ВВБ-220-12 (заводские номера 1-293) и ВВУ-110-40/2000 (заводские номера 1-10) шайбами (рис.8.1), изготовленными из резины марки 51-3042 (ВТУ 61-С-38-230-69) с твердостью 8-9 МПа (80-90 кгс/см) по твердомеру

 РАЗДЕЛ 7

ТРАНСФОРМАТОРЫ


7.1. Об устранении недостатков в трансформаторах на напряжение
110 кВ и выше и их ремонтах


В процессе эксплуатации трансформаторов серий ОДГ, ТДГ, АОДТГ, ОДТГА на напряжение 220 кВ мощностью до 138 MB·А, серий ОДГ и ТДГ на напряжение 110 кВ мощностью 60-80 MB·А, изготовленных Московским электрозаводом им. В.В.Куйбышева (МЭЗ) до 1962 г., ряда трансформаторов на напряжение 220 кВ производства ПО Запорожтрансформатор, перечень типов которых приведен ниже, и всех трансформаторов на напряжение 330-500 кВ, изготовленных до 1966 г. включительно, были выявлены недостатки, которые приводят к перегреву катушек, обугливанию изоляции из-за ускоренного старения крайних витков обмоток вследствие их повышенного нагрева вихревыми токами и т.п.

В целях предотвращения повреждений названных выше трансформаторов, изготовленных МЭЗ и ПО Запорожтрансформатор, предлагается:

1. Указанные трансформаторы не подвергать реконструкции, а заменять новыми в установленном порядке. При необходимости их ремонт должен производиться с разрешения Главтехуправления.

2. Принять уставку включения в работу вентиляторов дутья этих трансформаторов равной 50 °С и обеспечить надежную работу всех вентиляторов. В летнее время осуществлять форсированное охлаждение трансформаторов включением в постоянную работу резервного охладителя. Перегрузка трансформаторов не допускается.

Типы трансформаторов, изготовленных до 1966 г. включительно, не прошедших реконструкцию с заменой обмоток и имеющих повышенные нагревы:

#G0
Обмотка, имеющая повышенный нагрев


ТДЦГ-90000/220
ВН


ТДГ-120000/220 (с обмоткой НН на 13,8 кВ)
ВН


ТДЦГ-125000/220
ВН


ТДЦГ-180000/220
НН, ВН


АТДЦТГ-180000/220
ВН


АТДЦТГ-120000/220
ВН


АТДЦТГ-240000/220
ВН


ТДЦТГА-180000/220
ВН


ТДЦТГА-240000/220
ВН


АТДЦТН-125000/220
ВН





7.2. О повышении надежности работы электронасосов системы
охлаждения ДЦ и Ц трансформаторов


В процессе эксплуатации электронасосов системы охлаждения ДЦ и Ц, изготовленных бендерским заводом "Электроаппаратура", были выявлены недостатки конструктивного характера, приводящие к повреждению насосов, длительной работе с поврежденными элементами, истиранию рабочего колеса и заносу металлических частиц в бак трансформаторов (реакторов).

В целях повышения надежности работы трансформаторов и реакторов предлагается:

1. Не допускать эксплуатацию насосов без проведения регламентных работ после 10 тыс.ч работы по заводской инструкции.

2. Постоянно осуществлять надзор за работой насосов и при обнаружении признаков ненормальной работы (скрежет, посторонние шумы, отклонение давления от нормального по контрольным манометрам) выводить их во внеплановый ремонт.




7.3. Об эксплуатации трансформаторов ТДЦ-125000/110
[ЭЦ № Э-1/78, Р № Э-3/79]


В процессе эксплуатации трансформаторов ТДЦ-125000/110 производства Средневолжского производственного объединения (СВПО) "Трансформатор" выявлен ряд недостатков конструктивного и технологического характера.

На трансформаторах, выпущенных в 1966-1970 гг., установлены переключатели ПБВ-720/35, изготовленные с отступлениями от установленной технологии, что явилось причиной электроэрозии контактов, вызывающей резкое ухудшение состояния масла трансформатора.

В 1973-1977 гг. выпущена серия трансформаторов с недостаточно надежной конструкцией отводов регулировочной зоны обмотки ВН (регулировочные отводы , , выведены в одной зоне), что может привести к пробою между отводами и повреждению трансформатора.

В целях повышения надежности работы трансформаторов ТДЦ-125000/110 производства СВПО "Трансформатор" предлагается:

1. На трансформаторах, изготовленных в 1966-1970 гг., установить строгий контроль за состоянием масла. Осуществлять хроматографический контроль растворенных газов после каждого переключения через 1 мес работы трансформатора.

При обнаружении выделения газа или изменения температуры вспышки масла снизить нагрузку трансформатора на 20% и вызвать представителя завода-изготовителя для решения вопроса о возможности дальнейшей эксплуатации трансформатора.

Новые переключатели поставляет СВПО "Трансформатор".

2. Произвести при капитальном или аварийно-восстановительном ремонте трансформаторов ТДЦ-125000/110, указанных в табл. 7.1, реконструкцию обмотки ВЦ с выполнением отводов , , регулировочной зоны в верхней и нижней частях обмотки в смежных полях.

Таблица 7.1

#G0№
п/п.
Заводской номер трансформатора
Дата изготовления и отгрузки (число, месяц, год)


п/п.
Заводской номер трансформатора
Дата изготовления и отгрузки (число, месяц, год)

1
5000
19.IV 1973
22
6484
-


2

5274
11.I 1973
23
6722
4.IV 1975

3

5280
29.Х 1973
24
6723
11.XI 1975

4

5281
20.IX 1973
25
7168
6.V 1975

5

5282
20.IX 1973
26
7340
18.VI 1976

6

5283
20.IX 1973
27
7341
7.IV 1976

7

5284
31.Х 1973
28
7343
17.IХ 1976

8

5285
25.VIII 1973
29
7344
20.II 1976

9

5548
26.Х 1973
30
7414
19.II 1976

10

5728
8.XII 1973
31
7415
20.IV 1976

11

5731
29.XII 1973
32
7418
21.IV 1976

12

5832
17.VI 1974
33
7614
14.IX 1976

13

5915
26.II 1974
34
7616
19.II 1977


·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·28.Х 1974
41
8134
15.III 1977

21

6427
12.IX 1974
42
8699
20.VI 1977


До реконструкции переключатели положения обмотки ВН установить в положение I (предпочтительно) или II (если это допустимо по режимным условиям), при которых обеспечивается минимальное воздействие на изоляцию между отводами.

3. Ремонт и реконструкцию трансформаторов производить совместно с представителем СВПО "Трансформатор".



7.4. Об устранении дефектов системы "дыхания" некоторых трансформаторов


В течение последних лет зарегистрирован ряд случаев отключения трансформаторов газовой защитой из-за нарушения системы "дыхания" расширителя и выхлопной трубы.

На отключенных трансформаторах обнаруживались повреждения мембраны выхлопной трубы иногда с незначительным выбросом масла через нее; течь масла из воздухоосушителя (у трансформаторов с защитой масла воздухоосушителем).

В трансформаторах с воздухоосушителем повышение уровня масла в расширителе выше уровня конца патрубка "дыхания" выхлопной трубы приводило к сливу масла через патрубок и воздухоосушитель.

Обратный переток масла из трубы в расширитель вызывал работу газовой защиты.

В трансформаторах с азотной защитой масла его перелив через патрубок выхлопной трубы приводил к образованию масляной пробки в трубопроводе, связывающем расширитель с азотными емкостями, а в дальнейшем при резком изменении температуры масла - к созданию в надмасляном пространстве выхлопной трубы недопустимого давления или разрежения, что вызывало повреждение диафрагмы выхлопной трубы и работу газовой защиты.

Причинами нарушения "дыхания" трансформаторов явились:

недостаточная длина дыхательного патрубка выхлопной трубы в результате расположения его верхней кромки ниже допустимого уровня масла в расширителе;

установка уровня масла в расширителе выше отметки, соответствующей температуре верхних слоев масла.

В связи с изложенным предлагается выполнить следующие рекомендации ПО Запорожтрансформатор:

1. В период текущего ремонта проверить положение верхней кромки дыхательного патрубка выхлопной трубы на трансформаторах, на которых замечен перелив масла через этот патрубок, а также на трансформаторах, имеющих заводские номера, указанные ниже:

#G0Тип трансформатора с защитой масла воздухоосушителями:



ТДТН-80000/110

82045-86942

ТРДН-63000/150

79516-91501

ТДЦ-200000/110
85917, 86908, 87533


ТДЦ-250000/110
84605, 87533


Тип трансформатора с азотной защитой масла:



АТДЦТН-125000/220

77249-91190

АОДЦТН-267000/500

79458-89632


При уровне кромки патрубка ниже верхней образующей расширителя соединить надмасляные пространства расширителя и выхлопной трубы для трансформаторов с воздухоосушителем, как показано на рис. 7.1, а, и для трансформаторов с азотной защитой масла, как показано на рис. 7.1, б.





Рис. 7.1. Схема соединения надмасляного пространства расширителя и выхлопной трубы:

а - для трансформаторов с воздухоосушителем; б - для трансформаторов
с азотной защитой масла; 1 - при расположении предохранительной трубы
выше расширителя; 2 - при расположении предохранительной трубы
ниже расширителя


2. В случае обнаружения течи масла через дыхательный патрубок выхлопной трубы на работающем трансформаторе необходимо до вывода его в очередной текущий ремонт понизить уровень масла в расширителе, чтобы в любых режимах работы трансформатора этот уровень не превышал отметки 40°С. Уровень масла в расширителе должен соответствовать температуре масла в баке трансформатора.

Для трансформаторов с азотной защитой масла, кроме того, следует:

отсоединить азотопровод от расширителя и азотных емкостей, продуть его;

заменить силикагель в азотном осушителе;

слить масло из емкостей и просушить их (произвести вакуумирование эластичных емкостей);

восстановить систему "дыхания".

3. По всем вопросам, связанным с изменением системы "дыхания" трансформаторов, обращаться в ПО Запорожтрансформатор (330047, г. Запорожье, 47). Там же можно получить чертежи соединения выхлопной трубы с расширителем для трансформатора каждого типа.



7.5. О предотвращении повреждений устройств РПН SDVI производства
Германской Демократической Республики и PC-3, PC-4 производства
Народной Республики Болгарии [ПЦ № Э-2/79, ПЦ № Э-5/79]


В эксплуатации имеют место аварийные повреждения переключающих устройств PC-3, PC-4 производства НРБ и SDVI производства ГДР, которые вызваны перегревом контактных систем избирателя и предызбирателя. Отмечаются также случаи выхода контактора из замка устройств PC-3, РС-4 и перегрева втычных контактов контактора устройств SDVI.

Для своевременного выявления развивающихся повреждений устройств РПН SDVI, выпущенных до 1 января 1979 г., и устройств РПН PC-3, PC-4 предлагается:

1. Не реже 1 раза в 6 мес производить отбор пробы масла из бака трансформатора для хроматографического анализа газов, растворенных в масле, в соответствии с "Методическими указаниями по обнаружению повреждений в силовых трансформаторах с помощью анализа растворенных в масле газов" (М.: СПО Союзтехэнерго, 1979).

2. При обнаружении признаков повреждения по результатам анализа, указанного в п. 1, измерять активное сопротивление обмотки ВН: для устройств РПН без предызбирателя - во всех положениях; для устройств РПН с предызбирателем - на половине диапазона регулирования и в обоих положениях предызбирателя.

Значения сопротивлений, полученные на одинаковых ответвлениях разных фаз, должны различаться не более чем на 2% при одинаковой температуре.

3. Осциллографирование работы контактора и другие регламентные работы выполнять в соответствии с заводскими инструкциями и "Методическими указаниями по наладке устройств переключения ответвлений обмоток под нагрузкой (производства ГДР и НРБ) трансформаторов с РПН" (М.: СПО Союзтехэнерго, 1981).

4. При обнаружении повреждений переключающего устройства, которые не могут быть устранены силами эксплуатационного персонала, обращаться на завод - изготовитель трансформатора для ремонта устройства РПН или его замены.

5. О повреждениях переключающих устройств составлять акт с привлечением представителей завода - изготовителя трансформатора, незаинтересованной организации и при возможности представителя Торговой промышленной палаты СССР.

Оформленный акт в трех экземплярах направлять на завод - изготовитель трансформатора для последующей отправки его заводу - изготовителю переключающих устройств через Машиноимпорт.



7.6. Об эксплуатации трансформаторов мощностью до 630 кВ·А
включительно [Р № Э-6/80]


С учетом опыта эксплуатации указанных трансформаторов в ряде энергосистем и в целях сокращения объема работ предлагается:

1. Аннулировать п. 19.1a приложения 2 "Норм испытания электрооборудования" (изд. 5-е) о проведении сокращенного анализа масла из трансформаторов мощностью до 630 кВ·А включительно.

2. Состояние изоляции трансформаторов мощностью до 630 кВ·А включительно контролировать по характеристикам изоляции с периодичностью, указанной в "Нормах испытания электрооборудования" (без отбора пробы масла).

При неудовлетворительных характеристиках изоляции принимать меры к ее восстановлению, замене масла и силикагеля в термосифонных фильтрах.



7.7. Определение пробивного напряжения трансформаторного масла с помощью
маслопробойного аппарата со сферическими электродами
[ЭЦ № Э-2/78, Р № Э-2/79]


ПО Союзтехэнерго выполнены исследования по определению пробивного напряжения трансформаторного масла с помощью аппарата АИМ-80 с электродами различной формы - сферическими и плоскими.

Пробивное напряжение определялось в соответствии с ГОСТ 6581-75.

Исследования показали, что для свежих и эксплуатационных масел с пробивным напряжением свыше 50 кВ пробивное напряжение, определяемое в аппаратах со сферическими электродами, выше, чем с плоскими, в среднем на 6 кВ, а для масел с пробивным напряжением ниже 50 кВ оно ниже в среднем на 5 кВ.

На основании результатов исследований при определении пробивного напряжения масла в маслопробойном аппарате со сферическими электродами предлагается руководствоваться следующими нормами:

#G0Класс напряжения трансформаторов, аппаратов и вводов, кВ

330-500
750

Наименьшее допустимое пробивное напряжение масла, кВ:




свежего до заливки в оборудование

60
70

после заливки в оборудование

55
65

эксплуатационного

45
60



7.8. О допустимых перегрузках трансформаторов серий ТМ и ТМВМ напряжением
6-10 кВ мощностью до 630 кВ·А, установленных в
распределительных электрических сетях [ЭЦ № Ц-02-82(Э)]


В целях улучшения использования трансформаторов серий ТМ и ТМВМ и снижения потерь в указанных трансформаторах предлагается:

1. Допускать в период максимума для трансформаторов, питающих коммунально-бытовые, производственные, смешанные (производственные и коммунально-бытовые) и другие виды нагрузок с осенне-зимним максимумом и заполнением расчетного суточного графика до 0,55 в местностях со среднегодовой температурой до 5°С, перегрузки, указанные в табл. 7.2.

Таблица 7.2

#G0Характер перегрузки
Вид установки трансформатора
Допустимые перегрузки трансформаторов в долях номинальной мощности



6 кВ, до 400 кВ·А

10 кВ, до 630 кВ·А

Систематическая
Открытая
1,6

1,7


Закрытая
1,5
1,6


Аварийная на время до 5 сут в год
Открытая
1,7
1,8



Закрытая
1,7
1,8


В местностях со среднегодовой температурой более 5°С перегрузки должны быть уменьшены на 1% на каждый градус сверх 5°С.

2. Для трансформаторов, питающих нагрузки с осенне-зимним максимумом и заполнением расчетного суточного графика более 0,55, допускать систематические перегрузки не выше 1,7 номинальной мощности. При их определении следует пользоваться графиками нагрузочной способности, приведенными в "Инструкции по эксплуатации трансформаторов" (М.: Энергия, 1978) для постоянной времени 3,5 ч.

3. Систематические перегрузки трансформаторов 6 кВ мощностью 630 кВ·А и трансформаторов 6-10 кВ всех мощностей производства Армэлектрозавода определяются по "Инструкции по эксплуатации трансформаторов", но они не должны быть больше 1,5-кратного номинального тока.



7.9. Об области применения и смешении трансформаторных масел
[Р № Э-5/79, ЭЦ № Э-4/78]


Трансформаторные масла, изготовленные в соответствии с различными стандартами и техническими условиями, различаются по качеству и содержанию антиокислительной присадки ДБК. Масла применяются в оборудовании следующих классов напряжения:

по ГОСТ 982-80 (марок Т-1500, Т-750) - на напряжение 750-1150 кВ;

по ТУ 38.101890-81 (марки ТКп), ГОСТ 10121-76 (масло Омского нефтеперерабатывающего завода), ТУ 38.101281-80 - на напряжение до 500 кВ включительно;

по ГОСТ 10121-76 (кроме масла производства Омского НПЗ) - на напряжение до 220 кВ включительно.

Низкотемпературные изоляционные масла как отечественного производства, так и импортные предназначены для применения в масляных выключателях.

Масла, изготовленные по различным стандартам и техническим условиям, рекомендуется хранить и применять, как правило, раздельно.

При необходимости смешения трансформаторных масел предлагается руководствоваться следующим:

1. Смешение допускается: свежих и эксплуатационных масел*, изготовленных в соответствии со стандартами и техническими условиями, указанными в табл. 7.3, в любых соотношениях без определения стабильности смеси против окисления.
---------------
* Эксплуатационное масло должно иметь кислотное число не более 0,08 мг КОН, нейтральную реакцию водной вытяжки и не содержать растворенного шлама.

2. Импортные масла, содержащие антиокислительную присадку ионол или после введения ее на месте потребления в концентрации не менее 0,3% массы, соответствующие требованиям пп. 1 (при 50°С), 2.3, 5, 6, 8 (для северных районов) ГОСТ 10121-76 (на масло первой категории качества) и имеющие температуру вспышки в пределах 135-150°С, а содержание серы не более 0,35% массы, можно смешивать в любых соотношениях с отечественными маслами (ТКп по ТУ 38.101890-81, адсорбционной очистки по ТУ 38.101281-80, селективной очистки первой категории качества по ГОСТ 10121-76 производства Омского НПЗ) и использовать в электрооборудовании на напряжение до 500 кВ включительно; в случае смешения с маслом по ГОСТ 10121-76 первой категории качества, кроме масла производства Омского НПЗ, - до 220 кВ включительно. При содержании серы более 0,35% импортные масла можно применять в электрооборудовании на напряжение до 220 кВ включительно. Допускается в порядке исключения с разрешения главного инженера энергосистемы смешение импортного масла, содержащего не более 0,35% серы, с маслами Т-750 и Т-1500 по ГОСТ 982-80 и использование смеси в электрооборудовании на напряжение до 500 кВ включительно.

Таблица 7.3

#G0Класс напряжения оборудования, к В
Смешиваемые масла, изготовленные по ГОСТ и ТУ

750-1150
По ГОСТ 982-80 (марок Т-1500 и Т-750)


До 500 включительно
По ТУ 38.101890-81 (марки ТКп), ГОСТ 10121-76 (масло Омского НПЗ), ТУ 38.101281-80, а также по ГОСТ 982-80 * (с добавлением присадки)


До 220 включительно
По ГОСТ 10121-76 (кроме масла производства Омского НПЗ) с маслами по ТУ 38.101890-81 (марки ТКп), ТУ 38.101281-80 и по ГОСТ 982-80* (с добавлением присадки)



---------------
* Допускается смешение масел по ГОСТ 982-80 (без присадки) с маслами, изготовленными по другим стандартам, если содержание масла по ГОСТ 982-80 в смеси не превышает 15%.

3. Трансформаторные масла отечественного производства, изготовленные по ранее действовавшим ГОСТ и ТУ, допускается применять так же, как аналогичные масла, вырабатываемые в соответствии с действующими стандартами.

4. Не допускается смешение:

низкотемпературных изоляционных масел, предназначенных для применения в масляных выключателях, с маслами, указанными в п. 1;

масел, указанных в п. 1, в случае использования их в силовых трансформаторах на напряжение 110 кВ и выше, если пробной смеси превышает компонента с наибольшими диэлектрическими потерями.



РАЗДЕЛ 8

ВЫКЛЮЧАТЕЛИ И ПРИВОДЫ


8.1. Схемы управления воздушными выключателями


При проектировании схем управления воздушными выключателями должно быть предусмотрено автоматическое отключение выключателя, включившегося на КЗ, независимо от положения стрелки контактного манометра, блокирующего цепи управления.



8.2. О повышении надежности блок-контактов воздушных
выключателей ВВ-330Б и ВВ-500Б [ЭЦ № Э-4/81]


В соответствии с указаниями ПО Уралэлектротяжмаш (см. техническую информацию ОСЯ.143.050.ТИ, 1974) на ряде воздушных выключателей ВВ-330Б и ВВ-500Б производилась модернизация блок-контактов (СБК) с заменой фарфоровых обойм обоймами из пресс-материала ДСВ-4Р-2М.

В последующем в эксплуатации имели место перекрытия изоляции обойм из пресс-материала, приводившие к самопроизвольному отключению выключателей.

Причиной перекрытия изоляции пластмассовых обойм явилось ее загрязнение и увлажнение нижней части обойм.

В целях предупреждения самопроизвольных отключений выключателей ВВ-330Б и ВВ-500Б предлагается:

1. Не заменять фарфоровые обоймы блок-контактов пластмассовыми.

2. У выключателей с пластмассовыми обоймами осмотреть блок-контакты (СБК) и убедиться в отсутствии загрязнения и потемнения нижней части обойм (признак начавшегося перекрытия) в области перемычки между контактами.

В случае потемнения обойм разобрать блок-контакты (при этом поворотный контактный барабан разборке не подлежит). Зачистить слабо потемневшие места мелкой наждачной шкуркой и покрыть обоймы электроизоляционным лаком воздушной сушки (например, клеем БФ-4 и т.п.). При значительном потемнении обойм (если после зачистки шкуркой в их теле образуются углубления) заменить обоймы новыми. Покрыть лаком обоймы, изолирующие один от другого соседние контакты, к которым подведено разнополярное напряжение.



8.3. О предупреждении попадания влаги во внутренние полости
опорной изоляции воздушных выключателей ВВ-500 и ВВМ-500


При замене выхлопных козырьков с заслонками гасительных камер выключателей ВВ-500 выхлопными клапанами новой конструкции в ряде случаев для крепления этих клапанов использовались крепежные болты от заменяемых выхлопных козырьков. В связи с тем что толщина фланцев переходников выхлопных клапанов на 8 мм больше толщины соответствующих фланцев выхлопных козырьков, при креплении новых клапанов не обеспечивается достаточное ввертывание двух болтов в отверстия фланцев гасительных камер (фактически ввертывание происходит на 3-4 мм).

В результате этого и воздействия выбрасываемого при каждом отключении сжатого воздуха крепление выхлопных клапанов ослабевает настолько, что между плоскостями фланцев гасительных камер и выхлопных клапанов образуется разъем (при этом резьба болтов, как правило, сминается), через который влага беспрепятственно проникает во внутренние полости опорной изоляции.

