮЧЕНИЮ НЕНАГРУЖЕННЫХ ВОЗДУШНЫХ ЛИНИЙ И МЕТОДЫ ИСПЫТАНИЙ

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ СССР ПО СТАНДАРТАМ

РАЗРАБОТАН Министерством электротехнической промышленно^ сти

Н, М. Чернышев (руководитель темы), В. П. Белотелое, С П. Илюхина, Т. Е. Пархоменко

ВНЕСЕН Министерством электротехнической промышленности

Член Коллегии Л. С. Джаноян

УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Постановлением Государственного комитета СССР по стандартам от 22 марта 1982 г. N9 1122

УДК 621.316.542.027.3:006.354 Группа Е72

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ СОЮЗА ССР

ВЫКЛЮЧАТЕЛИ ПЕРЕМЕННОГО ТОКА НА НОМИНАЛЬНЫЕ НАПРЯЖЕНИЯ от 110 до 750 кВ

Технические требования к отключению ненагруженных воздушных линий и методы испытаний

А. С. circuit-breakers for rated voltages from 110 to 750 kV. Technical requirements to no-load line switching and test methods

Постановлением Государственного комитета СССР по стандартам от 22 марта 1982 г. № 1122 срок действия установлен

с 01.07. 1983 г. до 01.07. 1988 г.

Несоблюдение стандарта преследуется по закону

Настоящий стандарт устанавливает технические требования и методы испытаний выключателей переменного тока на номинальные напряжения от ПО до 750 кВ включительно по ГОСТ 687—78 на отключение воздушных ненагруженных линий.

Стандарт соответствует Публикациям МЭК 56—2 и 56—4.

Пояснение терминов, встречающихся в стандарте, приведено в справочном приложении 1.

1. ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ

1.1. Выключатель с каждым из предназначенных для него приводов должен отключать в трехфазной схеме при напряжении сети до наибольшего рабочего напряжения выключателя токи не-нагруженной линии вплоть до значений, указанных в табл. 1.

1.2. Выключатель должен также отключать ненагруженные фазы трехфазной линии при наличии короткого замыкания на землю в одной или двух других фазах (двустороннее отключение несимметричного короткого замыкания при неодновременной работе выключателей на концах линии).

© Издательство стандартов, 1962

Номинальное напряжение выключателя, действующее значение, кВ

Наибольшее рабочее напряжение выключателя, действующее значение, кВ

Нормированный ; ток отключения ненагруженной линии, действующее значение, А

со стороны линии

допустимое жение, кВ

со стороны источника питания

* Допускается по согласованию с потребителем

Расчетным условием при отключениях несимметричных коротких замыканий является такое, при котором значение собственного восстанавливающегося напряжения (не искаженного влиянием выключателя) на контактах выключателя, отключающего ненагруженную фазу, достигает максимума через полупериод промышленной частоты и составляет:

для выключателей 330—750 кВ;

-_ v -—для выключателей 110—220 кВ,

где £/н.Р —наибольшее рабочее напряжение.

1.3. Выключатели на напряжение 330—750 кВ должны отключать трехфазную ненагруженную линию при междуфазовом напряжении на ней, измеренном перед отключением непосредственно у выключателя, равном 1,4 UH.р при максимуме собственного восстанавливающегося напряжения на полюсе выключателя не ме-

2,8 /2 Uн.р

Нормируемый отключаемый ток ненагруженной линии должен быть увеличен по сравнению с указанным в табл. 1 в 1,4 раза.

1.4. Выключатели не должны давать повторных пробоев при отключениях ненагруженных линий. Для масляных выключателей это требование является рекомендуемым.

** По требованию потребителя значение собственного восстанавливающе-

2,8 УТ

го напряжения может быть повышено до-/ == — с соответствующим

увеличением тока ненагруженной отключаемой фазы, а ток ненагруженной отключаемой фазы увеличен по сравнению с указанным в табл. 1 в 1,5 раза для выключателей 330—750 кВ ив 1,2 раза для выключателей 110—220 кВ.

1.5. Перенапряжения, возникающие на зажимах выключателя (как со стороны линии, так и со стороны источников питания), по отношению к земле при повторных пробоях при испытаниях по п. 2.10 не должны превышать значений, приведенных в табл. L

1.6. После проведения испытаний выключатель должен быть в состоянии включать и отключать любые токи, вплоть до номинальных значений тока отключения, длительно пропускать номинальный ток и выдерживать наибольшее рабочее напряжение.

2. МЕТОДЫ ИСПЫТАНИЯ

2.1. Настоящий стандарт устанавливает требования к проведению испытаний выключателей на отключение неиагруженных воздушных линий в сетях (сетевые испытания) и лабораторных установках (лабораторные испытания). В лабораторных установках могут проводиться испытания только таких выключателей, у которых при отключениях неиагруженных линий не происходит повторных пробоев.

Читайте так же:
Бокс для пакетных выключателей

2.2. Испытания должны проводиться как в условиях отключения линии от маломощного источника питания (№ 1), так и при отключениях линии от мощного источника питания (№ 2).

2.3. Источники питания, используемые при испытаниях, характеризуются следующим.

2.3.1. Источник питания № 1 должен удовлетворять условиям:

2.3.1.1. Ток короткого замыкания источника не превышает 10 % номинального тока отключения выключателя.

2.3.1.2. Напряжение на источнике питания после отключения ненагруженной линии по отношению к земле не должно снижаться более чем на 10 % этого напряжения до отключения ненагруженной линии.