Для предупреждения проникновения влаги во внутренние полости опорной изоляции предлагается:

1. Крепить переходники выхлопных клапанов, устанавливаемые вместо выхлопных козырьков с заслонками, к фланцам гасительных камер выключателей оцинкованными болтами М10х35 (длиной 35 мм) с установкой под них пружинных шайб или оцинкованными шпильками М10х50 с гайками и пружинными шайбами.

2. Проверить крепеж, указанный в п. 1, на выключателях, у которых вместо выхлопных козырьков установлены выхлопные клапаны, и при необходимости заменить его.



8.4. О повышении надежности воздушных выключателей серий
ВВБ, ВВД и ВВУ [ЭЦ № Ц-10-82(Э)]


ПО "Электроапарат" внесло ряд изменений в конструкцию выключателей серий ВВБ и ВВУ.

В целях повышения надежности этих выключателей при капитальных ремонтах рекомендуется:

1. Заменить уплотнительные шайбы в штоках дутьевых клапанов воздушных выключателей ВВБ-220-12 (заводские номера 1-293) и ВВУ-110-40/2000 (заводские номера 1-10) шайбами (рис.8.1), изготовленными из резины марки 51-3042 (ВТУ 61-С-38-230-69) с твердостью 8-9 МПа (80-90 кгс/см) по твердомеру ТМ-2. Шайбы выпускает Ленинградский завод резинотехнических изделий по ТУ 38-305-244-73 (пресс-форма № 8421П).

При замене уплотнительных шайб дутьевых клапанов следует проверить плотность посадки корончатой гайки на штоке дутьевого клапана.

Уплотнительные шайбы могут быть получены по фондам на запасные части на Ленинградском заводе резинотехнических изделий или в ПО "Электроаппарат".

При возможности изготовления шайб на месте чертежи пресс-форм могут быть высланы ПО "Электроаппарат".

2. Произвести модернизацию узла контактной траверсы воздушных выключателей ВВБ-110-31,5/2000 (заводские номера 1-10), ВВБ-220-12 (заводские номера 1-178), ВВБ-330Б-20 (заводские номера 1-24) и ВВБ-500-30 (заводские номера 1-21) в следующем объеме:

а) разобрать узел контактной траверсы (рис.8.2);

б) изъять из механизма траверсы дюралевый стакан 5, регулировочные шайбы 1 и 3, шайбы 2 и 4 и пружинные шайбы 6;

в) изготовить стальную крышку 1 (рис.8.3) в соответствии с рис.8.4 (при невозможности изготовления крышку заказывают в ПО "Электроаппарат");

г) изготовить втулку 5 (рис.8.3), обрезав фланцевую часть (высотой 25 мм со стороны шпонки 8) дюралевого стакана 5 (рис.8.2);

д) изготовить шайбу 2 (рис.8.3), регулировочные шайбы 3 и втулку 4;

е) изготовить стопорные шайбы 7 в соответствии с рис.8.5. Допускается применение шайбы по ГОСТ 13463-77;

ж) ввернуть в отверстия крышки 1 шпильки 6 (рис.8.3) и раскернить каждую из них в четырех точках;

з) собрать механизм траверсы в соответствии с рис.8.3; количество регулировочных шайб определять по месту при регулировании захода ножей траверсы согласно заводским инструкциям;

и) загнуть ус у каждой стопорной шайбы 7 на боковую поверхность втулки (или шпонки 8), затянуть гайки шпилек 6 (сначала крест-накрест, а затем по кругу) и, убедившись в отсутствии зазоров между крышкой и корпусом траверсы, а также между фланцем втулки 5 и корпусом траверсы, плотно загнуть полукруглую часть стопорной шайбы на грань гайки.





Рис. 8.1. Уплотнительная шайба.

Примечания: 1. Маркировать номер пресс-формы и товарный знак
предприятия-изготовителя. Способ нанесения маркировки - прессование.
2. На этом и других рисунках § 8.4 размеры со звездочкой даны для справок





Рис. 8.2. Узел контактной траверсы до модернизации:

1 - регулировочная шайба (заводской чертеж № ВД8.950.057);
2 - шайба (чертеж № ВД8.950.475); 3 - регулировочная шайба
(чертеж № ВД8.950.558); 4 - шайба (чертеж № ВД8.950.557);
5 - стакан (чертеж № ВД5.268.023); 6 - пружинная шайба; 7 - шпонка






Рис. 8.3. Узел контактной траверсы после модернизации:


#G0Позиция
Наименование
Номер заводского чертежа

Размеры, мм
Материал
Количество на
одну камеру

1
Крышка
ВД8.310.579
-

-

1


2
Шайба

ВД8.950.642
Диаметры 34; 20; S = 6
Сталь 45
1

3
Регулировочная шайба

ВД8.950.641
Диаметры 37; 20; S =2
Сталь 20, сталь 10
2 (не больше)

4
Втулка
-
Диаметры 36; 20А; Н = 15

Сталь 45
1

5
Втулка
Часть стакана ВД5.268.023

Н = 25
-

1


6
Шпилька
ВД8.932.540
М10х170 - 15/40
Сталь 35Х, сталь 40Х

6

7
Стопорная шайба

-

-

-
-


8
Шпонка
-

-

-

-


9
Корпус траверсы

-

-

-

-


Замена пружинных шайб стопорными (по данным ПО "Электроаппарат") исключает необходимость подтяжки гаек при проведении текущих ремонтов выключателей (при условии обязательного выполнения контрольной обтяжки гаек каждой траверсы по окончании наладки полюса после монтажа и каждого капитального ремонта).

Пружинные шайбы должны быть заменены стопорными также на всех выключателях серии ВВБ, на которых заводом-изготовителем модернизирован узел контактной траверсы, но не заменены пружинные шайбы.

Использование стопорных шайб без замены дюралевых стаканов стальными крышками не допускается.

3. На воздушных выключателях ВВУ-110-40/2000 (заводские номера 1-29) и ВВБ-220-12 (заводские номера 190-350) проточить поршни клапанов управления по наружному диаметру с размера 100 до 109 с чистотой обработки не ниже 6-го класса.

4. Уменьшить диаметр входного отверстия в полость под поршнем клапана управления верхними камерами воздушных выключателей ВВУ-110Б-40/2000У1, ВВБ-220-12, ВВД-220Б-40/3200ХЛ1, ВВБ-330Б-35,5/2000У1, ВВБ-330Б-20, ВВД-330Б, ВВБ-500А-30, ВВБ-500-35,5/2000У1 и ВВБ-500-35,5/2000ХЛ1 выпуска до 1981 г. с 36 до 18 мм.

Для этого необходимо:

а) изготовить дроссельную шайбу по рис. 8.6;

б) вывернуть шпильки крепления трубы к крышке клапана (со стороны поршня);

в) по образцу вывернутых шпилек изготовить новые, на 10 мм длиннее, и установить их вместо удаленных.

Новые шпильки изготовлять из сталей марок 15, 20 (для выключателей климатического исполнения У1) или 20ХН3А, 40Х, 35Х, 09Г2С, 12X18H10T с соответствующей термообработкой (для выключателей исполнения ХЛ1);

г) установить уплотнительные шайбы размером 45х55х5 мм из резины ИРП-1230 в дроссельную шайбу и кольцо трубы;

д) установить дроссельную шайбу между трубой и крышкой клапана (со стороны поршня) и прикрепить трубу и шайбу к крышке клапана.

5. Произвести модернизацию узла запрессовки и завальцовки штоков всех клапанов управления следующим образом:

а) изготовить новые штоки для выключателей выпуска до 1969 г. в соответствии с рис. 8.7, а, для выключателей выпуска с 1969 по 1973 г. - в соответствии с рис. 8.7, б;

б) увеличить диаметр центрального отверстия в поршнях клапанов управления до диаметра 15 для выключателей выпуска до 1969 г. в соответствии с рис. 8.8, а и для выключателей выпуска с 1969 по 1973 г. согласно рис. 8.8, б;

в) проточить фаску в крышке со стороны поршня, как показано на рис. 8.9;

г) собрать клапаны с вновь изготовленными штоками и дополнительно обработанными поршнями и крышкой.





Рис. 8.4. Крышка (заводской чертеж № ВД8.310.579).

Материал - сталь круглая Допускается изготовление из других сталей
по механическим свойствам не ниже, чем у стали 45.

Технические требования: 1) острые кромки притупить; 2) цинковать Ц15. хр. (цианистый),
допускается кадмировать Кд15. хр., поверхность покрытия 5,4 дм ;
3) взамен гальванопокрытия допускается окраска - грунтовка ГФ-020
(ГОСТ 23343-78), эмаль ПФ-115 (ГОСТ 6465-76)





Рис. 8.5. Стопорная шайба.

Материал - сталь СТ08кп, СТ10кп, СТ08пс, СТ10пс, Ст08, Ст10 (ГОСТ 1050-74);
Ст1кп, Ст2кп, Ст3кп, БСт1кп, БСт2кп, БСт3кп (ГОСТ 380-71)





Рис. 8.6. Шайба дроссельная.

Материал: латунь, бронза, сталь нержавеющая любых марок





Рис. 8.7. Шток:

а - для поршня с запрессованным штоком; б - для поршня с завальцованным штоком
(остальные размеры см. на рис. 8.7, а).

Материал - сталь 30Х, 40Х, 12ХНЗА или 20ХНЗА нормализованная.
Покрытие - хим. фос. прм. либо цинкование или воронение





Рис. 8.8. Поршень:

а - дополнительная обработка поршня с запрессованным штоком;
б - дополнительная обработка поршня с завальцованным штоком





Рис. 8.9. Крышка

6. Заменить "плавающие" штоки клапанов управления воздушных выключателей выпуска с 1973 по 1976 г. штоками измененной конструкции (с усиленным буртиком). Новые штоки могут быть изготовлены на месте по прилагаемым чертежам (рис. 8.10 и 8.11). Номера заводских чертежей клапанов управления, типоисполнения и ориентировочные заводские номера воздушных выключателей, на которых должна выполняться замена штоков, приведены в табл. 8.1.






Рис. 8.10. Шток (заводской чертеж № ВД8.235.197).

Материал - сталь 45, HRC 40-45. Покрытие хим. фос. прм. Допускается изготовление
из сталей 30Х, 40Х, 12ХНЗА и 20ХНЗА нормализованных.
Покрытие - хим. фос. прм. либо цинкование или воронение





Рис. 8.11. Шток (заводской чертеж № ВД8.235.217).


Материал - сталь 45, HRC 40-45. Покрытие - хим. фос. прм. Допускается изготовление
из сталей 30Х, 40Х, 12ХНЗА и 20ХНЗА нормализованных.
Покрытие - хим. фос. прм. либо цинкование или воронение

Таблица 8.1

#G0Номер заводского чертежа
Тип выключателя
Заводские номера выключателей (ориентировочно)

штока, подлежащего замене

клапана управления



ВД8.235.217
ВД5.456.284
ВВБ-110Б-31,5/2000У1

1-200



ВВБМ-110Б-31,5/2000У1

1-190


ВД5.456.215.1-3
ВВБ-220-12

189-673



ВВУ-110Б-40/2000У1

1-62


ВД5.456.404.03
ВВБ-500-35,5/2000ХЛ1

17-77

ВД8.237.197
ВД5.456.293.1-6
ВВД-330Б-40/3200У1

1-168


ВД5.456.330.1-4

ВВБ-330Б-35,5/2000У1
19-86



ВВБ-500-35,5/2000У1

17-77


ВД5.456.383.1 -4
ВВД-330Б-40/3200У1

1-168


ВД5.456.374
ВВД-220Б-40/2000ХЛ1

1-49


7. Модернизировать крепление развальцованных медных труб цоколей (шкафов управления) выключателей (при отсутствии втулок под накидными гайками). Для этого необходимо:

а) изготовить по две накидные гайки (рис. 8.12-8.14) для каждой трубы диаметром 8х1, 12х1 и 20х2 мм соответственно;

б) изготовить по две втулки (рис. 8.15-8.17) для каждой трубы диаметром 8х1, 12х1 и 20х2 мм соответственно;

в) подготовить заготовки труб, надеть на них накидные гайки и втулки соответствующего размера и произвести развальцовку труб, как показано на рис. 8.18;

г) очистить и продуть трубы от грязи и пыли и установить их на место в цоколях (шкафах управления) выключателей.






Рис. 8.12. Гайка накидная (заводской чертеж № ВД8.940.226).

Материал - сталь калиброванная. Шестигр. .

Назначение - для труб диаметром 8х1 мм. Покрытие - Ц9. хр.





Рис. 8.13. Гайка накидная (заводской чертеж № ВД8.940.219).

Материал - сталь калиброванная. Шестигр. .

Назначение - для труб диаметром 12х1 мм. Покрытие - Ц9. хр.





Рис. 8.14. Гайка накидная (заводской чертеж № ВД8.940.225).

Материал - сталь калиброванная. Шестигр. .

Назначение - для труб диаметром 20х2 мм. Покрытие - Ц9. хр.





Рис. 8.15. Втулка (заводской чертеж № ВД8.211.659).

Материал - сталь калиброванная (гр. Б). Круг

Назначение - для труб диаметром 8х1 мм. Покрытие - Ц9. хр.





Рис. 8.16. Втулка (заводской чертеж № ВД8.211.642).

Материал - сталь калиброванная. Круг .

Назначение - для труб диаметром 12х1 мм. Покрытие - Ц9. хр.





Рис. 8.17. Втулка (заводской чертеж № ВД.8.211.658).

Материал - сталь калиброванная (гр. Б).

Круг .

Назначение - для труб диаметром 20х2 мм. Покрытие - Ц9. хр.





Рис. 8.18. Труба (заводской чертеж № ВД5.179.384):

1 - труба (чертеж № ВД8.171.151); 2 - втулка (чертеж № ВД8.211.658);
3 - гайка накидная (чертеж № ВД8.940.225).

Примечания: 1. Размеры даны для справок. 2. Покрытие наружной поверхности - грунтовка
ГФ-020 (ГОСТ 23343-78), эмаль ПФ-115 фисташковая (ГОСТ 6465-76), дважды


8. Упростить пневматическую схему управления воздушными выключателями ВВБ-220-12, ВВД-220Б-40/2000ХЛ1 и ВВУ-110Б-40/2000У1 выпуска до 1981 г. путем изъятия промежуточного клапана распределительного клапана управления. С этой целью необходимо:

а) отсоединить медную импульсную трубу, связывающую промежуточный клапан с импульсным воздухопроводом, от клапана и верхнего фланца опорной колонны;

б) отсоединить трубу питания промежуточного клапана сжатым воздухом постоянного давления;

в) снять промежуточный клапан вместе с патрубком, установленным под ним;

г) изготовить заглушки в соответствии с рис. 8.19 и 8.20;

д) заглушить ниппель питания промежуточного клапана сжатым воздухом постоянного давления на нижнем резервуаре вновь изготовленными заглушками;

е) отсоединить с обеих сторон трубку вентиляции, соединяющую патрубок под промежуточным клапаном с кольцом импульсной трубы у нижнего фланца промежуточного изолятора;

ж) заглушить ниппеля во фланцах промежуточных изоляторов заглушками ниппелей вводов, применяемыми на время транспортирования камер выключателей;

з) разобрать распределительный клапан управления и просверлить отверстие диаметром 3 мм в поршне на расстоянии 16 мм от его центра (аналогично исполнению поршня клапана управления верхней камерой);

и) изготовить новую крышку для распределительного клапана по рис. 8.21 и установить ее вместо старой крышки со стороны поршня;

к) изготовить новую трубу, как показано на рис. 8.22, а также фланцы (рис. 8.23) и кольца (рис. 8.24 и 8.25);

л) собрать комплектную трубу по рис. 8.26 и установить ее на место с использованием в кольцах уплотнений размерами 55х45х5 и 45х35х5 мм из резины ИРП-1230;

м) измерить временные характеристики каждого полюса выключателя путем осциллографирования и проверить их соответствие паспортным данным.





Рис. 8.19. Заглушка (заводской чертеж № ВД8.322.203).

Материал - сталь калиброванная.

Шестигр.

Покрытие - Ц9. хр.





Рис. 8.20. Заглушка (заводской чертеж № ВД8.322.209).

Материал - пруток медный круглый твердый M1-27(5) (ГОСТ 1535-71)







Рис. 8.21. Крышка (заводской чертеж № ВД8.310.572).

Материал - сталь листовая. Лист .
Покрытие, Сталь10, Г2С1, 10Г2 для ХЛ1 кроме резьбовых отверстий, - грунтовка ГФ-020 (ГОСТ 23343-78);
эмаль ПФ-115 фисташковая (ГОСТ 6465-76), дважды.
Резьбовые отверстия смазать смазкой ПВК (ГОСТ 19537-74)





Рис. 8.22. Труба (заводской чертеж № ВД8.171.338).

Материал - труба медная МЗ-28х1,5, ГОСТ 617-72.
Развернутая длина трубы 1505 мм





Рис. 8.23. Фланец (заводской чертеж № ВД8.180.859).

Материал - сталь листовая. Лист .

Покрытие - грунтовка ГФ-020 (ГОСТ 23343-78)





Рис. 8.24. Кольцо (заводской чертеж № ВД8.216.171).

Материал - сталь горячекатаная.

Круг





Рис. 8.25. Кольцо (заводской чертеж № ВД8.216.172).

Материал - сталь горячекатаная. Круг





Рис. 8.26. Труба комплектная (заводской чертеж № ВД5.170.440.сб):

1 - труба (чертеж № ВД8.171.338);

2 - фланец (чертеж № ВД8.180.859);

3 - кольцо (чертеж № ВД8.216.171);

4 - кольцо (чертеж № ВД8.216.172).

Примечания:

1. Кольца 3 и 4 паять латунью Л63 (ГОСТ 15527-70).

2. Трубу испытать гидравлическим давлением 2,65 МПа (26,5 кгс/см) на прочность и давлением сжатого воздуха 2,1 МПа (21 кгс/см) на плотность.

3. Допускается подгибка трубы по месту.

4. Покрытие, кроме внутренней поверхности трубы 1 и поверхности А,- грунтовка ГО-020 (ГОСТ 23343-78), эмаль ПФ-115 фисташковая (ГОСТ 6465-76), дважды.

9. Для предупреждения перегорания регулируемых частей резисторов в цепях электромагнитов управления воздушными выключателями ВВБ-330Б, ВВД-330Б, ВВБ-500 и ВВБ-750 необходимо:

а) обязательно измерить суммарное сопротивление цепи отключения (включения) каждого полюса выключателя и обеспечить соответствие измеренных значений нормам, установленным заводскими инструкциями по монтажу и эксплуатации выключателей.

При этом суммарное сопротивление должно измеряться между зажимами плюс цепи отключения (включения) и минус, расположенными на панелях щита управления;

б) обеспечить равенство сопротивлений регулируемых частей обоих параллельно соединенных резисторов в цепи отключения (включения) каждого полюса выключателя;

в) проверить правильность подбора сопротивления регулируемой части резисторов в цепи отключения (включения) каждого полюса путем осциллографирования тока в них. В связи с тем что нормируемые временные характеристики выключателей заводом-изготовителем гарантируются при токах форсировки 17-23А, оптимальное значение тока в каждой цепи в режиме форсировки при настройке должно быть равно 20-23 А. При токах меньше 17 А возможен отказ в переключении блок-контактов электромагнитов и как следствие перегорание регулируемых частей резисторов из-за длительного протекания по ним тока форсировки;

г) измерить суммарное сопротивление цепи отключения (включения) выключателя, если цепи управления трех полюсов соединены параллельно. Суммарное сопротивление цепи отключения (включения) выключателя (в том числе и общего обратного провода) должно быть в 3 раза меньше соответствующего значения для отдельного полюса.

Требования п. 9 должны соблюдаться не только в процессе эксплуатации выключателя, но и при его наладке по временным цепям управления.



8.5. О правилах устройства и эксплуатации компрессорных установок


По запросу Минэнерго СССР Техническое управление Госгортехнадзора СССР письмом № 12-216/685 от 20 августа 1975 г. сообщило, что Госгортехнадзор СССР контролирует выполнение требований безопасности, изложенных в "Правилах устройства и безопасной эксплуатации стационарных компрессорных установок, воздухопроводов и газопроводов на объектах, подконтрольных Госгортехнадзору СССР", и не контролирует компрессорные установки на предприятиях Минэнерго СССР.

Отдел охраны труда ВЦСПС письмом № 12-4/19421 от 19 августа 1975 г. дал согласие на устройство автоматизированных компрессорных установок производительностью до 5 м/мин по типовым проектам, утвержденным Минэнерго СССР, в которых имеются отступления от требований вышеупомянутых Правил по пп. 2.13, 2.20, 2.27, 2.52, 2.55 и 4.6.

Одновременно отдел считает необходимым, чтобы в инструкциях по эксплуатации автоматизированных компрессорных установок, выполненных с отступлениями от указанных пунктов Правил, были предусмотрены конкретные меры по обеспечению безопасности обслуживающего персонала.



8.6. О коммутационном ресурсе выключателей ВМП-10
[ЭЦ № Э-1/79]


Выключатели ВМП-10 с трехщелевой дугогасительной камерой способны без ревизии и смены масла выполнять следующее количество отключений тока короткого замыкания: 31,5 кА - 4; 20 кА - 7; 12 кА - 25 и 6 кА - 40 раз.

Рекомендуется руководствоваться указанными данными при решении вопроса о необходимости проведения ремонта выключателей ВМП-10.



8.7. Об испытании выключателей высокого напряжения
с пружинными приводами ПП-67 (ПП-67К) на включающую
способность


В целях предупреждения повреждений выключателей с пружинными приводами ПП-67 (ПП-67К) из-за недостаточной включающей способности предлагается:

1. Производить испытания выключателей с пружинными приводами ПП-67 (ПП-67К) на включающую способность перед вводом их в эксплуатацию и при ремонтах следующим образом: изменением значения предварительного натяжения включающих пружин привода определять наименьшее натяжение, при котором регулируемый выключатель с залитым в баки маслом включается вхолостую с посадкой привода на защелку; затем увеличением предварительного натяжения включающих пружин привода устанавливать рабочее натяжение, с которым выключатель вводится в эксплуатацию.

Рабочее натяжение включающих пружин привода должно быть больше наименьшего для выключателей С-35-630-10 и С-35М-630-10 не менее чем на 20 мм, а для выключателей других серий (ВМП-10, ВМГ-133, ВМГ-10, ВТ-35) - не менее чем на 25 мм, но не больше максимального допустимого значения для приводов каждого типа.

В случае невыполнения указанных условий удовлетворительные результаты измерения скорости движения подвижных контактов в соответствии с требованиями действующих инструкций не могут служить основанием для положительного заключения о включающей способности выключателя.

Значения наименьших и рабочих натяжений включающих пружин привода следует указывать в ремонтной документации и сравнивать полученные результаты с предшествующими.

2. Заменять включающие пружины привода пружинами с большим включающим усилием при невозможности выполнения условий п.1 и если другими средствами, например устранением возможного затирания отдельных деталей, не удается добиться надежной работы выключателя.



8.8. О предупреждении отказов масляных выключателей ВМГ-10


Для предупреждения отказов выключателей ВМГ-10 предлагается:

1. У выключателей ВМГ-10-630-20 и ВМГ-10-1000-20, изготовленных Благовещенским электроаппаратным заводом, до заводского номера 8001, провести следующие мероприятия:

а) в дугогасительной камере (рис. 8.27) из-под средней перегородки 1 убрать одну пластину 4 верхней дутьевой щели и на ее место установить две новые детали - картонную манжету 2 толщиной 2 мм и картонную перегородку 3 толщиной 1 мм; эти детали должны быть выполнены в соответствии с рис. 8.28 и 8.29;

б) проверить соответствие фибрового кольца 6 (см. рис. 8.27) чертежу (рис. 8.30); обнаруженные в камерах тонкие плоские шайбы, установленные вместо фибровых колец, заменить;

в) проверить целостность резьбы изоляционных шпилек камеры; дефектные шпильки заменить;

г) перед сборкой цилиндров выключателя проверить правильность установки изоляционного цилиндра 5 (рис. 8.27), для этого насадить изоляционный цилиндр на камеру до упора в ее верхнюю проточку и проверить наличие зазора Г между средней пластиной камеры и торцом тонкой части изоляционного цилиндра; этот зазор должен быть в пределах 1-4 мм;

д) при сборке полюсов выключателя камеры, переделанные по изложенным рекомендациям, вводить в полюс через нижний разъем цилиндра; для облегчения установки камеры выступающую часть картонной манжеты (рис. 8.28) предварительно смазать тонким слоем смазки;

е) при ревизии цилиндров выключателя проверить состояние резиновых уплотнений верхних и нижних фланцев выключателя и манжет проходных изоляторов; в случае обнаружения деформированных деталей (выполненных из немаслостойкой резины) заменить их.

Манжеты проходного изолятора должны предотвратить вертикальные перемещения изоляционной трубки. При необходимости допускается под нижнюю манжету изолятора устанавливать резиновые шайбы (рис. 8.31);

ж) проверить соответствие маслоспускного болта чертежу (рис. 8.32); дефектные болты заменить;

з) заменить маслоуказатели, изготовленные из полистирола и имеющие недостаточную механическую прочность, новыми (рис. 8.33).





Рис. 8.27. Дугогасительная камера.

Размеры щелей: А = 21 мм; Б = 15мм; В = 9 мм





Рис. 8.28. Манжета.

Материал - картон Б2 (ГОСТ 4194-78 Е).

На этом и других рисунках § 8.8 размеры со звездочкой даны для справок





Рис. 8.29. Перегородка.

Материал - картон Б1 (ГОСТ 4194-78 Е). Перед изготовлением материал
выдержать в цехе не менее 24 ч





Рис. 8.30. Кольцо фибровое.

Материал - фибра ФО-10 (ГОСТ 14613-69)





Рис. 8.31. Шайба.

Материал - резина, пластина МТ (ГОСТ 12855-77), S = 4 или 6 мм





Рис. 8.32. Болт маслоспускной.

Покрытие - Ц. 6хр.3. Шестигр.





Рис. 8.33. Маслоуказатель


Маслоуказатель состоит из болта-пробки 1, изготовленного из прозрачного оргстекла, на котором с помощью винта 3 М6х16-001 и дистанционной втулки 4 крепится диск-отражатель 2, обеспечивающий хорошую видимость масла. Собранный маслоуказатель ввертывается в резьбовое отверстие в кожухе цилиндра. Между маслоуказателем и цилиндром устанавливается уплотнительное кольцо 5. Детали маслоуказателя показаны на рис. 8.34-8.37;

е) при ревизии выключателя обращать внимание на состояние алюминиевых колец, крепящих пружины ламелей розеточных контактов. Кольца с трещинами или следами прожогов заменить.

Выключатели ВМГ-10-630-20 и ВМГ-10-1000-20 с изменениями, выполненными в соответствии с п. 1а-е, допускают три отключения тока КЗ, имеющего значение, близкое к номинальному току отключения, или один цикл О--В-О при номинальном токе отключения, после чего требуется проверить уровень масла в выключателе, при необходимости долить его.





Рис. 8.34. Болт-пробка.

Материал - оргстекло. Покрытие - эмаль красная ПФ-115Пм
(только поверхность А)





Рис. 8.35. Диск-отражатель.

Материал - лист АМ-2 (ГОСТ 23631-79). Допускается изготовление
из стали декапированной с покрытием МН





Рис. 8.36. Втулка дистанционная.

Покрытие - Ц9. хр.





Рис. 8.37. Кольцо резиновое У-ОХ-42-2 (ГОСТ 9833-73)


Капитальный ремонт выключателей ВМГ-10 производится в соответствии с указаниями инструкции по эксплуатации выключателей серии ВМГ-10 (8СЯ.140.004).

Все детали, необходимые для замены, высылаются Благовещенским электроаппаратным заводом (675050, г. Благовещенск Амурской обл., ул. Ленина, д. 130).

2. Во избежание попадания нижней резиновой манжеты в межконтактный промежуток проводить во время капитальных ремонтов ревизию узла крепления бакелитовой трубки и при обнаружении спадания резиновой манжеты или ее деформации принимать меры для ее укрепления. Один из возможных способов реконструкции узла крепления манжеты приведен ниже:

а) снять с полюса выключателя проходной изолятор (рис. 8.38) и разобрать его. Для этого следует: открепить и снять токоведущую скобу 9; вынуть кольцо 8, дистанционную шайбу 6, кожаную манжету 7 и втулку 5; извлечь из фарфорового изолятора 1 бакелитовую трубку 11 с верхней резиновой манжетой 4; снять резиновую манжету 2 с бакелитовой трубки;





Рис. 8.38. Проходной изолятор полюса выключателя ВМГ-10 до реконструкции:

1 - фарфоровый изолятор; 2, 4 - резиновые манжеты; 3 - резиновая шайба;
5 - втулка; 6 - дистанционная шайба; 7 - кожаная манжета; 8 - кольцо;
9 - токоведущая скоба; 10 - колпачок; 11 - бакелитовая трубка; 12 - крышка


б) увеличить проточки в бакелитовой трубке 11 до размеров, указанных на рис. 8.39, и проверить соответствие чертежу всех остальных размеров втулки;

в) довести размеры втулки 7 до указанных на рис. 8.39 или изготовить ее заново;





Рис. 8.39. Проходной изолятор полюса выключателя ВМГ-10 после реконструкции:

1 - фарфоровый изолятор; 2 - пружинное кольцо; 3 - полукольцо; 4, 5, 9 - шайбы;
6 - бакелитовая трубка; 7 - втулка; 8 - кожаная манжета; 10 - кольцо, 11 - токоведущая скоба;
12 - колпачок; 13 - крышка

г) собрать проходной изолятор, для чего следует: вставить в проточку (без фаски) бакелитовой трубки два полукольца 3, стянуть их пружинным кольцом 2; надеть на бакелитовую трубку под полукольца резиновую шайбу 5; вставить бакелитовую трубку в фарфоровый изолятор 1; надеть на трубку резиновые шайбы 4; вставить в нижнюю проточку бакелитовой трубки два полукольца 3 (при этом бакелитовая трубка не должна перемещаться в осевом направлении, что достигается дополнительной установкой шайб 4); стянуть нижние полукольца пружинным кольцом 2; установить втулку 7, кожаную манжету 8, картонную шайбу 9 и кольцо 10; в случае необходимости зазор между кожаной манжетой и кольцом 10 устранить путем установки шайбы 9; установить токоведущую скобу 11 и прикрепить ее болтами M10;

е) собранный проходной изолятор установить на цилиндр полюса согласно требованиям заводской инструкции по эксплуатации выключателей серии ВМГ-10 (8СЯ.140.004).

Перед реконструкцией узла крепления бакелитовой трубки необходимые детали (текстолитовые трубки, полукольца, пружинные кольца и резиновые шайбы) изготавливаются на месте или заказываются на заводе-изготовителе. Необходимое количество деталей крепления бакелитовой трубки проходного изолятора, материал и номер заводского чертежа приведены в табл. 8.2.


Таблица 8.2

#G0Номер позиции рис. 8.39

Наименование

Количество на один выключатель, шт.

Марка, ГОСТ

Материал

Номер заводского чертежа


2
Пружинное кольцо
6
Проволока диаметром 2 мм, 1-й класс, ГОСТ 9389-75

Сталь
8СЯ.218.031

3
Полукольцо

12
-
Стеклотекстолит

8СЯ.214.236

4, 5
Шайба
3
МТ толшиной 2 мм, ГОСТ 12855-77

Резина
-


7
Втулка
3
-

Текстолит
8СЯ.212.011




8.9. О предотвращении повреждений выключателей серии ВЭМ-6


В целях предупреждения отказов в работе электромагнитных выключателей серии ВЭМ-6 предлагается провести в плановом порядке модернизацию указанных выключателей, как указано в приложении 8.1, и проверку работы привода выключателя в цикле ВО в соответствии с приложением 8.2.



ПРИЛОЖЕНИЕ 8.1

МОДЕРНИЗАЦИЯ ВЫКЛЮЧАТЕЛЕЙ СЕРИИ ВЭМ-6


1. На подвижном дугогасительном контакте 3 (рис. 8.40) устанавливают дополнительную металлокерамическую пластину 1, снижающую количество паров металла, вредных для работы выключателя, и ускоряющую переброс дуги с подвижного контакта на передний рог дугогасительной камеры, что улучшает условия отключения тока КЗ.

Пластину припаивают к контакту или укрепляют на нем с помощью двух винтов впотай, как указано на рис. 8.40.

При установке пластины необходимо обращать внимание на то, чтобы ее верхняя грань вплотную прилегала к пластине 2 (с зазором не более 0,3 мм). В случае крепления пластины с помощью пайки зазор пропаивать не следует для предупреждения выхода припоя наружу в зону действия электрической дуги.

2. Изготавливают в соответствии с рис. 8.41 защитный экран, который устанавливают на основание неподвижного контакта, как показано на рис. 8.42, и крепят двумя винтами 2. После закрепления экрана в отверстия над винтами вставляют колпачки из изоляционного материала, например пенопласта.

Указанный экран почти полностью перекрывает путь ионизированным газам в зону главных контактов и предупреждает пробой воздушного промежутка между ними при отключении тока КЗ.

Для предупреждения пробоя между основанием неподвижного контакта и подвижным контактом из-за прорыва части ионизированных газов через щель верхней пластины основание экрана выполняют из изоляционного материала. Верхние и нижние пластины экрана рекомендуется изготовлять из изоляционного и дугостойкого материала - дифлона или электрической фибры толщиной 3-5 мм.

При наличии более тонкой фибры (1,5-3 мм) экран следует выполнять в соответствии с рис. 8.43 и устанавливать, как показано на рис. 8.44. Экран крепят двумя винтами 1.

Боковые пластины 3 (рис. 8.43) устанавливают для придания экрану необходимой жесткости. В случае соединения верхней пластины 2 с боковыми с помощью эпоксидного клея толщина боковых пластин может быть уменьшена до 4-5 мм.

3. Изготавливают в соответствии с рис. 8.45 защитный кожух, который устанавливают на корпус 3 (рис. 8.42) неподвижного дугогасительного контакта 1 под фторопластовую пластину 5. Кожух крепят двумя имеющимися винтами, которыми фторопластовая пластина крепится к корпусу.

При изготовлении кожуха изгибать фибру следует в мокром состоянии на деревянном бруске (шаблоне), выполненном по форме кожуха. Сушить кожух необходимо вместе с шаблоном, к которому он крепится бечевкой.

Защитный кожух предотвращает перемещение промежуточной электрической дуги в сторону проходного изолятора и улучшает работу дугогасительного устройства.

Модернизированный выключатель соответствует требованиям ГОСТ 687-78Е и надежно отключает ток КЗ до 40 кА.

С учетом влияния скорости отключения на работу выключателя рекомендуется при его модернизации скорость отключения в момент размыкания дугогасительных контактов устанавливать по возможности не ниже среднего допустимого значения, указанного заводом.





Рис. 8.40. Схема установки дополнительной металлокерамической пластины:

1 - металлокерамическая пластина КМКБ-21 (ГОСТ 13333-75);
2 - металлокерамическая пластина (существующая); 3 - подвижный дугогасительный контакт; 4 - винты М5





Рис. 8.41. Защитный экран:

а - основание (материал - гетинакс); б - верхняя пластина
(материал - электротехническая фибра); в - нижняя пластина
(материал - электротехническая фибра)





Рис. 8.42. Контактный узел:

1 - основание неподвижного контакта, 2 - винт; 3 - корпус; 4 - кожух;
5 - фторопластовая пластина; 6 - металлокерамическая пластина;
7 - подвижный дугогасительный экран; 8 - защитный экран





Рис. 8.43. Защитный экран:

а - общий вид: 1 - основание (материал - гетинакс); 2 - верхняя пластина
(материал - электротехническая фибра); 3 - боковая пластина (материал - гетинакс);
4 - нижняя пластина (материал - электротехническая фибра);
б, в, г, д - соответственно позиции 1, 2, 3, 4





Рис. 8.44. Схема установки защитного экрана:

1 - винты; 2 - основание неподвижного контакта; 3 - металлокерамическая пластина;
4 - подвижный контакт; 5 - защитный экран





Рис. 8.45. Кожух.

Материал - электротехническая фибра,
= 1-2 мм; = 5 мм; =- 1 мм


В случае недостатка материалов, необходимых для модернизации выключателей в полном объеме, следует в первую очередь установить защитный экран в соответствии с п. 2.



ПРИЛОЖЕНИЕ 8.2

ПРОВЕРКА РАБОТЫ ПРИВОДА ПЭ-22


Проверку работы привода ПЭ-22 и устранения возможного затирания его механизма свободного расцепления необходимо выполнить следующим образом:

1. Поднять рычагом ручного включения сердечник катушки включения вверх до упора и из этого положения отключить выключатель, измеряя скорость отключения вибрографом.

2. При снижении скорости размыкания контактов тщательно осмотреть детали привода в целях обнаружения мест затирания механизма свободного расцепления. Затирание может происходить между рычагом 5 (рис. 8.46) и осями 1, пластиной 3 или бобышкой 4.

3. При затирании между рычагом 5 и осями 1 необходимо на них снять фаску 2х45°, как показано на рис. 8.47, и установить дополнительную шайбу 6 (рис. 8.46), исключив продольное перемещение осей.





Рис. 8.46. Механизм электромагнитного привода ПЭ-22





Рис. 8.47. Ось.

На этом и других рисунках § 8.9 размеры со звездочкой даны для справок





Рис. 8.48. Вставка.

На этом и других рисунках § 8.9 размеры со звездочкой даны для справок


При необходимости у вставок 2 обработать боковую поверхность с доведением размера А до 13,5 мм, как показано на рис. 8.48.

4. При затирании между рычагом 5 (рис. 8.46) и пластиной 3 снять на пластине две фаски 10х45°, как показано на рис. 8.49.

5. При затираниии между рычагом 5 (рис. 8.46) и бобышкой 4 снять на бобышке фаску 4х8 мм, как показано на рис. 8.50. При необходимости на рычаге 5 (см. рис. 8.46) снять фаску 5х10 мм, как показано на рис. 8.51.





Рис. 8.49. Пластина





Рис. 8.50. Бобышка





Рис. 8.51. Рычаг



8.10. О модернизации пневматической схемы управления воздушных
выключателей ВВН-110-6, ВВН-154-8, ВВН-220-10 и ВВН-220-15


Предприятием Уралтехэнерго модернизирована и проверена в условиях эксплуатации пневматическая схема управления воздушных выключателей 110-220 кВ серии ВВН с воздухонаполненными отделителями. Указанная схема позволяет стабилизировать сброс давления и практически исключить неполнофазные отключения воздушных выключателей.

До начала централизованного выпуска необходимых для модернизации деталей при наличии производственных возможностей рекомендуется изготовить эти детали в энергосистемах и провести модернизацию пневматической схемы управления воздушных выключателей 110-220 кВ серии ВВН с воздухонаполненными отделителями.

Описание и порядок модернизации приведены в приложении 8.3.



ПРИЛОЖЕНИЕ 8.3

МОДЕРНИЗАЦИЯ ПНЕВМАТИЧЕСКОГО ПРИВОДА ВОЗДУШНЫХ
ВЫКЛЮЧАТЕЛЕЙ ВВН-110-6, ВВН-154-8, ВВН-220-10, ВВН-220-15


Модернизацию пневматического привода на базе заводского пневматического блока отключения и дутьевого клапана камеры выполнять следующим образом:

1. Изготовить новые детали: крышку 4, гильзу 5, прокладку 6, заглушки 12, 17-19, 21, втулку 9 (рис. 8.52), разгрузочный клапан 7, шток 6, гайку 3 (рис. 8.53), обратный клапан (рис. 8.54), штуцера (рис. 8.55), накидные гайки (рис. 8.56), прокладки (рис. 8.57), шайбу 2 и уплотнение 3 (рис. 8.58).

2. Разобрать заводской блок клапанов отключения.





Рис. 8.52. Блок клапанов отключения:

а - общий вид; б - крышка;

3. Удалить из блока узел золотника отсечки.

4. Дополнительно обработать крышку 10, корпус 7 (рис 8.52) клапан отключения 4 (рис. 8.53), поршень 1.

5. Поставить заглушки 17, 21 (рис. 8.52) в корпусе блока клапанов отключения. Заглушки 18, 19 установить на пакле с суриком. Проверить герметичность заглушки 18, для чего в корпусе 7 собрать клапан отключения 8 с крышкой 4 заводского исполнения. После этого блок клапанов установить в шкафу управления или на специальном стенде и испытать давлением.

При герметичной установке заглушки 18 утечки сжатого воздуха через полость пускового клапана 13 не должно быть.





Рис. 8.52. Блок клапанов отключения:

в - гильза; г - прокладка; д - корпус блока клапанов отключения;





Рис. 8.52. Блок клапанов отключения:

е - втулка; ж - крышка блоков клапанов отключения; з, и - заглушки


#G0Позиция

Наименование
Материал
Количество
Примечание

1

Болт М12, = 95 мм

-

3
ГОСТ 3033-79

2
Пружинная шайба, d = 12 мм

-
3
ГОСТ 6402-70

3
Прокладка
Паронит

1
-

4

Крышка

Ст3

1

Расположение отверстий по варианту I или II определяется по блоку клапана отключения


5

Гильза

Латунь Л63

1

-

6
Прокладка

Паронит
1
-

7
Корпус блока клапанов отключения
-
1
Заводскую деталь обрабатывать до указанных размеров


8
Клапан отключения
-
1
Сборочный чертеж


9
Втулка

Латунь Л63
1
-

10
Крышка блока клапанов отключения
-
1
Заводскую деталь обрабатывать до указанных размеров


11
Прокладка
Резина ИРП-1232

1

-

12
Заглушка

Ст3
2
Воронить

13
Пусковой клапан

-
1
-

14
Штуцер
Ст3
1
Воронить или цинковать Цц8


15
Накидная гайка
Ст3
1

То же

16

Соединительная трубка
Медь
1
Диаметр 15х12 мм (ГОСТ 11383-75)


17
Заглушка
Латунь Л63
1

-

18
"

Латунь Л63
1
-

19
"
Ст3
1

Воронить


20
Обратный клапан

-
1
Сборочный чертеж

21
Заглушка
Латунь Л63
1

-



Примечание. Отверстие в корпусе блока клапанов отключения, соединяющее полость пускового клапана 13 с крышкой 4, пройти сверлом после установки заглушки 18.

6. Собрать блок клапанов отключения согласно рис. 8.52. Проверить легкость и длину хода (10 + 0,5 мм) клапана отключения. При полностью открытом клапане отключения должны быть перекрыты окна втулки 9 (рис. 8.52) разгрузочным клапаном 7 (рис. 8.53). При закрытом клапане отключения разгрузочный клапан должен перекрывать окна втулки на 1 мм.

Ход клапана отключения регулируется ввертыванием штока 6 в поршень 1 клапана отключения, при этом гайка 3 подрезается по месту.

Перекрытие окон втулки 9 (рис. 8.52) разгрузочным клапаном 7 (рис. 8.53) регулируется установкой шайб между этим клапаном и штоком 6.

7. Соединить трубкой 16 (рис. 8.52) полость за пусковым клапаном 13 с полостью стопорного изолятора гасительной камеры. Для этого в корпусе дутьевого клапана камеры просверлить отверстие под резьбу М18 и ввернуть штуцер 4 (рис. 8.59) на пакле с суриком. В боковой стенке шкафа управления 4 (см. рис. 8.58) просверлить отверстие для прохода соединительной трубки. Минимально допустимый внутренний диаметр соединительной трубки 12 мм.





Рис. 8.53. Клапан отключения:

а - общий вид; б - поршень; в - гайка; г - клапан отключения; д - седло клапана отключения;
е - шток; ж - разгрузочный клапан


#G0Позиция
Наименование

Материал
Количество

1
Поршень
-
1


2
Пружинная шайба 12 (ГОСТ 6402-70)

-
1


3
Гайка
Латунь Л63
1


4
Клапан отключения*
Сталь 2Х13
1


5
Седло клапана отключения
Резина ИРП-1232
1


6
Шток
Сталь 2Х13
1


7
Разгрузочный клапан
Сталь 2Х13
1


8
Пружинная шайба 10 (ГОСТ 6402-70)

-
1


9
Гайка M10 (ГОСТ 5915-70)
-
1



----------------
* При использовании клапана отключения заводского изготовления в нем нарезается резьба M12 кл. 3





Рис. 8.54. Обратный клапан:

а - общий вид; б - пружина; в - крышка; г - корпус; д - клапан


#G0Позиция
Наименование

Материал
Количество

1
Пружина

Проволока пружинная I - I
1

2
Крышка

Латунь Л63
1

3
Прокладка

Паронит
1

4
Корпус

Латунь Л63
1

5
Клапан

Сталь 2Х13
1







Рис. 8.55. Штуцер:


#G0Рису- нок
Позиция
Размер, мм
Количество













8.52

14
10
М16х1,5
М22х1,5
20
25
60
22
7
1

8.59

4
8
М18
М22х1,5
20
25
60
22
7
1

8.60

3
6
М14х1,5
М14х1,5
12
20
42
17
3
1






Рис. 8.56. Накидная гайка:


#G0Рису- нок
Позиция
Размер, мм
Количество













8.52

15
26
М22х1,5
16
20
12
19
27
32
1

8.59
3
-

-
-
-
-
-

-

-

1

8.60

2
15
М14х1,5
10
12
10
16,5
22
17
1







Рис. 8.57. Прокладка:


#G0Рисунок
Позиция
Размер, мм
Материал
Количество









8.52
3
30
14
1
Паронит (ГОСТ 481-80)

1

8.52
11
60
35
2
Резина ИРП-1232

1

8.54
3
46
36
1
Паронит (ГОСТ 481-80)

1







Рис. 8.58. Уплотнение импульсной трубы в шкафу управления:

а - общий вид; б - шайба; в - уплотнения; г - стенка шкафа управления


#G0Позиция

Наименование
Материал
Количество

1
Винт 6Х18 (ГОСТ 17473-80)
-

4

2

Шайба
Ст3
1

3
Уплотнение

Резина ИРП-1231
1

4

Стенка шкафа управления
-

-

5

Шайба (ГОСТ 6402-70)
-
8

6
Гайка М6 (ГОСТ 5915-70)

-
4



8. Соединить обратный клапан трубкой 1 (рис. 8.60) с блоком клапанов включения. Для этого корпус блока клапанов включения обработать, как указано на рис. 8.60, и ввернуть штуцер 3 на пакле с суриком. Внутренний диаметр соединительной трубки 6-8 мм.