2.3.1.3. Емкость, шунтирующая источник питания, должна быть по возможности малой при условии, что параметры ПВН были бы не жестче нормированных ГОСТ 687—78 для отключения тока, равного 30 % от номинального тока отключения.

Если условие подпункта 2.3.1.2 не выполняется, то допускается увеличивать ток короткого замыкания источника по сравнению с указанным в подпункте 2.3.1.1.

2.3.2. Источник питания № 2 должен иметь ток короткого замыкания не менее 20-кратного нормируемого отключаемого тока ненагруженной линии и по возможности приближающийся к номинальному току отключения выключателя, но не превышающий его, а емкость шунтирующая источник питания, должна быть большей или равной емкости отключаемой линии. Полное сопротивление соединительных проводов между емкостью источника питания и отключаемой линией должно быть как можно меньшим.

Если процесс восстановления напряжения источника питания № 2 определяется линиями, подключенными к шинам, то число таких линий должно быть не менее пяти при испытании выключателей ПО—220 кВ, не менее двух при испытании выключателей 330—500 кВ и не менее одной при испытании выключателей 750 кВ, а их суммарная длина — не менее длины отключаемой линии.

При испытаниях выключателей, не дающих повторных пробоев, допускается снижение емкости или уменьшение числа и длин линий, шунтирующих источник питания, до значений, не приводящих к увеличению времени дуги при отключении.

2.4. Линии, используемые для испытания, должны иметь большое сопротивление утечек; к ним не должно быть подключено эборудование, вызывающее быстрое стенание зарядов. Постоянная времени разряда линии с подключенным к ней оборудованием должна быть не менее 0,3 с.

Постоянная времени разряда определяется с помощью осциллограммы напряжения на линии после ее отключения. Измерительная схема при снятии этой осциллограммы должна быть такой же, как и во время испытаний.

Постоянная времени разряда линии нормируется без учета влияния испытуемого выключателя.

2.5. В сетевых испытаниях использование в качестве отключаемой линии нескольких линий, соединяемых параллельно с целью увеличения зарядного тока, не допускается, за исключением испытаний по п. 2.20.

Допускается кроме линии на напряжение, соответствующее номинальному напряжению испытуемого выключателя в качестве отключаемой ненагруженной линии, использовать линии на напряжение 220, 150 кВ при испытании выключателей 110 кВ и линии на напряжение 220 кВ при испытаниях выключателей 150 кВ.

2.6. Делители напряжения, при помощи которых проводится осциллографирование напряжения на линии, должны выполняться резисторно-конденсаторными. Значение активного сопротивления должно быть таким, чтобы было выполнено требование п. 2.4 в отношении постоянной времени разряда линии. Допускается применение емкостного делителя, при этом постоянная времени нижнего плеча (с учетом сопротивления осциллографа) должна быть не менее 1 с.

2.7. Испытания трехполюсных выключателей на соответствие пп. 1.1; 1.2 и 1.3 должны проводиться в трехфазной схеме. Эти испытания могут быть заменены однофазными сетевыми или лабо-раторнымй испытаниями, если выключатель отключает ненагру-женную линию без повторных пробоев. Отсутствие повторных пробоев проверяется в процессе этих испытаний.

2.8. Для испытания выключатель (полюс, элемент) с приводом должен быть укреплен на достаточно жестком основании; способ крепления, взаимное расположение и кинематическая связь выключателя с приводом должны соответствовать установочному чертежу выключателя.

Если конфигурация токоведущего контура может оказать влияние на работу выключателя (например, на распределение напряжения по разрывам), то при монтаже выключателя для испытания она должна соответствовать наиболее неблагоприятному случаю из всех возможных в экплуатации форм токоподводов.

Рама и другие части выключателя, подлежащие заземлению, должны быть заземлены.

Перед испытаниями должна быть проверена исправность действия механизмов выключателя и привода, а также соответствие механических характеристик (скоростей движения контактов, одновременность размыкания и замыкания их в различных разрывах, собственные времена включения и отключения и т. п.) требованиям, установленным в нормативно-технической документации на выключатели.

При подготовке выключателя к испытаниям рекомендуется его регулировку (в пределах допусков, указанных в информационных материалах) проводить так, чтобы создавались наиболее неблагоприятные условия в отношении отключения ненагруженных -линий (рекомендации по регулировке указываются в программе испытаний).

2.9. Испытания выключателей должны проводиться при нижнем пределе оперативного напряжения, нижнем пределе давления сжатого воздуха или нижнем пределе натяга (момента) пружин в зависимости от типа двигательного привода.

Воздушные выключатели в операции О должны испытываться при давлении, равном остающемуся в резервуаре выключателя после одного цикла О — t6r—В, выполненного при нормированном нижнем пределе начального давления сжатого воздуха, а в операции ВО — при давлении, равном остающемуся в резервуаре после первой операции О того же цикла.

Дополнительно должны быть проведены испытания операции О при верхнем пределе начального давления воздуха в резервуаре.

Примечание. Требования, относящиеся к нижним пределам оперативного напряжения, давления сжатого воздуха пневматического привода и натяга (момента) пружин, являются обязательными только в операции ВО.

2.10. Испытания выключателей на отключение ненагруженных линий проводятся в трех испытательных режимах, приведенных в табл. 2.

Испытания на соответствие требованиям каждого из пп. 1.1; 1.2 и 1.3 проводятся во всех трех испытательных режимах.

голоса
Рейтинг статьи
Ссылка на основную публикацию
Adblock
detector