9. Произвести дополнительную обработку деталей дутьевого клапана камеры - гильзы 1 (рис. 8.59) и поршня 2. На крышке поршня дутьевого клапана заглушить болтом разгрузочное отверстие диаметром 12 мм.

10. Сброс сжатого воздуха при отключении выключателя регулировать изменением внутреннего диаметра штуцера 4 (рис. 8.59), расположенного на корпусе дутьевого клапана камеры. При уменьшении внутреннего диаметра штуцера сброс увеличивается.





Рис. 8.59. Дутьевой клапан камеры:

а - общий вид; б - гильза; в - поршень

#G0Позиция

Наименование
Материал
Количество

1
Гильза

-
1

2

Поршень
-
1

3
Накидная гайка

Ст3
1

4

Штуцер
Ст3
1

5

Стенка дутьевого клапана камеры
-
-






Рис. 8.60. Блок клапанов включения:

а - общий вид; б - корпус блока клапанов включения


#G0Позиция

Наименование
Материал
Количество

1
Соединительная трубка
Медная трубка диаметром 8х1 мм

1

2
Накидная гайка

Ст3
1

3

Штуцер
Ст3
1

4
Корпус блока клапанов включения
-

-




11. Произвести наладку выключателя в соответствии с нормами и требованиями завода-изготовителя и "Нормами испытания электрооборудования" (М.: Атомиздат, 1978). Длительность отключающего импульса должна составлять 0,08-012 с.



8.11. О допустимых скоростях восстановления напряжения для
модернизированных выключателей [ЭЦ № Э-7/78]


В Научно-исследовательском центре по испытанию высоковольтной аппаратуры (НИЦ ВВА) проведены исследования отключающей способности воздушных выключателей ВВН-110-6, ВВН-154-8, ВВН-220-15, ВВН-330-15 и ВВ-330Б, модернизированных путем установки шунтирующих бетэловых резисторов.

Испытаниями установлено, что наиболее тяжелый режим работы выключателя - режим отключения тока неудаленного короткого замыкания (НКЗ), составляющего около 75% номинального тока отключения. Этот режим отключения тока НКЗ является определяющим для оценки отключающей способности воздушных выключателей.

Установлено также, что при уменьшении отключаемого тока ниже номинального тока отключения допустимая скорость восстановления напряжения увеличивается.

На основе результатов испытаний НИЦ ВВА дал оценку допустимой для выключателей серии ВВН на напряжение 110-220 кВ скорости восстановления напряжения в месте их установки (со стороны источника питания) в зависимости от значения тока короткого замыкания. Результаты оценки приведены в табл. 8.3.

Таблица 8.3

#G0Номинальный ток отключения, кА

Допустимая скорость восстановления напряжения, кВ/мкс, при токах КЗ, кА



40
35,5
31,5
25
20
16

40

1,0
1,9
2,7
4,6
8,0
11,7

35,5

-
1,0
1,8
3,7
6,8
10,3

31,5

-
-
1,0
2,8
5,7
8,9

25

-
-
-
1,0
3,5
6,1



Примечание. Для выключателей ВВН-330-15 и ВВ-330Б допустимая скорость восстановления напряжения превышает указанные в табл. 8.3 значения на 0,2 кВ/мкс.

При решении вопросов, связанных с эксплуатацией указанных выше выключателей, предлагается руководствоваться указанными в табл. 8.3 значениями допустимых скоростей восстановления напряжения в местах установки модернизированных (с применением шунтирующих бетэловых резисторов) воздушных выключателей серии ВВН и ВВ-330Б.



8.12. О применении выключателей ММО-110-1250-20У1


Маломасляные выключатели ММО-110 производства НРБ поставляются по заказу с маслом ТКп (ТУ 38.102890-80) для работы при температуре окружающего воздуха до минус 30° С или с маслом ЛТ-АТМ-65 для работы при температуре до минус 45° С.

Горьковский опытно-промышленный нефтемаслозавод им. 26 Бакинских комиссаров выпускает изоляционное масло для масляных выключателей по ТУ 857-80, которое обеспечивает работу выключателей ММО-110 при температуре до минус 45° С.



8.13. Порядок обслуживания резервуаров выключателей
[ЭЦ № Ц-07-82(Э)]


По согласованию с Управлением по котлонадзору и подъемным сооружениям (Госгортехнадзор СССР, письмо № 15-176/62 от 20 января 1982 г.) техническое освидетельствование резервуаров высоковольтных воздушных выключателей проводится в соответствии с § 36.21 "Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей" (изд. 13-е).



8.14. О допустимых давлениях сжатого воздуха в воздухосборниках


Воздухосборники компрессорного давления, изготовляемые Первомайским заводом химического машиностроения, с 1970 г. выпускаются на рабочее давление 4,3 МПа (43 кгс/см).



8.15. Проверка работоспособности воздушных выключателей
в цикле ВО (включение на КЗ)


При наладках воздушных выключателей проверять их работоспособность в цикле ВО при минимальном и максимальном рабочих давлениях.

Оценку работоспособности выключателей и проверку соответствия временных характеристик паспортным значениям производить только по осциллограммам.



8.16. Масла и консистентные смазки для выключателей


При ревизиях воздушных выключателей в процессе монтажа и капитальных ремонтов в зависимости от климатических условий должны применяться указанные ниже марки масел и консистентных смазок.

1. Для заливки демпферов:

а) тормозная жидкость АМГ-10 (ГОСТ 6794-75) с температурой застывания минус 70 °С;

б) масло ЦИАТИМ-1М (ТУ 327-50) с температурой застывания минус 60 °С;

в) масло МВП (ГОСТ 1805-76) с температурой застывания минус 60 °С;

г) масло МК-8 (ТУ 380-51) с температурой застывания минус 55 °С.

Температура застывания применяемого масла должна быть на 20 °С ниже минимальной температуры окружающего воздуха.

2. Для смазки трущихся поверхностей механизмов, в том числе контактной системы:

а) смазка ЦИАТИМ-221 (ГОСТ 9433-80) с температурой застывания минус 55 °С;

б) смазка ГОИ-54п (ГОСТ 3276-74) с температурой застывания минус 50 °С;

в) смазка ЦИАТИМ-201 (ГОСТ 6267-74) с температурой застывания минус 60 °С.

Применять смазку ЦИАТИМ-201 для деталей из меди, латуни и бронзы не рекомендуется, так как она способствует сильному окислению цветных металлов.

Старая смазка должна быть полностью удалена промывкой деталей бензином, протиркой и сушкой.

Смешивание масел и смазок разных марок не допускается.

Смазки и масла должны храниться в чистой, плотно закрываемой таре, снабженной этикеткой (паспортом), на которой должна быть указана марка масла или смазки.

Запрещается использовать смазку и масло из тары, не имеющей этикетки (паспорта).



8.17. О запрещении демонтажа блок-контактов блокировки от
многократных включений масляных баковых выключателей
35-220 кВ ПО Уралэлектротяжмаш


В целях предотвращения отказов в работе масляных баковых выключателей 35-220 кВ ПО Уралэлектротяжмаш запрещается демонтаж блок-контактов БК-2, установленных на приводах, независимо от того, используются они в схеме управления или нет.



8.18. О применении выпрямительных устройств для выключателей
ВТД-35-630-10, МКП-110М и У-220-10


Для питания приводов масляных выключателей разрешается применение выпрямительных устройств КВУ-66-2 (с трехфазной двухполупериодной схемой выпрямления) и КВУ-66-3 (с трехфазной схемой выпрямления с нулевым проводом). Для выключателей ВТД-35 дополнительно разрешается использовать выпрямительные устройства БПРУ-66 на 220 и 380 В.

Для сохранения коммутационной способности необходимо соблюдение следующих условий:

1. Для выключателей ВТД-35 с приводом ПЭ-11 скорость движения траверс в момент замыкания внутренних контактов дугогасительных камер, измеренная при включении выключателя без токовой нагрузки, должна быть в пределах 2,5-2,6 м/с.

Максимальная скорость движения траверс при включении находится в пределах 2,6-2,7 м/с, что соответствует напряжению на включающем электромагните привода 200-242 В.

В зимний период рекомендуется устанавливать указанное напряжение не ниже 220 В.

2. Для выключателей МКП-110М с приводом ШПЭ-33 скорость движения траверс в момент замыкания внутренних контактов дугогасительных камер, измеренная при включении выключателя без тока, должна быть 1,9-2,5 м/с. При этом максимальная скорость движения траверс при включении находится в диапазоне 3,2-4 м/с, что соответствует напряжению на включающем электромагните привода при включении выключателя 200-242 В.

В зимний период рекомендуется устанавливать указанное напряжение не ниже 220 В.

3. Для выключателей У-220-10 с приводом ШПЭ-44 (ШПЭ-44-1) скорость движения траверс в момент замыкания внутренних контактов дугогасительных камер, измеренная при включении выключателя без токовой нагрузки, должна быть 2,2-3 м/с. При этом максимальная скорость движения траверс при включении находится в диапазоне 4-5,2 м/с, что соответствует напряжению на выводах включающего электромагнита при включении выключателя 220-242 В.

Во избежание повреждения механизмов выключателей и приводов не допускается повышение скорости включения сверх указанных выше предельных значений.



8.19. О повышении надежности масляных выключателей 35 кВ
в условиях гололеда


Испытания, проведенные НИИ ПО Уралэлектротяжмаш, показали, что выключатели ВМ-35, ВТ-35-630-10 и С-35-630-10 с пружинными приводами могут отказать в работе в условиях гололеда из-за увеличения сил трения от выступающих частей стопорных винтов колец ведущего вала (рис. 8.61).





Рис. 8.61. Эскиз установки ведущего вала:

1 - крышка бака; 2 - стопорный винт; 3 - ведущий вал; 4 - подшипник вала


Для предупреждения отказов в работе масляных выключателей ВМ-35, ВТ-35-630-10 и С-35-630-10 с пружинными приводами предлагается:

1. Устанавливать стопорные укороченные винты заподлицо с внешними поверхностями колец ведущих валов. Перед установкой укороченных стопорных винтов на их наружных концах выполнять шлицы под отвертку.

2. Произвести замену или опиловку выступающих частей установленных стопорных винтов на выключателях, находящихся в эксплуатации.

3. Наносить тонкий слой незамерзающей смазки (ЦИАТИМ-203, ГОСТ 8773-73) на всю поверхность ведущего вала при ремонтах выключателя.



8.20. О предотвращении аварий с масляными выключателями
МГ-10 и МГ-20


На электростанциях происходили аварии с масляными выключателями МГ-20. Как правило, аварии возникали на генераторных выключателях при включении их на КЗ или во время синхронизации.

Причинами аварий были ослабленные отключающие пружины и преждевременное размыкание ключом управления или колонкой синхронизации цепи включения выключателя.

В целях предупреждения аварий с масляными выключателями МГ-10 и МГ-20 с приводом ПС-31 предлагается:

1. Для исключения преждевременного размыкания цепи контактора КМВ-521 параллельно основному блок-контакту КСА подключить дополнительный контакт, сместив его относительно основного на 30°.

2. Выполнить ограниченный по времени подхват включающего импульса, обеспечивающий завершение начатой операции включения независимо от положения ключа управления и колонки синхронизации.

Время действия подхвата включающего импульса должно быть примерно в 1,5 раза больше времени включения выключателя.

3. Проверить отключающие пружины выключателей МГ-10 и МГ-20 и в случае несоответствия их параметров указанным в табл. 8.4 заменить пружины новыми, поставляемыми для этих целей ПО "Электроаппарат".

Таблица 8.4

#G0Наименование
Выключатель


МГ-10
МГ-20

Диаметр, мм:









проволоки

10
10,5
11
11

пружины

72,5 ± 1,3
72,5 ± 1,5
70 ± 1,5
70 ± 1,5

Количество рабочих витков

27 ± 1
28 ± 1
32 ± 1
32 ± 1

Длина пружины в свободном состоянии, мм

320
341,5
401
401

Максимально допустимый предварительный прогиб пружины в отключенном положении выключателя, мм

79
79
79
79

Количество отключающих пружин

8
8
6
7



4. Обеспечить соответствие временных и скоростных характеристик выключателей МГ-10, МГ-20 с приводами ПС-31 уточненным нормам, приведенным ниже:

#G0
МГ-10
МГ-20


Скорость движения траверсы при включении, м/с:




в момент замыкания контактов

2,2±0,2
2,0 ± 0,2

максимальная, не более

2,4
2,3

Собственное время включения, с, не более

0,75
0,8


Кроме того, следует измерять минимальное напряжение включения выключателя, при котором он включается вхолостую (без тока), и обеспечивать рабочее напряжение на приводе не менее чем на 15-20% больше минимального. Для этого в случае необходимости питание приводов выключателей осуществлять от большего числа элементов аккумуляторной батареи.



8.21. Ограничение использования выключателей
ВВН-35-1 и ВВН-35-2


Испытания, проведенные ВНИИЭ, НИЦ ВВА и заводом-изготовителем, показали, что воздушные выключатели ВВН-35-1 и ВВН-35-2 не соответствуют требованиям ГОСТ 687-78 Е по коммутационной способности.

При эксплуатации воздушных выключателей ВВН-35-2 необходимо руководствоваться показателями переходных восстанавливающихся напряжений (ПВН) при различных токах КЗ на выводах выключателя (по данным НИЦ ВВА), приведенными в табл. 8.5.

Следует также учитывать, что выключатели ВВН-35-1 и ВВН-35-2 могут отказывать при КЗ на ВЛ, удаленных от подстанции на 0,5-3,5 км.


Таблица 8.5

#G0Отключаемый ток, кА

Параметры ПВН*


, кВ

, мкс

, кВ/мкс

, мкс


31,5

69,4
154
0,45
23,0

20,0

74,4
106
0,70
15,9

10,0

74,4
34
2,2
10,0


----------------
* Обозначение параметров ПВН дано в соответствии с ГОСТ 687-78Е: ( - амплитудное значение переходного восстанавливающего напряжения; - время достижения амплитудного значения ; - скорость восстановления напряжения; - время запаздывания.



8.22. О комплектах деталей для модернизации выключателей
[ЭЦ № Ц-06-82(Э)]


Для повышения коммутационной способности установленных в энергосистемах воздушных и масляных выключателей организации и предприятия Минэнерго СССР [Научно-исследовательский центр по испытанию высоковольтной аппаратуры, опытно-промышленное техническое предприятие (ОПТП) Энерготехпром, предприятие Уралтехэнерго, чебоксарский электромеханический завод запасных частей "Энергозапчасть"], а также Уральский политехнический институт им. С.М. Кирова разработали и внедрили в производство комплекты деталей и шунтирующие бетэловые резисторы для модернизации выключателей.

Перечень комплектов деталей, типов шунтирующих бетэловых резисторов и номинальные токи отключения модернизированных выключателей приведены в табл. 8.6, технические данные шунтирующих бетэловых резисторов для модернизации выключателей серии ВВН - в табл. 8.7, перечень мероприятий по модернизации выключателей - в приложении 8.4.

В комплект деталей, предназначенных для модернизации воздушных выключателей серии ВВН, входят комплекты дугогасительной камеры и отделителя; в комплект деталей, предназначенных для модернизации масляных выключателей, - дугогасительные камеры, дугогасительные решетки, шунтирующие резисторы, контакты.

Таблица 8.6

#G0Выключатель
Номи-
нальное напря-
жение, кВ
Номинальный ток
отключения, кА
Комплект деталей завода "Энергозапчасть"
Шунтирующий бетэловый резистор



до модер-
низации
после модер-
низации




ВВН-110-6
110
18
25,0
М-1-2/1-ВВН-110-25*

-




31,5
М-1-2/1-ВВН-110-31,5
РБШН-6-31,5, РШ-2-ВВН-110-31,5


ВВН-110-6
110
18
35,5
М-1-2/1-ВВН-110-25
РШ-2-ВВН-110-35,5


(ВВШ-110)


25




ВВН-154-8

150
18
31,5
М-1-2/1-ВВН-154-31,5
РБШН-8-31,5






РШ-2-ВВН-154-31,5





35,5
М-1-2/1-ВВН-154-35,5*

-

ВВН-220-10
220
18
25,0
М-1-ВВН-220-25*

-




26,2
М-1-2/1-ВВН-220-31,5

РБШН-10-26,2




31,5
М-1-2/1-ВВН-220-31,5
РБШН-12-31,5 (I или II)







РШ-2-ВВН-10-31,5 (I или II)





35,5
М-1-2/1-ВВН-220-25

РШ-2-ВВН-220-10-35,5 (I или II)

ВВН-220-15
220
20
31,5
М-2-2/1-ВВН-220-31,5

РБШН-15-31,5 (I или II)






РШ-2-ВВН-220-15-31,5 (I или II)





40,0
М-2-2/1-ВВН-220-40
РБШН-17-40, РШ-2-ВВН-220-15-40 (I или II)


ВВН-330-15
330
20
30,0
М-1-ВВН-330-30

-




31,5
М-1-2/1-ВВН-330-31,5

РБШН-18-31,5




35,5
М-1-2/1-ВВН-330-30

РШ-2-ВВН-330-35,5

ВВ-330
330
20
31,5
M-1-BB-330-31,5

-




31,5
М-2-2/1-ВВ-330-31,5

РБШН-18-31,5




35,5
М-1-2/1-ВВ-330-31,5

РШ-2-ВВН-330-35,5

ВВ-500
500
20
31,5
M-1-BB-500-31,5

-

BM-35, ВМД-35,
ВБ-35, ВБД-35, ВТД-35

35
6,6
12,5
М-1-ВМ-35-12,5
-

МКП-35-1000
35
16
25,0
М-1-МКП-35-25*

-

МКП-35-1500
35
25
25,0
М-1-МКП-35-25*

-

МКП-160

110
13,2
20,0
М-1-МКП-110-20
-

МКП-110
110
18,4
25,0
М-1-МКП-110-25

-




31,5
М-1-МКП-110-31,5

-

МКП-110-5
110
25
35,5
М-1-МКП-110-35,5

-

МКП-220-3,5

220
9
25,0
М-1-МКП-220-25
-

МКП-220-5

220
13,2
25,0
М-1-МКП-220-25
-

МКП-220-7

220
18,4
25,0
М-1-МКП-220-25
-

У-220-10

220
25
35,5
М-2-У-220-35,5
-


---------------
Дополнительно требуется установка резистора ШС-300.

Выпуск начат в 1983 г.

Дополнительно требуется установка двух резисторов ШС-300 на полюс.

Модернизация позволяет увеличить коммутационный ресурс выключателя МКП-35-1500.

Примечания: 1. Цифры I и II - типы исполнения. Исполнение I - резистор рассчитан на работу выключателя в режиме рассогласования фаз, исполнение II - без режима рассогласования фаз.

2. Резисторы типа РБШН состоят из элементов резисторов, изготовленных на основе пекового кокса, а РШ-2 - на основе сажи.

Таблица 8.7

#G0Выключатель
Резистор
Сопротивление при напряжении 220 В и температуре 20° С, Ом

Количество элементов

ВВН-110-6

РБШН-6-31,5
180-310
2



РШ-2-ВВН-110-31,5
180-265
2



РШ-2-ВВН-110-35,5
150-180
2

ВВН-154-8
РБШН-8-31,5

260-420
3



РШ-2-ВВН-154-31,5
270-335
3

ВВН-220-10
РБШН-10-26,2

360-620
4



РБШН-12-31,5-I
360-400
5



РБШН-12-31,5-II
360-400
4



РШ2-ВВН-220-10-31,5-I
270-320
4



РШ2-ВВН-220-10-31,5-II
270-320
3



РШ2-ВВН-220-10-35,5-I
300-430
4



РШ2-ВВН-220-10-35,5-II
300-430
3

ВВН-220-15
РБШН-15-31,5-I

360 - 600
5



РБШН-15-31,5-II
360-600
4



РБШН-17-40
360 - 640
4



РШ2-ВВН-220-15-31,5-I
300-440
4



РШ2-ВВН-220-15-31,5-II
300-440
3



РШ2-ВВН-220-15-40-I
300-510
4



РШ2-ВВН-220-15-40-II
300-510
3

ВВ-330
РШ2-ВВН-330-35,5

450-600
2х3

ВВН-330-15
РБШН-18-31,5

600-720
2х4


Комплекты деталей выпускаются чебоксарским электромеханическим заводом запасных частей "Энергозапчасть" (428015, г. Чебоксары, Складской пр., д. 1), а бетэловые резисторы - ОПТП Энерготехпром (127566, г. Москва, Высоковольтный пр., д. 1). Комплекты деталей и модернизированные выключатели соответствуют требованиям ОСТ 34-70-526-81. В отношении коммутационной способности модернизированные выключатели соответствуют требованиям ГОСТ 687-78 "Выключатели переменного тока на напряжение свыше 1000 В. Общие технические условия".

Комплекты деталей и резисторы успешно выдержали испытания, прошли опытную эксплуатацию и в настоящее время выпускаются серийно.

Инструкции по модернизации и другая техническая документация прилагаются к комплектам деталей и шунтирующих резисторов. Запросы направлять предприятиям-иэготовителям.

Модернизацию выключателей рекомендуется проводить в тех случаях, когда токи КЗ превышают номинальные токи отключения выключателей.



ПРИЛОЖЕНИЕ 8.4

ПЕРЕЧЕНЬ МЕРОПРИЯТИЙ ПО МОДЕРНИЗАЦИИ ВЫКЛЮЧАТЕЛЕЙ


1. ВОЗДУШНЫЕ ВЫКЛЮЧАТЕЛИ СЕРИИ ВВН


1.1. Выключатели ВВН-110-6 (ВВШ-110). Повышение номинального тока отключения выключателя ВВН-110 достигается путем выполнения следующих мероприятий:

до 25 кА - установкой контактов по типу выключателя ВВШ-110 в дугогасительной камере, подпружиненных неподвижных контактов в отделителе и шунтирующих резисторов ШС-300 (резисторы ШС-300 в комплект поставки не входят);

до 31,5 кА - установкой подпружиненных неподвижных контактов в отделителе и шунтирующих бетэловых резисторов;

до 35,5 кА - установкой контактов по типу выключателя ВВШ-110, подпружиненных неподвижных контактов в отделителе и шунтирующих бетэловых резисторов.

Повышение номинального тока отключения выключателя ВВШ-110 до 35,5 кА достигается заменой шунтирующего резистора ШС-300 бетэловым.

Шунтирующие резисторы устанавливаются на существующей шинной перемычке.

1.2. Выключатель ВВН-154-8. Повышение номинального тока отключения достигается путем выполнения следующих мероприятий:

до 31,5 кА - изъятием конусных диафрагм из неподвижных контактов дугогасительной камеры, установкой подпружиненных неподвижных контактов отделителя и шунтирующих бетэловых резисторов;

до 35,5 кА - установкой контактов по типу выключателя ВВШ-110 в дугогасительной камере, подпружиненных неподвижных контактов в отделителе и шунтирующих бетэловых резисторов.

Шунтирующий бетэловый резистор устанавливают на металлическую раму, размещаемую рядом с шинной перемычкой. Раму изготовляют эксплуатирующие или ремонтные предприятия по чертежам ОПТП Энерготехпром, которые имеются в инструкции по модернизации.

1.3. Выключатели ВВН-220-10. Повышение номинального тока отключения достигается путем выполнения следующих мероприятий:

до 25 кА - установкой контактов по типу выключателя ВВШ-110 в дугогасительной камере, подпружиненных неподвижных контактов в отделителе и шунтирующих резисторов ШС-300 по два на каждом полюсе;

до 26,2 и 31,5 кА - изъятием конусных диафрагм из неподвижных контактов в дугогасительной камере, установкой подпружиненных неподвижных контактов в отделителе и шунтирующих бетэловых резисторов;

до 35,5 кА - установкой контактов по типу выключателя ВВШ-110 в дугогасительной камере, подпружиненных неподвижных контактов в отделителе и шунтирующих бетэловы[ резисторов.

Резисторы ШС-300 устанавливают вместо активных делителей напряжения (в комплект поставки не входят).

Шунтирующие резисторы можно устанавливать на шинной перемычке, усиленной дополнительной изоляционной опорной колонкой, или на металлической раме, размещаемой рядом с шинной перемычкой. Изоляторы и детали дополнительной изоляционной колонки поставляет ОПТП Энерготехпром. Раму изготовляют эксплуатирующие или ремонтные предприятия по чертежам ОПТП Энерготехпром. При установке резистора на усиленной шинной перемычке активный делитель напряжения демонтируют. При установке резистора на металлической раме активный делитель напряжения может быть сохранен. В случае сохранения этого делителя выключатель обеспечивает в режиме рассогласования фаз отключение токов до 9 кА в соответствии с ГОСТ 687-78. При необходимости активного делителя напряжения ток отключения в режиме рассогласования фаз не должен превышать 3 кА.

1.4. Выключатели ВВН-220-15. Повышение номинального тока отключения достигается путем выполнения следующих мероприятий:

до 31,5 кА - установкой шунтирующих бетэловых резисторов;

до 40 кА - установкой контактов по типу выключателя ВВШ-110 и заменой пружин подвижного контакта в дугогасительной камере более слабыми (применяемыми в других выключателях серии ВВН), установкой шунтирующего бетэлового резистора.

Шунтирующие бетэловые резисторы можно устанавливать на специальной изоляционной колонке, которая крепится к баку резервуара и располагается рядом с опорной колонкой дугогасительной камеры, или на металлической раме, размещаемой рядом с шинной перемычкой. Изоляторы и детали опорных колонок поставляет ОПТП Энерготехпром. Раму изготовляют эксплуатационные или ремонтные предприятия по чертежам ОПТП Энерготехпром. Активный делитель напряжения сохраняется.

1.5. Выключатели ВВН-330-15. Повышение номинального тока отключения достигается путем выполнения следующих мероприятий:

до 30 кА - установкой контактов по типу выключателя ВВШ-110 в дугогасительной камере и подпружиненных неподвижных контактов в отделителе;

до 31,5 кА - изъятием конусных диафрагм из неподвижных контактов в дугогасительной камере, установкой подпружиненных неподвижных контактов в отделителе и шунтирующих бетэловых резисторов;

до 35,5 кА - установкой контактов по типу выключателя ВВШ-110 в дугогасительной камере, подпружиненных неподвижных контактов в отделителе, шунтирующих бетэловых резисторов.

Шунтирующие бетэловые резисторы устанавливают на опорных изоляционных колонках, размещаемых рядом с дугогасительными камерами каждого полуполюса. Изоляторы и детали изоляционной колонки поставляет ОПТП Энерготехпром. Рекомендуется сохранять активный делитель напряжения по разрывам дугогасительной камеры, что обеспечивает отключение тока в режиме противофазы до 9 кА в соответствии с ГОСТ 687-78.

На выключателях старых выпусков, на которых для сохранения активного делителя напряжения требуется существенное изменение узла крепления резистора, что трудно осуществить силами энергосистем, разрешается демонтаж активного делителя напряжения; при этом допустимый ток отключения в режиме противофазы составляет не более 5 кА.

1.6. Выключатели ВВ-330. Повышение номинального тока отключения достигается путем выполнения следующих мероприятий:

до 31,5 кА - вариант 1 - установкой контактов с горловинами сопл диаметром 37,5 и 45 мм в дугогасительной камере, подпружиненных неподвижных контактов в отделителе; вариант 2 - изъятием конусных диафрагм из неподвижных контактов в дугогасительной камере, установкой подпружиненных неподвижных контактов в отделителе и шунтирующих бетэловых резисторов;

до 35,5 кА - установкой контактов с горловинами сопл диаметром 37,5 и 45 мм в дугогасительной камере, подпружиненных неподвижных контактов в отделителе и шунтирующих бетэловых резисторов.

Шунтирующие бетэловые резисторы устанавливают на опорных изоляционных колонках, размещенных на баке, рядом с дугогасительными камерами полуполюсов.

Завод "Энергозапчасть" поставляет комплекты деталей, в которые входят медно-алюминиевые корпуса неподвижных контактов отделителя. При использовании таких корпусов номинальный ток выключателя (допустимый ток длительной нагрузки) составляет 1250 А, что достаточно для большей части распределительных устройств. Комплекты деталей с медными корпусами неподвижных контактов отделителя, при которых номинальный ток выключателя сохраняется равным 2000 А, поставляет завод-изготовитель по заказам, согласованным с Главтехуправлением.

1.7. Выключатель ВВ-500. Для повышения номинального тока отключения до 31,5 кА устанавливают контакты с горловинами сопл диаметром 37,5 и 45 мм в дугогасительной камере и подпружиненные неподвижные контакты в отделителе.

По обычному заказу завод "Энергозапчасть" поставляет комплекты деталей, в которые входят медно-алюминиевые корпуса неподвижных контактов отделителя. При использовании таких корпусов номинальный ток выключателя (допустимый ток длительной нагрузки) составляет 1250 А, что достаточно для большей части распределительных устройств. По специальным заказам, согласованным с Главтехуправлением, могут поставляться комплекты деталей с медными корпусами неподвижных контактов отделителя. При этом номинальный ток выключателя сохраняется равным 2000 А.



2. МАСЛЯНЫЕ ВЫКЛЮЧАТЕЛИ


2.1. Выключатели ВМ-35, ВМД-35, ВБ-35, ВБД-35, ВТД-35. Повышение номинального тока отключения достигается путем установки новых дугогасительных камер с эффективной системой газомасляного дутья, новых контактов с металлокерамическими наконечниками, изменения конструкции внутрибаковой изоляции.

2.2. Выключатель МКП-35-1000. Повышение номинального тока отключения достигается путем замены в дугогасительных камерах дутьевых решеток новыми, обладающими более эффективной системой газомасляного дутья, и подвижных и неподвижных контактов контактами с металлокерамическими наконечниками. Модернизация позволяет также увеличить коммутационный ресурс выключателей: модернизированные выключатели допускают шесть отключений и шесть включений тока 25 кА без ремонта.

2.3. Выключатель МКП-35-1500. Модернизация выключателя заключается в замене в дугогасительных камерах дутьевых решеток новыми, обладающими более эффективной системой газомасляного дутья. Модернизированные выключатели имеют больший коммутационный ресурс: они допускают до 10 отключений и 10 включений тока 25 кА без ремонта.

2.4. Выключатель МКП-160. Повышение номинального тока отключения достигается путем установки новых дугогасительных камер с цилиндрическим бакелитовым экраном, симметрично расположенными дутьевыми щелями, пружинно-поршневыми разгрузочными устройствами, замены подвижных контактов, установки новых шунтирующих резисторов сопротивлением 1500 Ом на полюс.

2.5. Выключатель МКП-110. Повышение номинального тока отключения достигается путем выполнения следующих мероприятий:

до 25 кА - установкой дугогасительных камер с цилиндрическим бакелитовым экраном, симметрично расположенными дутьевыми щелями, пружинно-поршневыми устройствами, заменой подвижных контактов, установкой новых шунтирующих резисторов сопротивлением 1500 Ом на полюс;

до 31,5 кА - установкой двухразрывных дугогасительных камер с дутьевыми решетками и выемными контактными устройствами, новых шунтирующих резисторов сопротивлением 1500 Ом на полюс.

2.6. Выключатель МКП-110-5. Повышение номинального тока отключения достигается путем установки двухразрывных дугогасительных камер с дутьевыми решетками и выемными контактными устройствами, новых шунтирующих резисторов сопротивлением 1500 Ом на полюс.

2.7. Выключатели МКП-220-3,5, МКП-220-5, МКП-220-7. Повышение номинального тока отключения достигается путем установки четырехразрывных дугогасительных камер с дутьевыми решетками и выемными контактными устройствами и новых шунтирующих резисторов сопротивлением 3000 Ом на полюс.

2.8. Выключатели У-220-10. Повышение номинального тока отключения достигается путем установки трехразрывных дугогасительных камер с дутьевыми решетками, выемных контактных устройств и новых шунтирующих резисторов сопротивлением 3000 Ом на полюс.



8.23. О повышении надежности приводов ШПЭ-44 [ЭЦ № Ц-03-82(Э)]


В эксплуатации участились случаи отказов приводов ШПЭ-44, установленных на масляных выключателях У-220-10, МКП-220-10, МКП-110.

Основными причинами отказов приводов ШПЭ-44 являются:

преждевременный износ отключающей собачки;

деформация или разрушение дистанционных втулок;

нарушение положения регулировочных болтов, связанное с их самоjтвинчиванием;

неправильная установка зазоров, которые должны обеспечивать нормальную работу приводов.

Кроме того, отказы приводов были обусловлены разрушениями осей, рычагов, пальцев и плоских пружин.

В целях повышения надежности масляных выключателей 110-220 кВ с приводом ШПЭ-44 предлагается выполнить технические мероприятия, разработанные НИИ ПО Уралэлектротяжмаш, СКТБ ВКТ Мосэнерго и Свердловэнерго (приложение 8.5).



ПРИЛОЖЕНИЕ 8.5

ТЕХНИЧЕСКИЕ МЕРОПРИЯТИЯ ПО ПОВЫШЕНИЮ
НАДЕЖНОСТИ ПРИВОДОВ ШПЭ-44


1. Проверить и при необходимости отрегулировать все подлежащие регулировке зазоры (рис. 8.62, 8.63).






Рис. 8.62. Электромагнитный быстродействующий привод ШПЭ-44:

1, 7 - упорный винт; 2 - защелка; 3, 5 - регулировочный винт; 4 - рычаг;
6 - отключающая собачка (планка); 8 - удерживающая защелка





Рис. 8.63. Электромагнитный быстродействующий привод ШПЭ-44У-1:

1 - сердечник; 2- поддон; 3 - корпус с механизмом; 4 - вспомогательный контакт против "прыгания";
5 - отключающий электромагнит; 6 - предохранительный болт;
7 - отключающая собачка; 8 - механизм свободного расцепления;
9 - удерживающая защелка; 10 - контрполюс; 11 - кольцо магнитопровода;
12 - включающая катушка


2. Проверить наличие вторых контргаек на регулировочных болтах. фиксирующих положение отключающей планки. Если они отсутствуют, установить новые гайки.

3. Проверить наличие дистанционных втулок. Деформированные, имеющие вмятины втулки заменить. Установить втулки внутренним диаметром 20 и внешним диаметром 25 мм. Материал - сталь 45, НВ = 250280.

4. Проверить состояние ролика механизма свободного расцепления. Ролик должен свободно, без заеданий проворачиваться вокруг своей оси, и на его поверхности не должно быть деформаций. Деформированные ролики заменить.

5. Проверить состояние торцевой поверхности отключающей собачки, запирающей ролик механизма свободного расцепления. На этой поверхности не должно быть вмятин и выработки от соприкосновения с роликом.

6. Произвести реконструкцию отключающего механизма, установленного на штифтах. К верхней плите корпуса механизма отключения приварить планку 1 и ввернуть упорный болт 2 (рис. 8.64). Штифты предварительно удалить. Планку и упорный болт изготовить по рис. 8.65 и 8.66.






Рис. 8.64. Механизм свободного расцепления привода ШПЭ-44У-1





Рис. 8.65. Упорная планка.
Материал - сталь Ст3пс (ГОСТ 500-58)





Рис. 8.66. Упорный болт.
Материал - сталь А12 (ГОСТ 1414-75)


7. При износе или повреждении деталей отключающего механизма привода (заводской чертеж № 2С-22286) отключающий механизм заменить.

8. Проверить работу механизма свободного расцепления при медленном подъеме (вручную) сердечника электромагнита отключения. После срабатывания механизма свободного расцепления сердечник электромагнита должен иметь дополнительный ход 1-2 мм (см. рис. 8.62).

9. Для исключения повреждений тяг блок-контактов регулировку тяг производить после предварительной проверки их длины в обоих крайних положениях привода.

10. Для исключения разрегулировки привода при очередных ремонтах подтягивать все болтовые соединения приводов.

Необходимо также проверить наличие смазки на трущихся поверхностях. При отсутствии или высыхании смазки все трущиеся поверхности смазать заново.

11. Проверить минимальное напряжение срабатывания выключателя, которое должно быть не выше значений, указанных в табл. 8.8.


Таблица 8.8

#G0Выключатель
Наименьшее напряжение, В, не более


отключения

включения

МКП-110

60/120
75/150

МКП-220

67,5/135
77,5/155

У-220
65/130
77,5/155


Примечания: 1. В числителе значения для = 110 В, в знаменателе - для = 220 В.
2. Значения напряжений указаны для выключателей как с маслом в баках, так и без него.



8.24. О повышении надежности воздушных выключателей
ВВ-500Б и ВВ-330Б [ЭЦ № Ц-09-82(Э)]


Как показал опыт эксплуатации воздушных выключателей ВВ-500Б и ВВ-330Б, применяемые в них клапаны с резиновыми уплотнениями (армированными в канавках тарелок методом вулканизации) недостаточно надежны и долговечны. Недостатком клапанов является воздействие больших удельных нагрузок на уплотнения. Отсутствуют методы контроля качества вулканизации резины.

С целью повышения надежности воздушных выключателей ПО Уралэлектротяжмаш разработана новая конструкция клапанов, позволяющая снизить удельные нагрузки на резиновое уплотнение и обеспечить необходимую герметичность при посадке тарелки на седло клапана.

При ремонтах воздушных выключателей ВВ-500Б и ВВ-330Б предлагается произвести соответствующие изменения конструкции клапанов (приложение 8.6).



ПРИЛОЖЕНИЕ 8.6

МЕРОПРИЯТИЯ ПО ИЗМЕНЕНИЮ КОНСТРУКЦИИ
КЛАПАНОВ УПРАВЛЕНИЯ ВОЗДУШНЫХ ВЫКЛЮЧАТЕЛЕЙ
ВВ-500Б И ВВ-330Б


В соответствии с технической информацией ПО Уралэлектротяжмаш (СЯ. 1771-79ТИ) повышение надежности клапанов (рис. 8.67, а) достигается путем снижения удельных нагрузок на резиновые уплотнения (рис. 8.67, б).

Для внедрения усовершенствованной конструкции клапана необходимо выполнить следующее.

1. Разобрать блоки клапанов включения и отключения, а также выпускной клапан дутьевого клапана камеры.

2. Дополнительно обработать корпуса (рис. 8.68, а) выпускного клапана дутьевого клапана камеры и блока клапанов включения и отключения, как указано на рис. 8.68, б.

3. Изготовить тарелки клапанов по рис. 8.69.

4. Устан
·овить резиновое уплотнение (рис. 8.70) в кольцевую выточку тарелки клапана (рис. 8.71).

5. Установить собранный клапан (рис. 8.71), блок клапана включения (отключения), а также выпускной клапан камеры по рис. 8.67, б.





Рис. 8.67. Конструкция клапана:

а - существующая: 1 - клапан (чертеж № 5БП.456.210.1); 2 - шток;
3 - седло клапана (чертежи № 8БП.003.348, 5-8АИ.003.150; 5-8АИ.003.151.1);
б - измененная: 1 - клапан (чертеж № 5БП.456.294); 2 - шток; 3 - седло клапана
(чертежи № 8БП.003.348, 8СЯ.003.086, 8СЯ.003.087)





Рис. 8.68. Конструкция седла корпуса клапана:

а - существующая; б - измененная.

Примечание. Биение конусной поверхности А относительно оси отверстия Б не более 0,1 мм





Рис. 8.69. Клапан (чертеж № 8БП.456.186).

Материал - алюминиевый сплав Д16Т, ГОСТ 8617-81.

Размер со звездочкой дан для справок.


Примечания: 1. Предельные отклонения размеров, не указанные на чертеже, принимать: для отверстий - по А, для валов - по В ; для остальных размеров - по СМ. 2. Радиальное биение поверхностей А и Б относительно оси отверстия В не более 0,1 мм





Рис. 8.70. Кольцо уплотнительное (чертеж № 8СЯ.370.306).

Материал - резина ИРП-1320





Рис. 8.71. Клапан (чертеж № 5БП.456.294):

1 - клапан; 2 - уплотнительное кольцо.

Примечания: 1. Кольцо уплотнительное не скручивать. Растяжение кольца распределить равномерно по окружности. 2. Клапан обжать на конической оправке до упора конических поверхностей

Примечание. Клапаны (рис. 8.69) и уплотнительные клапаны (рис. 8.70) могут быть получены на заводе-изготовителе по фондам на запасные части.

Количество деталей, их стоимость и номера чертежей приведены ниже:

#G0
Клапан
Кольцо уплотнения


Номер чертежа

8БП.456.186
8СЯ.370.306

Номер рисунка

8.69
8.70

Количество деталей на один выключатель, шт.

12
12

Цена одной детали, руб. - коп.

2-75
0-03




РАЗДЕЛ 9

АППАРАТУРА РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
И ПОДСТАНЦИЙ


9.1. О применении в электроустановках напряжением выше
1000 В стационарных заземляющих ножей и их блокировании
[Р № Э-11/81-ТБ-2/81]


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

1. В распределительных устройствах напряжением 3 кВ и выше стационарные ЗН должны быть размещены так, чтобы были не нужны переносные заземления и чтобы в соответствии с требованиями безопасности пересонал, работающий на токоведущих частях любых участков присоединений и сборных шин, был защищен заземляющими ножами со всех сторон, откуда может быть подано напряжение.

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

2. Применение переносных защитных заземлений предусматривается только в следующих случаях:

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

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

в) для защиты от наведенного напряжения;

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

3. Блокирование ЗН должно исключать:

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

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

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

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

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

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

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

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

6. Для ЗН со стороны линии линейных разъединителей при отсутствии обходной системы шин и со стороны высшего напряжения трансформатора с низшим напряжением до 1000 В достаточно блокирования только со своим разъединителем.

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

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

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

10. Степень оснащения распределительных устройств действующих электроустановок ЗН, а также схемы и объем блокирования, вид блокировки ЗН должны быть определены энергетическими управлениями на основании настоящего параграфа с учетом компоновок распределительных устройств, их конструкции, особенностей оборудования и требуемых затрат. Этими же данными следует руководствоваться и при принятии решения об оснащенности и блокировке ЗН расширяемых электроустановок.



9.2. Об отключении и включении отделителями и разъединителями ненагруженных трансформаторов, автотрансформаторов, линий
электропередачи и систем шин


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

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

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

Таблица 9.1

#G0Номинальное напряжение, кВ
Тип отделителя, разъединителя

Расстояние между осями полюсов д, м (рис. 9.1)

Ток, А, не более




намагничивающий
зарядный




ВР
2,0

6,0

2,5



2,5
7,0
3,0






3,0
9,0
3,5

110
ГП
2,0

4,0
1,5





2,5
6,0
2,0





3,0
8,0
3,0





3,5
10,0
3,5



ВР

2,5
2,3
1,0



2,7
4,0
1,5





3,0
6,0
2,0



3,4
7,6
2,5


150


4,0
10,0
3,0



ГП

3,0
2,3
1,0




3,7
5,0
1,5





4,0
5,5
2,0





4,4
6,0
2,5



ВР
3,5
3,0
1,0




4,0

5,0
1,5

220


4,5
8,0
2,0



ГП
3,5
3,0
1,0



4,0
5,0
1,5






4,5
8,0
2,0


ГП

6,0
5,0
2,0

330
ПН

6,0
3,5
1,0


ПНЗ
6,0

4,5
1,5


ВР

7,5
5,0
2,0

500
ГП

8,0
6,0
2,5


ПН

8,0
5,0
2,0


ПНЗ

7,5
5,5
2,5


Примечания: 1. ВР - вертикально-рубящий, ГП - горизонтально-поворотный, ПН - подвесной, ПНЗ - подвесной с опережающим отключением и отстающим включением полюса фазы В.

2. Приведены результирующие намагничивающие токи с учетом взаимной компенсации индуктивных токов ненагруженных трансформаторов зарядными токами их присоединений и зарядных токов воздушных или кабельных присоединений индуктивными токами ненагруженных трансформаторов.

3. Приведенные значения отключаемых и включаемых токов при указанных расстояниях между осями полюсов разъединителей и отделителей напряжением 110-500 кВ неприменимы для присоединений, к которым подключены отделители ОПН-110-ОПН-500.

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

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

Расстояния по вертикали г от концов ножей ГП и ВР до заземленных и токоведущих частей должны быть на 0,5 м больше расстояний д.


Таблица 9.2

#G0Номинальное напряжение, кВ
Расстояние между осями полюсов д, м (рис. 9.1)
Ток, А, не более



намагничивающий
зарядный
замыкания на землю


6
0,4
2,5
5,0
7,5


10
0,5
2,5
4,0
6,0


20
0,75
3,0
3,0
4,5


35
1,0
3,0
2,0
3,0


35
2,0
5,0
3,0
5,0



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





Рис. 9.1. Границы расположения заземленных и токоведущих частей


Таблица 9.3

#G0Номинальное напряжение, кВ

Расстояние между осями полюсов Ж, м (рис. 9.2)
Наименьшее расстояние до заземленных и токоведущих частей, м (рис. 9.2)
Ток, А, не более




намагничивающий
зарядный
замыкания на землю



А
Б
В




6
0,2
0,2
0,2
0,5
3,5

2,5

4,0


10

0,25
0,3
0,3
0,7
3,0
2,0
3,0

20

0,3
0,4
0,4
1,0
3,0
1,5
2,5

35

0,45
0,5
0,5
1,5
2,5
1,0
1,5



Примечание. При изолирующих перегородках между полюсами отключаемые и включаемые токи в 1,5 раза больше значений, указанных в табл. 9.3.





Рис. 9.2. Установка разъединителя:

а - вертикальная; б - наклонная; 1 - изолирующие перегородки


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

Таблица 9.4

#G0Номинальное напряжение, кВ
Размеры изолирующих перегородок, м (рис. 9.2)


Г
Д
Е

6

0,1
0,5
0,05

10

0,65
0,65
0,05

20

0,2
1,1
0,05

35

0,25
1,8
0,05


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

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

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

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

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

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

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

Напротив каждого ключа делать четкую надпись наименования фазы полюса разъединителя (А, В, С), а напротив каждых трех ключей - оперативное обозначение разъединителя.

Перед каждым пофазным отключением ненагруженного трансформатора или автотрансформатора напряжением 330 кВ и выше проверять исправность разъединителя поочередным отключением и включением его полюсов фаз А, В, С.

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

10. Перед отключением ненагруженного трансформатора или автотрансформатора его переключатель регулирования напряжения устанавливать в положение, соответствующее номинальному напряжению.

Переключатель вольтодобавочного трансформатора должен быть установлен в нейтральное положение.

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

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

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

Токи замыкания на землю лучше отключать однополюсными разъединителями.

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

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

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

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

15. При пофазном управлении отделителем и разъединителем перед каждым отключением ненагруженного трансформатора с заземленной нейтралью или автотрансформатора проверять исправность отделителя или разъединителя поочередным отключением и включением его полюсов фаз А, В, С. При такой проверке дуга между контактами возникнуть не может, так как отключаемая фаза является первой, а включение ее эквивалентно включению последней фазы.

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

16. Отключение и включение разъединителем ненагруженного трансформатора с дугогасящей катушкой производить после отключения от нейтрали дугогасящей катушки.



9.3. О применении подстанций с емкостными делителями напряжения


Всесоюзный научно-исследовательский институт электроэнергетики для электроснабжения рассредоточенных потребителей небольшой мощности от линий электропередачи 110-500 кВ разработал два вида подстанций с емкостными делителями напряжения (ПДНЕ) - подстанции с емкостными делителями напряжения 110-220 кВ конденсаторного типа (ПДНК) и подстанции с емкостными делителями напряжения 220-500 кВ тросового типа (ПДНТ). Для сооружения ПДНЕ требуются компенсирующие реакторы, серийно не выпускаемые промышленностью и изготовляемые по индивидуальным заказам Центральным производственным ремонтным предприятием Ленэнерго (четыре типа) и производственным предприятием Свердловэнергоремонт (один тип).

Баковые конденсаторы связи на напряжение 20/ и силовые конденсаторы на напряжение 10 кВ, из которых могут комплектоваться делители напряжения, выпускаются Усть-Каменогорским конденсаторным заводом.

На основании многолетнего положительного опыта эксплуатации ПДНЕ рекомендуется:

1. Сооружать опытно-промышленные подстанции с емкостными делителями напряжения 110-220 кВ конденсаторного типа и емкостными делителями напряжения 220-500 кВ тросового типа для электроснабжения строительных площадок, ремонтных баз, переключательных пунктов и других ведомственных объектов энергосистем, а также для электроснабжения объектов нефтегазопроводного транспорта и станций радиорелейных линий с долей силовой нагрузки, не превышающей 20% мощности установки.

Впредь до накопления опыта эксплуатации ПДНК мощность указанных подстанций ограничить 250 кВ·А.

2. Решение о применении ПДНЕ принимать на основании технико-экономического сопоставления с другими вариантами электроснабжения потребителей.

3. Определение объектов, для которых целесообразно сооружение ПДНЕ, рассмотрение проектов, испытания и наладку головных подстанций в энергосистемах проводить с участием ВНИИЭ.



9.4. О применении сдвоенных реакторов серии РБАС в цепях
питания собственных нужд электростанций


На электростанциях с питанием резервного источника собственных нужд через сдвоенные реакторы серии РБАС, например при отключении блочного агрегата на ГРЭС или потере питания секции ГРУ на ТЭЦ, как правило, имеет место самозапуск электродвигателей обеих секций собственных нужд одновременно при переключении их на резервный источник питания. Наиболее тяжелыми электродинамическими воздействиями на сдвоенный реактор являются воздействия при протекании больших токов по обеим его ветвям, когда бетонные колонки реактора работают на растяжение, что и происходит при одновременном самозапуске электродвигателей обеих секций собственных нужд.

Анализ схем самозапуска электродвигателей на электростанциях, а также испытания реакторов РБАС-6-2Х1500-8 в режиме самозапуска электродвигателей, проведенные на ТЭЦ г. Фрунзе, показали, что имеется возможность в 2 раза снизить опасные электродинамические усилия, возникающие в обмотке реактора в момент его включения. Достигается это согласованием моментов включения выключателей, подключающих ветви сдвоенного реактора к источнику резервного питания; при этом обеспечивается неодновременность подключения обеих секций собственных нужд без ухудшения условий самозапуска электродвигателей.

В настоящее время включение обеих ветвей реакторов носит случайный характер. Включение ветвей реакторов в режиме самозапуска электродвигателей происходит одновременно. При этом токи в обеих ветвях обмотки реактора достигают наибольших значений и соответственно возникают наибольшие электродинамические усилия.

Если одна из ветвей сдвоенного реактора в режиме самозапуска электродвигателей включается в момент, когда апериодическая составляющая тока уже подключенной ветви затухает, электродинамические усилия, возникающие в обмотке реактора при его подключении, снижаются в 2 раза.

С учетом изложенного разрешается установка и эксплуатация бетонных реакторов серии РБАС в схемах рабочего и резервного питания собственных нужд электростанций при соблюдении следующих условий:

1. Ударный ток самозапуска электродвигателей не должен превышать значения, указанного на заводском щитке реактора для режима встречно-направленных токов.

2. Включение ветвей сдвоенного реактора в режиме самозапуска электродвигателей должно происходить неодновременно: сначала должна включаться одна из ветвей реакторов, затем с паузой 0,2-0,3 с - другая. Очередность включения должна быть определена расчетом и указана для каждого типа реактора заводом-изготовителем.



9.5. О введении временных норм на напряжения прикосновения
для распределительных устройств и трансформаторных
подстанций напряжением выше 1000 В с эффективным
заземлением нейтрали


Одно из назначений заземления распределительных устройств и трансформаторных подстанций напряжением выше 1000 В с эффективным заземлением нейтрали - обеспечение электробезопасности. В целях создания условий для выполнения экономичных заземляющих устройств при реализации требований гл. 1-7 #M12293 0 1200003114 3645986701 3867774713 77 4092901925 584910322 1540216064 77 77ПУЭ#S (изд. 5-е) предлагается :

1. Ввести в действие для распределительных устройств и трансформаторных подстанций переменного тока частотой 50 Гц, напряжением выше 1000 В с эффективным заземлением нейтрали следующие временные нормы на допустимые напряжения прикосновения, рекомендованные комиссией по электробезопасности Научного совета по охране труда Государственного комитета СССР по науке и технике и ВЦСПС и согласованные Отделом охраны труда ЦК профсоюза рабочих электростанций и электротехнической промышленности:


#G0Продолжительность воздействия, с

До 0,1
0,2
0,5
0,7
1,0
Более 1 до 3

Наибольшее допустимое напряжение прикосновения, В

500
400
200
130
100
65


Для промежуточных значений длительности воздействия напряжения прикосновения в интервале времени 0,1-1 с допустимые напряжения прикосновения следует определять интерполяцией.

2. Соответствие заземляющего устройства требованиям настоящего параграфа устанавливать при приемо-сдаточных испытаниях. При этом экспериментально проверяются напряжение прикосновения на территории электроустановки, сопротивление заземляющего устройства при расчетном токе замыкания на землю, а также время действия основной и резервной релейных защит.

В процессе эксплуатации должны проверяться соответствие напряжений прикосновения допустимым значениям и соответствие сопротивления заземляющего устройства, тока однофазного КЗ и возможной длительности воздействия напряжения прикосновения расчетным значениям, принятым при проектировании заземляющего устройства.

3. Периодичность эксплуатационной проверки заземляющих устройств, выполненных по нормам на напряжения прикосновения, принимать такой же, как и периодичность проверки заземляющих устройств, выполненных по нормам на сопротивление.



9.6. О предупреждении аварий из-за повреждения опорно-стержневых
изоляторов напряжением 35 и 110 кВ


В целях предупреждения аварий из-за повреждения опорно-стержневых изоляторов 35-110 кВ и предотвращения несчастных случаев при производстве оперативных переключений предлагается:

1. Производить одноразовые механические испытания опорно-стержневых изоляторов всех вновь вводимых разъединителей и отделителей 35-220 кВ.

Методика испытаний приведена в приложении 9.1.

Опорно-стержневые изоляторы (КО-110-1250, КО-110-2000, ОНС-110-2000), изготовленные из высокопрочного фарфора (глинозема), механическим испытаниям не подвергать.

2. Выполнять в плановом порядке следующие мероприятия:

а) тщательно осматривать все находящиеся в эксплуатации опорно-стержневые изоляторы разъединителей 35-750 кВ и отделителей 35-220 кВ для обнаружения трещин в фарфоре.

Как показывает опыт эксплуатации, наибольшее количество повреждений имеет место на изоляторах АКО-110-600, используемых в опорных колонках типа "треноги" электрооборудования 500 и 750 кВ.

Все изоляторы с продольными или кольцевыми трещинами заменять;

б) испытания на изгиб опорно-стержневых изоляторов разъединителей и отделителей 35-220 кВ, находящихся в эксплуатации и ранее не подвергавшихся механическим испытаниям, проводить по усмотрению энергосистем в зависимости от результатов эксплуатации оборудования.

3. Осматривать перед выполнением оперативных переключений опорно-стержневые изоляторы разъединителей 35-220 кВ.

Производить операции разъединителями и отделителями, изоляторы которых имеют трещины, запрещается.

4. Проверять при наладке разъединителей и отделителей соответствие усилий вытягивания ножей из губок и их соосности заводским нормам.

5. Производить ремонт армированных швов изоляторов в соответствии с указаниями, изложенными в приложении 9.2.



ПРИЛОЖЕНИЕ 9.1

МЕТОДИКА МЕХАНИЧЕСКИХ ИСПЫТАНИЙ ОПОРНО-СТЕРЖНЕВЫХ
ИЗОЛЯТОРОВ НА ИЗГИБ


1. Перед испытаниями каждый изолятор в отдельности должен быть подвергнут тщательному осмотру. При этом особое внимание должно быть обращено на следующее:

а) отсутствие сколов и следов удара на поверхностях изоляторов;

б) отсутствие трещин на поверхностях изоляторов (особенно в области, примыкающей к фланцам);

в) качество армирования и цементного шва (отсутствие раковин и трещин, наличие влагостойкого покрытия).

При обнаружении поверхностных дефектов, снижающих механическую прочность изоляторов или обусловливающих несоответствие требованиям ГОСТ 13873-81 Е и технических условий, изоляторы подлежат отбраковке с составлением соответствующего акта.

2. Целями механических испытаний опорно-стержневых изоляторов на изгиб являются проверка фактической механической прочности изоляторов и своевременная отбраковка тех из них, которые из-за дефектов изготовления фарфора, армирования изоляторов или повреждений при транспортировании имеют недостаточную механическую прочность.

3. Механические испытания опорно-стержневых изоляторов разъединителей и отделителей напряжением 35-110 кВ должны производиться стягиванием двух изоляторов одного полюса аппарата.

В связи с тем что максимальное изгибающее усилие при включении аппарата действует в сторону ошиновки, испытание на изгиб следует выполнять при развернутом на 180° положении полуножей разъединителя или отделителя (рис. 9.3).





Рис. 9.3. Полюс разъединителя (отделителя)





Рис. 9.4. Приспособление для механических испытаний опорно-стержневых изоляторов


На время испытаний изоляторов отсоединять соединительные тяги и провода.

4. Для механических испытаний изоляторов применять приспособление (рис. 9.4), которое состоит из хомута 1, стягивающего устройства 2, динамометра 3 и крепежных деталей.

Хомуты надеваются на верхние головки (фланцы) обоих изоляторов одного полюса разъединителя или отделителя таким образом, чтобы стягивающее усилие было приложено к верхним фланцам изоляторов. После закрепления хомутов на фланцах изоляторов и выбора люфтов в стягивающем устройстве к изоляторам прикладывается изгибающее усилие.

5. Плавным вращением рукоятки стягивающего устройства по показаниям динамометра устанавливать нагрузку, равную 60% минимальной разрушающей (табл. 9.5), и выдерживать ее 15 с. В случае снижения нагрузки в течение этого времени доводить ее до требуемого значения вращением рукоятки стяжного винта.

Таблица 9.5

#G0Изолятор
Минимальное разрушающее усилие, кН (кгс)

Испытательное изгибающее усилие, кН (кгс)

СТ-35

5 (500)
3 (300)

ОНС-35-500

5 (500)
3 (300)

ОНСУ-35-500

5 (500)
3 (300)

ОНСУ-П-35-500

5 (500)
3 (300)

КО-35-С

10 (1000)
6 (600)

ОНС-35-2000

20 (2000)
12 (1200)

СТ-110

4 (400)
2,4 (240)

УСТ-110

4 (400)
2,4 (240)

ОНСМ-110-300

4 (400)
2,4 (240)

ОНС-110-300

4 (400)
2,4 (240)

ИВС-110-400

4 (400)
2,4 (240)

ИОС-110-600

6 (600)
3,6 (360)

АКО-110-600

6 (600)
3,6 (360)

КО-400

10 (1000)
6 (600)

ОНС-110-1000

10 (1000)
6 (600)

КО-110-1250

12,5 (1250)
7,5 (750)

КО-110-2000

20 (2000)
12 (1200)

ОНС-110-2000

20 (2000)
12 (1200)


6. Механические испытания опорно-стержневых изоляторов разъединителей и отделителей 220 кВ производить отдельно - не на раме аппарата. Это требование вызвано тем, что механическая прочность подшипников опорных колонок указанных аппаратов недостаточна для испытания изоляторов, установленных на раме, нормируемым усилием.

7. В связи с тем что у нижних изоляторов опорных колонок 220 кВ работают на изгиб нижняя и верхняя части, механические испытания этих изоляторов производить в нормальном и перевернутом положениях.

Сначала изоляторы устанавливать нижними фланцами на специальной раме (основании), а к верхним фланцам прикладывать изгибающее (стягивающее) усилие. Затем изоляторы испытывать в перевернутом положении и изгибающее усилие прикладывать к нижним фланцам. В этом положении испытательную нагрузку устанавливать равной 60% минимальной разрушающей для испытываемой верхней части изоляторов.

Допускается испытывать всю опорную колонку 220 кВ в сборе. В этом случае испытательную нагрузку устанавливать равной 60% минимальной разрушающей в наиболее опасном сечении колонки.

8. Моментом разрушения изолятора считается его поломка или возникновение трещин в фарфоре, арматуре или армирующей связке, а также возникновение каких-либо других нарушений целостности изолятора или появление внутренних (невидимых снаружи) повреждений, сопровождающихся сильным треском или резким снижением показаний измерительных приборов.

9. Выдержавшие испытания изоляторы подвергать осмотру и допускать к вводу в эксплуатацию только при отсутствии у них видимых дефектов (трещин в фарфоре, в армирующей связке и арматуре).

10. Для предупреждения падения изоляторов и травмирования при этом персонала изоляторы при испытании необходимо привязывать к временно прикрепленным к раме деревянным стойкам.



ПРИЛОЖЕНИЕ 9.2

УКАЗАНИЯ ПО МОНТАЖУ, ОТБРАКОВКЕ И ВОССТАНОВИТЕЛЬНОМУ РЕМОНТУ ОПОРНО-СТЕРЖНЕВЫХ ИЗОЛЯТОРОВ


1. Опорно-стержневые изоляторы, используемые в разъединителях и отделителях, домонтажа подвергать механическим испытаниям на изгиб.

2. Тщательный осмотр изоляторов проводить до и после механических испытаний.

3. Следить, чтобы на изоляторах не имелось сколов, трещин или следов удара (особенно в области, примыкающей к фланцам).

4. Обеспечивать влагостойкое покрытие цементных швов армирующей связки и арматуры изоляторов (эмаль ПФ-115 серая, эмаль ХВ-125 или краска на олифовой основе). Это покрытие восстанавливать не реже 1 раза в 3-4 года, а также при его разрушении.

5. В исключительных случаях можно использовать для монтажа изоляторы с небольшими поверхностными дефектами. Возможность применения забракованных изоляторов устанавливается решением руководства эксплуатирующей и монтажной организаций при необходимости с участием представителя завода-изготовителя.

Площадь и глубина поверхностных сколов на ребрах изоляторов, подлежащих восстановительному ремонту, не должны превышать значений, указанных в ГОСТ 13873-81 Е:

#G0Площадь внешней поверхности изолятора, 10 мм

36-60
60-175
175-270
270-360

Суммарная площадь допустимых сколов на изоляторе, мм

100
100
150
150

Допустимая глубина скола, мм

2
3
3
3

Площадь внешней поверхности изолятора, 10 мм

360-450
450-800
800-1400
Свыше 1400

Суммарная площадь допустимых сколов на изоляторе, мм

300
200
200
300

Допустимая глубина скола,
мм

3
3
3
4


Примечание. В исключительных случаях в опорно-стержневых изоляторах, установленных стационарно и работающих без изгибающих усилий в незагрязненных районах, реставрации могут подвергаться сколы в районе капельниц на ребрах суммарной площадью до 1500 мм.

Ремонт таких изоляторов можно выполнять при наличии технических возможностей, определяемых технологией приготовления лаков и клеев. При ремонте отколотую часть приклеивают к изолятору или дефектную поверхность покрывают специальными влагостойкими лаками, изготовленными по рецепту, указанному в Инструкции ОИП 929.010-69 завода "Пролетарий" (г. Ленинград).

Фарфоровые части склеивают клеем БФ-4, Б-88 или клеем на основе эпоксидной смолы, приготовляемым по рецепту, указанному в Инструкции ОИП 929.003-68 завода "Пролетарий".

6. Производить отбраковку изоляторов из-за низкого качества армирования при поверхностном выкрашивании цементной связки общим объемом (у двух фланцев) 10·10мм и более.

При меньшем объеме выкрошившегося цемента поврежденные места замазывать влагостойкой шпатлевкой (ПФ-00-2 или ХВ-00-5) в целях предотвращения проникновения в них влаги и дальнейшего разрушения цементной связки и влагостойкого покрытия.

При отсутствии шпатлевки внешние раковины и трещины заливать густой краской, предназначенной для покрытия цементных швов и арматуры (например, эмалью ПФ-115 серой, эмалью ХВ-125, красками на олифовой основе).

7. Устанавливать изолятор на строго горизонтальную площадку (проверяется по уровню).

8. Сборку колонок, состоящих из нескольких изоляторов, производить по отвесу. Отклонение колонки любой высоты от вертикали не должно превышать 2 мм. Отклонения колонок, превышающие 2 мм, устранять с помощью металлических прокладок (шайб), образующиеся при этом зазоры зашпатлевывать и закрашивать эмалями (см. п. 6).

Каждый последующий изолятор устанавливать лишь после тщательного закрепления и выверки нижерасположенного.

9. При монтаже колонок приставлять лестницы к изоляторам или крепить к ним леса запрещается.

10. Для анализа работы изоляторов и выявления причин их выхода из строя при механических испытаниях и в процессе эксплуатации районным энергоуправлениям энергосистем направлять в Главтехуправление, НИИ Электрокерамика (195108, г. Ленинград, К-108. Полюстровский пр., д. 59) и заводам-изготовителям аппаратов и изоляторов обобщенные сведения о результатах механических испытаний (форма 1) и повреждениях изоляторов при эксплуатации (форма 2). При отсутствии точных сведений можно указывать ориентировочные данные.


Форма 1

Сведения о результатах механических испытаний изоляторов перед установкой
и при профилактических ревизиях и ремонтах

#G0Тип изоля-
тора
Завод-
изготовитель и год выпуска
Испытано, шт.
Разрушилось, шт.
Разру-
шающая нагрузка, Н (кгс)
Место разру-
шения
Количество устано-
вленных изоляторов
Усилие, Н (кгс)



перед установкой
при ревизиях и капитальных ремонтах
перед уста-
новкой
при ревизиях и капи-
тальных ремонтах





1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
























Форма 2

Сведения о механических повреждениях изоляторов
в процессе эксплуатации

#G0Тип изоля-
тора
Завод-
изгото-
витель и год выпуска
Общее коли-
чество эксп-
луати-
руемых изоля-
торов данного типа
Срок службы повре-
жден-
ного изолятора
Вид опе-
рации, при кото-
рой произо-
шло повре-
ждение (вклю-
чение, отклю-
чение)
Вид и место разру-
шения (узел арми-
рования, низ, верх, продоль-
ное или попе-
речное)
Усилие тяже-
ния к разру-
шенному изоля-
тору, Н (кгс)
Метео-
роло-
гические усло-
вия в момент разру-
шения и предшест-
вующий период (темпе-
ратура, гололед и т.д.)
Тип аппа-
рата, в котором уста-
новлен повре-
жденный изолятор, завод-
изгото-
витель и год выпуска изолятора

Место уста-
новки изоля-
тора в колон-
ке аппа-
рата
Коли-
чество выпол-
ненных аппа-
ратом опера-
ций после его уста-
новки

1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11



























9.7. О повышении надежности работы разъединителей наружной
установки с медно-алюминиевыми контактами, выполненными
методом холодной сварки


В последние годы участились случаи повреждений разъединителей с алюминиевыми ножами, армированными медными пластинами методом холодной сварки. У таких разъединителей отмечаются интенсивное окисление контактов (в первую очередь алюминиевого ножа) и коррозия алюминия в месте сварки, что приводит к отслоению медных пластин, увеличению переходного сопротивления и часто к полному нарушению контакта.

Наибольшее число повреждений наблюдается у разъединителей, эксплуатируемых в зонах морских побережий и районах интенсивных промышленных загрязнений.

Научно-исследовательским центром по испытанию высоковольтной аппаратуры (НИЦ ВВА) были проведены исследования разъединителей 35 и 110 кВ серии РЛНД, проработавших 1 год в Азглавэнерго и 5 лет в Латвглавэнерго и Сахалинэнерго. У всех разъединителей контактные части оказались непригодными для дальнейшей эксплуатации из-за коррозии алюминия и отслоения медной пластины.

У разъединителей, находящихся в эксплуатации, при нарушении контакта между алюминиевой и медной частями предлагается восстанавливать его методом лужения. Указанный способ (разработан и проверен НИЦ ВВА) состоит в следующем: после удаления медной пластины контактную поверхность, подлежащую лужению, зачищают щеткой; в пламени газовой горелки (пламя должно быть голубого цвета без красного оттенка) нагревают участок ножа до температуры 350-400° С, при которой припой хорошо плавится и равномерно смачивает поверхность алюминия; припой наносят на нагретую поверхность в виде сетки и тщательно растирают щеткой; толщина покрытия припоем 1-2 мм.

Качество лужения проверяют осмотром. Припой должен покрывать всю поверхность лужения непрерывным слоем. При обнаружении не залитых припоем участков производятся повторный нагрев и растирание припоя щеткой.

Состав припоя: олово (ГОСТ 860-75) 69-71%, цинк (ГОСТ 1180-71) 29-31%. Допускаются примеси не более 3%.

Изменение рекомендуемого состава припоя приводит к ухудшению механических свойств покрытия алюминиевых ножей: после 50 циклов включения-отключения (ВО) припой отслаивается.

Необходимое оборудование: стол для укладки шин (ножей), вытяжная вентиляция, газовая горелка, стальная щетка (диаметр волоска 0,4, длина 6 мм).

Разъединители с контактами, восстановленными указанным выше способом, выдержали испытания на механическую стойкость в условиях низких температур (минус 40° С) и при 300 циклах ВО. Переходное сопротивление контактов до и после испытаний составило 70 мкОм.

У разъединителей с восстановленными контактами допустимый длительный ток составляет 90% паспортного, а термическая стойкость при КЗ соответствует стойкости нового разъединителя заводского изготовления.



9.8. О размещении фаз ошиновки в шкафах КРУ 6-10 кВ [Р № Э-4/79]


Параграфом 1-1-30 (п. 1б) #M12293 0 1200003114 3645986701 3867774713 77 4092901925 584910322 1540216064 77 77ПУЭ#S (изд. 5-е) предусмотрено следующее размещение фаз ответвлений от сборных шин закрытых распределительных устройств: фаза А (желтая) - слева, фаза В (зеленая) - в середине, фаза С (красная) - справа, если смотреть на шины из центрального коридора обслуживания.

Действующими государственными стандартами на трансформаторы предусмотрено одно определенное расположение фаз выводов трансформаторов.

Выполнение требований § 1-1-30 (п. 1б) #M12293 1 1200003114 3645986701 3867774713 77 4092901925 584910322 1540216064 77 77ПУЭ#S (изд. 5-е) затруднительно при соединении силовых трансформаторов с теми вводными шкафами КРУ, которые устанавливаются фасадами в сторону от трансформаторов, а также при соединении трансформаторов собственных нужд и трансформаторов напряжения со сборными шинами КРУ.

Для исключения транспозиции жестких шин предлагается применять в указанных случаях следующее размещение фаз: фаза С (красная) - слева, фаза В зеленая) - в середине, фаза А (желтая) - справа, если смотреть со стороны фасада КРУ.



9.9. О применении в ОРУ 330 кВ средств защиты обслуживающего
персонала от воздействия электрического поля [Р № Э-10/80]


В настоящее время ОРУ 330 кВ проектируются без средств защиты обслуживающего персонала от воздействия электрического поля, несмотря на то что напряженность электрического поля в этих установках может быть близка к напряженности в ОРУ более высоких напряжений. Отсутствие средств защиты затрудняет работу в ОРУ 330 кВ, так как при прикосновении человека к заземленным металлическим частям оборудования и конструкциям, а также к изолированным от земли машинам, механизмам и различным крупногабаритным предметам возникают разряды.

В связи с изложенным Главтехуправление, Главниипроект и Управление по технике безопасности и промсанитарии Минэнерго СССР предлагают:

1. Институтам Энергосетьпроект и Атомтеплоэлектропроекг разработать типовые проекты ОРУ 330 кВ с конструктивно-компоновочными решениями, обеспечивающими уменьшение напряженности электрического поля на рабочих местах до значений, регламентированных действующими нормами и правилами по охране труда при работах на подстанциях и воздушных линиях электропередачи 400, 500 и 750 кВ.

2. Эксплуатационным организациям оснастить действующие ОРУ 330 кВ стационарными и инвентарными экранами, а также выполнить другие необходимые защитные мероприятия.

При проектировании и эксплуатации средств защиты необходимо руководствоваться "Временными указаниями по защите персонала, обслуживающего ОРУ 330 кВ, от воздействия электрического поля" (приложение к Решению № Э-10/80).



РАЗДЕЛ 10

ВОЗДУШНЫЕ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ


10.1. Об оформлении с Министерством путей сообщения
условий прохождения линий электропередачи по
железнодорожным мостам


Проектным организациям и энергосистемам при оформлении с организациями Министерства путей сообщения условий прохождения воздушных линий электропередачи по железнодорожным мостам необходимо оговаривать условия, которые обязывают организации, эксплуатирующие линии, временно отключать их по требованию организаций МПС для ремонта мостов, а при необходимости замены пролетных строений и других работ сооружать временные обходы своими силами и средствами.



10.2. Об установке (нанесении) плакатов на опоры воздушных
линий электропередачи в местах их пересечения и сближения
с кабельными линиями связи


В практике эксплуатации воздушных линий электропередачи имели место случаи повреждений кабельных линий связи в местах их пересечения и сближения с ВЛ.

В целях обеспечения сохранности кабельных линий связи предлагается на действующих и вновь сооружаемых воздушных линиях электропередачи напряжением до 1000 В и выше устанавливать (наносить) плакаты на опоры, расположенные на расстоянии от кабельных линий связи менее половины высоты опоры ВЛ.





На железобетонных опорах допускается наносить плакат непосредственно на поверхность бетона опоры несмываемыми красками с помощью трафарета.

Образец плаката приведен на рис. 10.1.





Рис. 10.1. Образец плаката, устанавливаемого (наносимого) на опоры ВЛ
в местах пересечения и сближения ВЛ с кабельными линиями связи


Изготовлять плакаты следует из листового металла или пластического материала толщиной не менее 1 мм и укреплять на опорах ВЛ на высоте 2,6-3 м от земли так, чтобы они были обращены в сторону кабельной линии связи.

Размер плаката: 210х280 мм - при изготовлении из листового металла или пластического материала, 290 х 300 мм - при нанесении на поверхность бетона.

Фон плаката белый, слово "Осторожно" пишется красной краской, остальные слова и рамка - черной. При нанесении плаката на поверхность железобетонной опоры фон допускается не выполнять.

Изготовление плакатов (для железобетонных опор - трафаретов) и проверка наличия их на опорах ВЛ производятся владельцами кабельных линий связи, а установка (нанесение) и обслуживание - владельцами ВЛ по согласованию с владельцами кабельных линий связи.

Одновременно доводится до сведения, что Министерство связи СССР предусматривает установку предупреждающих знаков на трассах кабельных линий связи в местах пересечения кабельных линий связи с линиями электропередачи.



10.3. О пересечении воздушных линий электропередачи между собой


В действующих "Правилах устройства электроустановок" не содержится специальных требований к пересечению ВЛ с двухцепными (многоцепными) ВЛ, цепи которых являются взаиморезервирующими.

Проектные организации, как правило, не предусматривают разноса взаиморезервирующих цепей пересекаемой ВЛ в разные анкерные пролеты пересекающей ВЛ. При таком проектном решении в ряде случаев во время производства ремонтных работ на пересекающей ВЛ может потребоваться отключение обеих цепей пересекаемой ВЛ, а в случае обрыва проводов, тросов или гирлянд изоляторов на пересекающей ВЛ может произойти повреждение обеих цепей пересекаемой ВЛ и нарушится электроснабжение потребителей.

Во избежание таких ситуаций для повышения надежности электроснабжения потребителей, питающихся по двухцепным ВЛ, имеющим взаиморезервирующие цепи, Главтехуправление и Главниипроект предлагают: всем проектным и эксплуатирующим организациям в каждом конкретном случае пересечения ВЛ с двухцепной (многоцепной) ВЛ, цепи которой являются взаиморезервирующими, принимать согласованные решения по конструктивному выполнению ВЛ в месте их пересечения, обеспечивающие надежное электроснабжение потребителей, питающихся по взаиморезервирующим цепям. В частности, рекомендуется разносить эти цепи в разные пролеты пересекающей ВЛ, разделенные анкерной опорой, или применять двухцепные гирлянды с раздельным креплением к опорам.



10.4. О повышении надежности ВЛ 6-10 кВ на опорах с железобетонными
стойками [Р № Э-20/79]


В целях повышения надежности ВЛ 6-10 кВ на опорах с железобетонными стойками предлагается:

1. Применять на ВЛ 6-10 кВ с железобетонными стойками опор штыревые изоляторы на напряжение 20 кВ в районах, где изоляторы подвержены загрязнению солончаковой пылью, уносами соленых озер, морей, химических предприятий, а также в районах с числом грозовых часов в году 40 и более.

2. Монтировать штыревые изоляторы с применением полиэтиленовых колпачков в соответствии с ГОСТ 18380-80 "Колпачки типа К для крепления штыревых изоляторов воздушных линий электропередачи. Технические условия".

3. Осуществлять технические мероприятия по снижению токов однофазного замыкания на землю до значений менее 10 А в сетях, имеющих ВЛ на опорах с железобетонными стойками; при невозможности выполнения данных мероприятий заменить изоляторы фарфоровыми ШФ10-Г и стеклянными ШС10-Г.

4. Тщательно осматривать по всей длине железобетонные стойки и траверсы каждой опоры, на которой имело место однофазное замыкание на землю, в первую очередь подземную часть стойки на глубину 0,6 м от поверхности земли и места крепления к стойке траверс, оголовника и других деталей; в случае обнаружения раковин, отверстий, пережога арматуры конструкции опора должна быть заменена; подъем на такую опору и производство на ней работ запретить.

5. Систематически информировать население через печать, радио, телевидение об опасности приближения и прикосновения к железобетонным стойкам опор ВЛ 6-10 кВ.

6. Институтам Сельэнергопроект и Энергосетьпроект направлять по запросам энергосистем технические решения по снижению тока однофазного замыкания на землю в действующих электрических сетях напряжением 6-10 кВ.



10.5. Обпределении критерия (признака) потери
работоспособности (разрушения) крюков и штырей воздушных
линий электропередачи [Р № Э-14/78]


Для устранения неопределенности критерия (признака) потери работоспособности (разрушения) крюков и штырей изоляторов BЛ 0,38-35 кВ в эксплуатационных условиях, а также при испытаниях новых конструкций крюков (штырей) предлагается: считать критерием (признаком) потери работоспособности (разрушения) крюков (штырей) изоляторов ВЛ 0,38-35 кВ наличие относительной остаточной деформации в виде смещения какой-либо части крюка (штыря) от его оси или плоскости симметрии более чем на 0,2%.



10.6. О применении полиэтиленовых колпачков для монтажа
штыревых изоляторов воздушных линий электропередачи


На воздушных линиях электропередачи штыревые изоляторы должны быть прочно навернуты на крюки с помощью полиэтиленовых колпачков или пакли, пропитанной суриком, разведенным олифой.

Установка колпачков производится в соответствии с ГОСТ 18380-80 "Колпачки типа К для крепления штыревых изоляторов воздушных линий электропередачи. Технические условия".



РАЗДЕЛ 11

КАБЕЛЬНЫЕ ЛИНИИ


11.1. О предотвращении коррозионного разрушения алюминиевых
оболочек кабелей в местах, примыкающих к соединительным муфтам,
расположенным в земле


При монтаже муфт на кабелях с алюминиевыми оболочками специальная антикоррозионная защита с концов кабелей снимается.

Для защиты алюминиевой оболочки этих концов кабелей от почвенной коррозии в соответствии с действующей документацией предусмотрено их покрытие асфальтовым лаком или битумной массой. Однако, несмотря на это, в эксплуатации имеют место случаи коррозионного разрушения алюминиевых оболочек на участках, примыкающих к соединительным муфтам. Антикоррозионная защита в виде асфальтобитумного покрытия в этих местах оказалась недостаточной, не противостоящей коррозионному воздействию почвы.

В целях предотвращения коррозии участков алюминиевых оболочек, примыкающих к муфтам, предлагается:

1. Для вновь монтируемых муфт. Перед укладкой в чугунные покрышки свинцовую муфту и оголенные участки примыкающих к ней алюминиевых оболочек кабеля покрывать (обмазывать) составом МБ-70, разогретым до 130°С. Затем на алюминиевые оболочки, места паек свинцовой муфты и на саму муфту наносить усиленное защитное покрытие. При наличии липкой поливинилхлоридной ленты (толщиной 0,2-0,3 мм) накладывать ее в два слоя с перекрытием 50%. Поверх липкой ленты наматывать слой просмоленной ленты с последующим покрытием ее асфальтовым лаком.

При отсутствии липкой поливинилхлоридной ленты можно применять нелипкую поливинилхлоридную ленту, накладывая ее в три слоя с небольшим (20-30%) перекрытием. При этом каждый слой нелипкой ленты покрывать перхлорвиниловым лаком и после подсушивания его "до отлипа" наматывать ленту следующего слоя. Поверх поливинилхлоридных лент накладывать слой просмоленной ленты с последующим покрытием ее асфальтовым лаком.

Рекомендуется также применять специальные термоусаживаемые трубки, которые до монтажа муфты надеваются на концы разделываемых кабелей и сдвигаются в сторону.

В остальном монтаж вести так, как указано в "Технической документации на муфты для силовых кабелей с бумажной и пластмассовой изоляцией до 35 кВ" (М.: Энергоиздат, 1982).

2. Для кабелей, находящихся в эксплуатации. На линиях, проложенных в агрессивных грунтах (солончаки, гуминовые почвы, болотистые грунты и др.), производить выборочные вскрытия отдельных соединительных муфт и при обнаружении коррозии алюминиевых оболочек перемонтировать защитные покрытия всех муфт, как указано в п. 1.

На всех подземных линиях, сооруженных из кабелей с алюминиевыми оболочками, при выявлении коррозионного разрушения оболочек на одной из соединительных муфт (пробой в работе, при испытании) производить выборочное вскрытие дополнительно еще двух-трех муфт. Если при этом будет обнаружена коррозия алюминиевых оболочек, примыкающих к муфтам, перемонтажу подлежат все соединительные муфты на данной кабельной линии.



11.2. Об опрессовке соединений алюминиевых жил силовых кабелей


В целях предотвращения аварий с соединительными муфтами, смонтированными на кабелях с алюминиевыми жилами с применением опрессовки соединений жил, предлагается:

1. Соединять многопроволочные алюминиевые жилы способом опрессовки только у кабелей на напряжение не выше 1000 В сечением не более 95 мм.

2. Не принимать от строительно-монтажных организаций вновь сооруженные кабельные линии напряжением 6-35 кВ с соединениями, выполненными опрессовкой.

3. Соединять многопроволочные алюминиевые жилы кабелей на напряжение 3-10 кВ и выше всех сечений, а также на напряжение до 1000 В сечением более 95 мм с помощью сварки или пайки способами, описанными в "Инструкции по соединению и оконцеванию изолированных проводов и кабелей с алюминиевыми жилами" (М.: Энергия, 1968).

4. При соединении алюминиевых жил термитной сваркой особое внимание обращать на отвод тепла от места соединения в целях предотвращения пережога (обугливания) изоляции соединяемых кабелей. Качество соединений контролировать наружным осмотром; следить, чтобы боковые поверхности отдельных проволок жилы не имели следов подплавлений, пережогов и раковин и входили в монолитную часть соединения без уменьшения сечения.

5. На ранее смонтированных методом опрессовки ответственных кабельных линиях напряжением 6-35 кВ с кабелями сечением 120 мм и более при повторных повреждениях опрессованных соединений в целях предупреждения дальнейших аварий перемонтировать все муфты с применением способов соединений, указанных в п. 3.



11.3. О применении эпоксидных соединительных муфт усовершенствованной
конструкции типа СЭпу


Обобщение опыта эксплуатации эпоксидных соединительных муфт СЭп, применение которых рекомендовано "Технической документацией на муфты для силовых кабелей с бумажной и пластмассовой изоляцией до 35 кВ" (М.: Энергоиздат, 1982), показало, что в ряде энергосистем эти муфты в настоящее время не применяются и в эксплуатации их осталось незначительное количество.

Низкая эксплуатационная надежность эпоксидных муфт СЭп объясняется несовершенством материалов, использованных для их изготовления и монтажа, и конструктивно-технологическими недостатками.

Всесоюзный научно-исследовательский институт кабельной промышленности (ВНИИКП), ВНИИпроектэлектромонтаж и Укрниипластмасс провели работы по улучшению конструкции муфт и эпоксидных компаундов. Разработана и испытана муфта усовершенствованной конструкции СЭпу, у которой герметизация горловин предусмотрена резиновым уплотнительным кольцом с бандажом, подмотка по жилам осуществляется самосклеивающейся электроизоляционной лентой ЛЭТСАР, корпус удлинен и устанавливается на части брони.

Разработан эпоксидный компаунд УП-584у с улучшенными физико-химическими и технологическими свойствами.

С учетом изложенного предлагается:

1. Разрешить применение эпоксидных соединительных муфт усовершенствованной конструкции СЭпу в организациях Минэнерго СССР для опытно-промышленной эксплуатации в целях накопления опыта их монтажа и эксплуатации.

2. Монтаж муфт СЭпу поручать высококвалифицированным специалистам организаций Главэлектромонтажа Минмонтажспецстроя СССР, требуя строгого соблюдения технологических норм и правил.

3. Муфты СЭпу для опытно-промышленной эксплуатации устанавливать в ответственных и загруженных сетях (потребители первой категории, питающая сеть), что позволит определить их эксплуатационную надежность при работе в тяжелых режимах и область применения.

4. В процессе эксплуатации осуществлять постоянный контроль за муфтами СЭпу, а также строгий учет всех случаев повреждения этих муфт с детальной их разборкой и установлением причин повреждения. Аварийные выходы из строя муфт СЭпу учитывать особо.

5. Все материалы о выходе из строя муфт СЭпу (аварийные акты, акты разборки и осмотра, фотографии и др.) направлять в Союзтехэнерго (105023, Москва, Е-23, Семеновский пер., д. 15).

6. Впредь до снятия с производства допускать применение муфты СЭпу на кабельных линиях:

а) напряжением 1-10 кВ с пластмассовой изоляцией и напряжением до 1 кВ с бумажно-пропитанной изоляцией;

б) прокладываемых в земле, питающих объекты третьей категории;

в) прокладываемых в воздухе (туннели, каналы).

7. Муфты изготовлять из эпоксидного компаунда с соблюдением условий, оговоренных заводом-изготовителем. Отливка муфт на месте монтажа в съемных металлических формах не допускается.



11.4. Об усилении контроля за состоянием абонентских силовых кабелей,
проложенных в кабельных сооружениях энергосистем


В кабельных хозяйствах электростанций и подстанций Минэнерго СССР при совместной прокладке в туннелях и каналах станционных и абонентских силовых кабелей из-за повреждения последних имели место аварии, связанные с возгоранием кабелей.

В целях предупреждения аварий из-за повреждения абонентских силовых кабелей предлагается:

1. Лицам, ответственным за энергохозяйство потребителя, совместно с начальниками электроцехов электростанций и начальниками подстанций предприятий электросетей периодически по графику, утвержденному главными инженерами электростанции (предприятия электросетей) и организации-потребителя, осматривать абонентские кабельные линии на электростанциях и подстанциях предприятий электросетей, проверять соблюдение норм и сроков испытаний этих линий и разрабатывать мероприятия по приведению их в соответствие требованиям #M12293 0 1200003114 3645986701 3867774713 77 4092901925 584910322 1540216064 77 77ПУЭ#S.

2. Кабельные туннели ТЭЦ и ГРЭС отделить от абонентских туннелей и каналов несгораемыми перегородками (с дверями, если это необходимо) с пределом огнестойкости 0,75 ч, уплотнить места прохода кабелей в этих перегородках легко пробиваемым несгораемым материалом.

Отходящие абонентские туннели полупроходного типа и каналы отделить съемными или легко разбираемыми перегородками.

3. Лицам, ответственным за энергохозяйство потребителя, по первому требованию главных инженеров электростанций и подстанций предприятий электросетей устранять все отклонения от действующих требований на абонентских кабельных линиях.

Работы при этом должны производиться с соблюдением правил допуска к работам в электроустановках и других требований безопасности.

4. Испытания абонентских кабелей, проложенных в кабельных сооружениях электростанций и подстанций Минэнерго СССР, и эксплуатационный надзор за их состоянием потребителю проводить в соответствии с действующей инструкцией Минэнерго СССР по эксплуатации силовых кабельных линий напряжением до 35 кВ со следующими дополнениями:

а) при профилактических испытаниях и прожиганиях абонентских кабельных линий в целях быстрого обнаружения частичных разрядов, перекрытий и усиленного коронирования на муфтах, загорания кабелей персонал абонента обязан обеспечить наблюдение за концевыми муфтами с обеих сторон кабельной линии в течение всего времени, пока к кабелю приложено напряжение;

б) копии протоколов испытаний абонентских кабельных линий должны передаваться в электроцехи ТЭЦ, ГРЭС и на подстанции предприятий энергосистем для учета состояния их изоляции и контроля режимов профилактических испытаний. Конструкции абонентских кабелей, прокладываемых в общих туннелях и каналах электростанций и подстанций, должны удовлетворять требованиям #M12293 1 1200003114 3645986701 3867774713 77 4092901925 584910322 1540216064 77 77ПУЭ#S (изд. 5-е) и "Единых технических указаний по выбору и применению электрических кабелей" (М.: СПО Союзтехэнерго, 1978).

Конструкция концевых заделок абонентских кабельных линий должна удовлетворять требованиям технической документации на муфты.



11.5. О применении силовых кабелей с пластмассовой изоляцией
на напряжение 6 и 10 кВ


В соответствии с ТУ 16.705-063-78 "Кабели силовые с пластмассовой изоляцией на напряжение 10 кВ" и ГОСТ 16442-80 "Кабели силовые с пластмассовой изоляцией. Технические условия" изготавливаются кабели с изоляцией из поливинилхлоридного пластиката, полиэтилена, самозатухающего, вулканизированного и вулканизированного самозатухающего полиэтиленов. Кабели на напряжение 6 и 10 кВ с изоляцией из поливинилхлоридного пластиката, полиэтилена, самозатухающего полиэтилена имеют низкую термическую стойкость. Допустимая температура нагрева жил при КЗ 120-150° С.

Кабели на напряжение 6 кВ с теплостойкой изоляцией из вулканизированного и вулканизированного самозатухающего полиэтиленов имеют допустимую температуру нагрева жил при КЗ 250° С. Наряду с многопроволочными алюминиевыми жилами кабели на напряжение 6 кВ могут выпускаться с однопроволочными жилами сечением свыше 120 мм, обладающими повышенной жесткостью.

С учетом изложенного предлагается при выборе и применении силовых кабелей с пластмассовой изоляцией на напряжение 6 и 10 кВ руководствоваться следующим:

1. Не применять кабели на напряжение 6 и 10 кВ с изоляцией из невулканизированного полиэтилена и поливинилхлоридного пластиката, у которых допустимая температура нагрева жил при КЗ составляет 120-150° С.

2. Не использовать для прокладки в кабельных сооружениях кабели с горючей полиэтиленовой изоляцией.

3. Кабели марок АПсВГ, АПсБбШв, АПсВБГ с изоляцией из негорючего самозатухающего полиэтилена допускается применять для прокладки в кабельных сооружениях. Однако при расчете указанных кабелей на термическую стойкость следует учитывать, что допустимая температура нагрева жил при КЗ не должна превышать 120° С.

4. Силовые кабели с пластмассовой изоляцией на напряжение 6 и 10 кВ с однопроволочными алюминиевыми жилами сечением более 120 мм применять в опытно-промышленной эксплуатации для питания неответственных потребителей.

5. Монтаж соединительных и концевых муфт внутренней и наружной установки на кабелях с пластмассовой изоляцией на напряжение 6 и 10 кВ выполнять в соответствии с технической документацией на кабельные муфты. При этом учитывать следующие конструктивные особенности кабелей на напряжение 6 кВ:

жилы не имеют металлического экрана;

у кабелей с пластмассовой изоляцией в алюминиевой оболочке поверх поясной изоляции наложен полупроводящий экран из полупроводящего полиэтилена или поливинилхлорида в зависимости от материала изоляции жил;

у кабелей без металлических оболочек поверх поясной изоляции наложен металлический экран из алюминиевой или медной фольги.

Пермский завод "Камкабель" выпускает комплекты материалов на основе самосклеивающихся лент для соединительных муфт. Муфты необходимо монтировать по инструкциям ВНИИКП. Такие муфты рекомендованы для опытно-промышленной эксплуатации.

6. В связи с низкой термической стойкостью кабелей с пластмассовой изоляцией в процессе ремонтно-эксплуатационного обслуживания с особой осторожностью проводить работы по отысканию мест повреждения с прожиганием кабелей. При выборе тока прожигания следить за тем, чтобы он не превышал длительно допустимых токов нагрузки для кабеля данной марки.

7. Не допускать продолжительной работы кабелей с пластмассовой изоляцией в режиме однофазного замыкания на землю из-за недостаточной электрической прочности этих кабелей.

8. При внедрении кабелей в опытно-промышленную эксплуатацию и в процессе дальнейшей эксплуатации устанавливать строгий контроль и надзор за ними в целях определения их монтажных характеристик и эксплуатационной надежности.



11.6. Об ограничении применения концевых заделок в резиновых
перчатках и поливинилхлоридных заделок


Некоторые виды кабельной арматуры, применяемой энергосистемами, имеют ряд существенных недостатков, обусловливающих их высокую повреждаемость и как следствие перерывы электроснабжения потребителей. К таким видам арматуры относятся прежде всего концевые заделки в резиновых перчатках и сухие концевые заделки из поливинилхлоридных лент и лаков.

Основная причина повреждаемости заделок в резиновых перчатках - потеря ими герметичности из-за растрескивания резиновой перчатки или трубок вследствие старения, что приводит к увлажнению изоляции кабеля и пробою заделки.

Основная причина повреждаемости поливинилхлоридных заделок - увлажнение изоляции жил кабеля и места их разводки ("корешка") вследствие нарушения герметичности, вызванного плохой склейкой поливинилхлоридных лент. Это приводит к возникновению сильного коронирования, а затем к разрядам при рабочем напряжении. Повреждаемость заделок возрастает после 5-6 лет эксплуатации, когда указанные недостатки начинают проявляться сильнее.

В целях сокращения перерывов в электроснабжении потребителей из-за выхода из строя заделок в резиновых перчатках, а также для предотвращения повреждений сухих поливинилхлоридных заделок предлагается:

1. Применять сухие поливинилхлоридные заделки для оконцевания кабелей до 10 кВ только в сухих помещениях. Монтаж заделок производить по "Технической документации на муфты для силовых кабелей с бумажной и пластмассовой изоляцией до 35 кВ" (М.: Энергоиздат, 1982).

2. Использовать заделки в резиновых перчатках без заполнения массой на напряжение: 1 кВ - без ограничения, за исключением особо сырых помещений; 6 кВ - только в сухих помещениях; 10 кВ - только в опытном порядке по согласованию с энергосистемами.

3. Применять заделки с заполнением массой на кабельных линиях напряжением 6 кВ в сухих и влажных помещениях.

4. До обеспечения массовых поставок эпоксидных заделок с двухслойными трубками, а также до разработки и поставок других надежных конструкций концевых заделок разрешить использование на вновь монтируемых линиях, при замене поврежденных концевых заделок на действующих линиях электропередачи 6-10 кВ, во влажных и сырых помещениях эпоксидных концевых заделок с найритовыми трубками, стальных воронок, свинцовых перчаток и заделок других конструкций, монтируемых в соответствии с действующей технической документацией. Профилактические испытания повышенным напряжением постоянного тока рекомендуется при этом производить в сроки, обусловленные местными условиями, но не реже, чем это предусмотрено "Нормами испытания электрооборудования".

5. Относить трансформаторные пункты городских кабельных сетей и комплектные трансформаторные подстанции наружной установки к сырым помещениям, поскольку заделки кабелей в них увлажняются и покрываются пылью.



11.7. О защите соединительных муфт 6-10 кВ, монтируемых
в колодцах, туннелях, каналах, коллекторах и на кабельных
эстакадах


В целях повышения пожарной безопасности и надежности кабельных сетей при проектировании и сооружении кабельных туннелей, каналов, колодцев и коллекторов и кабельных эстакад следует руководствоваться следующим:

1. По возможности применять силовые кабели увеличенной строительной длины, чтобы исключить необходимость монтажа соединительных муфт или, по крайней мере, свести их количество к минимуму.

2. Защиту вновь монтируемых соединительных муфт осуществлять стальной трубой диаметром не менее 150 (для эпоксидных муфт) и 140 мм (для свинцовых) с толщиной стенки не менее 5 и длиной 1250 мм. Внутренние стенки трубы обкладывать двумя слоями листового асбеста толщиной 4-5 мм. Торцы труб закрывать крышками из асбестоцемента толщиной 15-20 мм, одну из которых закреплять винтами, а другую устанавливать без крепления. Соединительную муфту смещать в сторону закрепленной крышки.

3. Применение асбестоцементных труб в качестве противопожарной защиты не допускается.

4. Соединительную муфту, заключенную в стальную трубу, отделять от верхнего и нижнего слоев кабелей перегородками из листового асбестоцемента толщиной 8-10 и длиной не менее 1500 мм. Ширина перегородок должна соответствовать длине полок.

Для защиты соединительных муфт, монтируемых в кабельных колодцах и в стесненных условиях, а также на ранее проложенных и действующих кабельных линиях применять разъемные кожухи КСРб и КСРш с болтовым и шарнирным соединением соответственно. Кожухи представляют собой разъемную конструкцию длиной 1245, внутренним диаметром не менее 150 с толщиной стенки не менее 5 мм из стальной трубы или стального листа. Внутренние стенки трубы обкладывать двумя слоями листового асбеста толщиной 8 мм. Монтаж разъемных кожухов выполнять, как указано в п. 2.



11.8. Об использовании кабелей с пластмассовой (поливинилхлоридной
или полиэтиленовой) изоляцией на напряжение до 1 кВ
[Р № Э-8/78]


Обобщение опыта эксплуатации кабелей с пластмассовой изоляцией на напряжение до 1 кВ, выпускаемых кабельной промышленностью, свидетельствует об их ненадежной работе из-за недостаточной теплостойкости пластмассовой изоляции.

Основная причина повреждения кабелей - оплавление пластмассовой изоляции при КЗ. Особенно часто оплавление изоляции происходит при неотключаемых удаленных КЗ на смешанных воздушно-кабельных линиях и на кабельных выводах трансформаторных подстанций. Повреждения кабелей наблюдаются также во время их прожигания при отыскании места повреждения, при токах выше допустимых и при работе четырехжильных кабелей с номинальным током в двух фазах (несимметричный режим), когда перегорел предохранитель третьей фазы.

В соответствии с гл. 1-4 #M12293 0 1200003114 3645986701 3867774713 77 4092901925 584910322 1540216064 77 77ПУЭ#S выбор кабелей напряжением до 1 кВ производится без проверки их на термическую стойкость при КЗ.

С учетом изложенного при проектировании и эксплуатации кабельных линий напряжением до 1 кВ с пластмассовой изоляцией предлагается руководствоваться следующим:

1. Допустимые длительные токи для кабелей с пластмассовой изоляцией на напряжение 1 кВ, их допустимая перегрузка по току и сечение четвертой (нулевой) жилы четырехжильных кабелей выбирать в соответствии с гл. 1-3 #M12293 1 1200003114 3645986701 3867774713 77 4092901925 584910322 1540216064 77 77ПУЭ#S.

2. Перегрузка 110% номинальной для кабелей с полиэтиленовой изоляцией и 115% для кабелей с поливинилхлоридной изоляцией допускается на период после аварийного режима. Такую перегрузку можно допускать на время максимумов тока в электрической сети продолжительностью не более 6 ч в сутки в течение 5 сут, если ток в остальное время не превышает номинального.

Указанные выше перегрузки установлены исходя из условий, что температура жил не превысит 80° С для кабелей с изоляцией из поливинилхлорида и полиэтилена и 130° С для кабелей с изоляцией из вулканизированного полиэтилена.

3. Кабели с пластмассовой изоляцией на напряжение до 1 кВ, защищаемые плавкими предохранителями, проверять на термическую стойкость при токах однофазного или трехфазного КЗ с соблюдением следующего условия: температура жил при протекании тока КЗ не должна превышать 130° С для кабелей с полиэтиленовой изоляцией, 160° С для кабелей с поливинилхлоридной изоляцией и 250° С для кабелей с изоляцией из вулканизированного полиэтилена.

Наименьшее допустимое сечение жилы одной фазы S, мм, при котором это условие соблюдается, рассчитывается по формуле, рекомендованной ВНИИКП:

,

где - расчетный ток КЗ, А; - продолжительность КЗ, с; С - коэффициент, выбранный по табл. 11.1 в зависимости от тока по кабелю до КЗ, материала жилы и материала изоляции при прокладке в земле.

4. Значение выбирать таким, чтобы произведение было наибольшим, что имеет место при удаленных КЗ.

5. Время перегорания плавких вставок предохранителей определять по верхней кривой их токовременных характеристик, установленных заводом-изготовителем. При отсутствии заводских данных о предохранителях ПН-2 рекомендуется использовать характеристики, приведенные на рис. 11.1, умножая значение времени на коэффициент 1,25.

Таблица 11.1

#G0Материал изоляции
Длительно
допустимая температура, ° С, при
Допустимая температура при КЗ, ° С
Коэффициент С при токе по кабелю до КЗ




до 0,5
0,65
0,75



Кабель с алюминиевыми жилами


Полиэтилен

70
130
82
77
73
61

Поливинилхлорид

70
160
91
77
84
73

Вулканизированный полиэтилен

90
250
109
105
101
90


Кабель с медными жилами


Полиэтилен

70
130
125
118
112
93

Поливинилхлорид

70
160
139
133
128
112

Вулканизированный полиэтилен

90
250
169
163
155
138






Рис. 11.1. Защитные характеристики предохранителей ПН-2


6. Допускается применять силовые четырехжильные кабели с пластмассовой изоляцией на напряжение до 1 кВ с нулевой жилой меньшего сечения в тех случаях, когда проектные организации расчетами полного сопротивления петли фаза - нуль и режима работы нулевой жилы при неполнофазных режимах подтверждают возможность использования нулевой жилы меньшего сечения, чем основной жилы.

7. Кабели с пластмассовой изоляцией не применять для прокладки в смешанных воздушно-кабельных линиях.

8. Соединение и оконцевание кабелей осуществлять с помощью эпоксидной кабельной арматуры, муфт на основе самосклеивающихся лент, а также термоусаживающихся материалов в соответствии с рекомендациями "Технической документации на муфты для силовых кабелей с бумажной и пластмассовой изоляцией до 35 кВ" (М.: Энергоиздат, 1982).

9. В процессе эксплуатации кабелей контролировать правильность выбора плавких вставок предохранителей и не допускать применения некалиброванных вставок. Номинальный ток плавкой вставки должен быть не больше допустимого тока на кабельную линию в послеаварийном режиме.

10. Ток прожигания при отыскании места повреждения кабеля должен быть не больше длительно допустимых токов для данной марки кабеля.



11.9. О применении кабелей марки ААШв для прокладки в туннелях
и каналах электростанций и подстанций [Р № Э-4/78]


В течение последних лет на электростанциях было проложено большое количество наиболее пожаробезопасных кабелей марки ААШв. Трассы прокладки этих кабелей в большинстве случаев сложные и имеют до семи поворотов в разных плоскостях. После прокладки на кабелях стали обнаруживаться порезы, порывы, задиры и другие повреждения поливинилхлоридного шланга. Через сквозные повреждения поливинилхлоридных шлангов, как правило, вытекает битумная масса, которая загрязняет туннели и каналы и увеличивает их пожароопасность.

Выпускаемый в настоящее время кабель марки ААШв имеет повышенную жесткость, а поливинилхлоридный шланг - недостаточную стойкость к механическим воздействиям, возникающим при прокладке.

Габариты кабельных помещений (туннелей, каналов и т.п.), особенно в местах переходов и поворотов, выполненные по действующим нормам (правилам, СНиП и т. д.), не соответствуют повышенным требованиям, которые предъявляются к прокладке кабелей с алюминиевыми оболочками.

Для предотвращения повреждений кабелей марки ААШв при прокладке их в каналах и туннелях на электростанциях и подстанциях предлагается:

1. При прокладке кабелей в туннелях, каналах и других кабельных сооружениях соблюдать следующие условия:

а) до прокладки кабеля трассу тщательно подготавливать, для этого во всех проемах, проходах, на поворотах и в местах ввода кабеля в трубы размещать необходимые монтажные приспособления (монтажные воронки с раструбом, направляющие желоба, угловые ролики, обводные устройства и т.п.);

б) на прямолинейных участках раскатку выполнять по сплошным полкам или лоткам при условии, что отдельные элементы этих устройств гладкие, не имеют острых углов и краев, а при стыковке одного с другим - также острых выступов;

в) если опорные конструкции (кронштейны, сварные лотки и т.п.) не удовлетворяют перечисленным требованиям, то раскатку осуществлять по установленным через 3-5 м на этих конструкциях линейным роликам; ролики должны быть выполнены так, чтобы при раскатке кабель не выпадал из ролика на конструкции;

г) на коротких участках длиной не более 50 м при отсутствии перегородок можно допускать раскатку кабеля по полу с последующей укладкой его на опорные конструкции;

д) выпрямление (рихтовку) кабеля осуществлять специальными приспособлениями, исключающими повреждение шланга; следить, чтобы после рихтовки кабеля целостность поливинилхлоридного шланга и формы оболочки не были нарушены;

е) после прокладки кабеля должны быть уложены с требуемыми по нормам расстояниями в свету и закреплены в необходимых местах.

В дополнение к существующим нормам § II-3-15 #M12293 0 1200003114 3645986701 3867774713 77 4092901925 584910322 1540216064 77 77ПУЭ#S в целях предупреждения сползания с полок кабель ААШв закреплять на прямолинейных участках через каждые 10 м.

2. Следить после прокладки на защитных шлангах кабелей не было сквозных порезов, задиров, трещин и гофров.

Единичные повреждения поливилхлоридного шланга (не более трех в отсеке) после прокладки ликвидировать (приложение 11.1)

При многочисленных повреждениях шланга и сдирах на отдельных его участках, а также при повреждении алюминиевой оболочки проложенный кабель заменять новым.

3. При подводе кабелей к токоприемникам защиту их от механических повреждений на вертикальных участках осуществлять с помощью стальных труб.

4. При обнаружении на барабанах кабелей или при раскатке каких-либо заводских дефектов поливинилхлоридного шланга вызывать представителя завода-изготовителя для принятия решения о ремонте или замене кабеля. Прокладка кабеля с дефектами (со слабо наложенным поливинилхлоридным шлангом, вытеканием битума и пр.) не допускается.



ПРИЛОЖЕНИЕ 11.1

РЕМОНТ ПОЛИВИНИЛХЛОРИДНОЙ ОБОЛОЧКИ

Первый способ


1. Места брака, подлежащие ремонту, подготовляют следующим образом: поверхность очищают от загрязнений; посторонние включения вырезают кабельным ножом; выступающие края отверстий, раковин, разрывов оболочки срезают.

2. Проколы, отверстия, раковины ремонтируют с применением сварочного прутка, для чего на дефектное место и на конец сварочного прутка одновременно направляют струю горячего воздуха из сварочного пистолета и прогревают 3-5 с, затем отводят струю и прижимают разогретый конец прутка к дефектному месту; после охлаждения сварочный пруток обрезают кусачками.

3. Место ремонта прогревают, после чего прижимают разогретое место рукой через сложенный в три-четыре слоя кусок кабельной бумаги; для большей надежности операцию повторяют 3-4 раза.

4. Щели, порезы, вырезы ремонтируют с применением сварочного прутка.

На расстоянии 1-2 мм от места дефекта приваривают конец прутка, для чего его нагревают одновременно с выбранной точкой приварки и прижимают к разогретой точке; убеждаются в прочности приварки легким подергиванием за пруток.

Струю воздуха направляют так, чтобы одновременно прогревались нижняя часть сварочного прутка и обе стороны пореза или щели, и, легким усилием нажимая на пруток, укладывают его вдоль щели или пореза. Приварку прутка заканчивают на целом месте на расстоянии 1-2 мм от конца щели.

5. После приварки ножом срезают выступающие поверхности прутка и заглаживают место ремонта (см. п. 3).

6. Разрывы оболочки ремонтируют с помощью заплат из поливинилхлоридного листа или разрезанных поливинилхлоридных трубок.

При ремонте оболочки с помощью заплат: вырезают кусок поливинилхлорида размером на 1,5-2 мм больше разрыва; приваривают эту заплату вдоль всей кромки к оболочке; вдоль образовавшегося шва приваривают поливинилхлоридный пруток; срезают выступающие поверхности прутка и выполняют операции по п. 3.

При ремонте оболочки с помощью разрезанных поливинилхлоридных трубок: отрезают поливинилхлоридную трубку длиной на 35-40 мм больше длины дефектного места; разрезают ее и надевают на поврежденное место кабеля так, чтобы она равномерно заходила на оболочку кабеля с обеих сторон от повреждения; при нахлесте краев трубки ее обматывают поливинилхлоридной или миткалевой лентой с шагом 20-25 мм; сваривают конец прутка в стыке оболочки кабеля с трубкой и приваривают его по торцам трубки; после приварки обоих торцов трубки снимают временную обмотку и приваривают пруток вдоль разреза трубки; срезают выступающие поверхности прутка и выполняют операции по п. 3.


Второй способ


1. Место повреждения шланга очищают от загрязнений и наплывов битумного состава, после чего протирают ветошью, смоченной бензином. Если в шланге имеются посторонние включения, их удаляют кабельным ножом. Выступающие края отверстий и разрывов шланга срезают ножом.

2. Поверхность шланга в месте повреждения и за его краями на 3-5 см в обе стороны смазывают эпоксидным компаундом.

3. По слою эпоксидного компаунда накладывают три-четыре слоя стеклоленты. Каждый из них покрывают слоем эпоксидного компаунда.



11.10. О прокладке силовых и контрольных кабелей в непроходных
металлических коробах блочного исполнения внутри
и вне зданий электростанций


В целях сокращения стоимости строительства электростанций путем уменьшения расхода сборного железобетона, повышения производительности труда и сокращения сроков строительства электростанций, а также повышения надежности эксплуатации и пожарной безопасности кабельного хозяйства Главтехуправление, Главниипроект, Главэлектромонтаж и Главное производственно-техническое управление по строительству решили: рекомендовать к внедрению на вновь строящихся и расширяемых электростанциях прокладку силовых и контрольных кабелей в непроходных самонесущих металлических коробах блочного исполнения внутри и вне зданий вместо прокладки их в сборных железобетонных подземных кабельных сооружениях и открытой прокладки как внутри, так и вне зданий электростанций. При этом предлагается:

1. Металлические короба блочного исполнения внутренней и наружной установки изготовлять по техническим условиям и поставлять на строительство блоками.

2. Короба можно устанавливать в горизонтальной и в вертикальной плоскости.

3. Короба внутренней установки размещать в главном корпусе и вспомогательных цехах на строительных конструкциях, площадках, кронштейнах и т.п.

4. Металлические короба наружной установки можно располагать на эстакадах технологических трубопроводов, включая мазуто- и маслопроводы, или на специальных опорах.

5. Прокладку кабелей внутри коробов осуществлять в соответствии с требованиями #M12293 0 1200003114 3645986701 3867774713 77 4092901925 584910322 1540216064 77 77ПУЭ#S, предъявляемыми к прокладке кабелей в кабельных каналах. При этом расстояние от конструкций до передней стенки короба не нормируется. Обеспечивать температуру нагрева жил кабелей не более указанной в § 1-3-12 #M12293 1 1200003114 3645986701 3867774713 77 4092901925 584910322 1540216064 77 77ПУЭ#S.

6. Прокладку и крепление силовых кабелей в коробах выполнять в соответствии с нормами и директивными материалами.

При вертикальной и наклонной прокладке коробов крепить кабели через каждые 2 м.

7. Контрольные кабели можно прокладывать пучками на кабельных конструкциях, а также на лотках и по днищу короба. Наружный диаметр пучка должен быть не более 100 мм.

Кабели в пучках скреплять между собой не реже чем через 1 м.

Крепление пучков кабелей к лоткам, полкам и днищу короба производить на поворотах с обеих сторон; при наклонной и вертикальной прокладках крепить не реже чем через 2 м.

8. При установке коробов на эстакадах или в здании на высоте более 5 м и количестве кабелей в них больше 20 предусматривать площадки обслуживания.

При прокладке в коробах менее 20 кабелей не сооружать специальные эксплуатационные площадки и проходы, но короба в этих случаях располагать таким образом, чтобы обеспечивалась возможность ремонта и замены кабелей в условиях эксплуатации.

9. Внутри коробов устанавливать огнепреградительные перегородки не реже чем через 150 м на горизонтальных и не реже чем через 20 м на вертикальных и наклонных участках, а также в местах перехода кабелей в другие кабельные сооружения (помещения).

10. На тепловых электростанциях короба устанавливать на допустимом расстоянии от нагретых поверхностей.

11. Бронированные контрольные, а также силовые кабели всех исполнений сечением 25 мм и выше, за исключением небронированных кабелей со свинцовой оболочкой без защитного шланга, прокладывать по кабельным конструкциям (кронштейнам, полкам).

Контрольные небронированные, силовые небронированные кабели со свинцовой оболочкой без защитного шланга и силовые небронированные кабели всех исполнений сечением 16 мм и менее прокладывать по металлическим лоткам или днищу короба.

12. Присоединять короба к заземляющим устройствам в каждом помещении не менее чем в двух удаленных одно от другого местах короба, а также в местах ответвлений и по концам короба.

13. Предусматривать в коробах открывающуюся переднюю стенку, обеспечивающую возможность прокладки кабелей при монтаже и доступ к ним при эксплуатации.

14. Для выхода группы кабелей из короба в нем между задней стенкой и стойками кабельных конструкций предусматривать специальный отсек.

Для выхода одиночных кабелей при монтаже выполнять отверстия в коробе с установкой сальниковой проходки.

15. Выходы отдельных контрольных кабелей из коробов выполнять металлическими рукавами или трубами.



11.11. О переводе кабельных линий 6 кВ на напряжение 10 кВ
[Р № Э-8/81]


ПО Союзтехэнерго совместно с Ленэнерго выполнена работа "Оценка влияния повышенного напряжения на срок службы кабелей, переведенных с 6 на 10 кВ".

На основании выполненной работы предлагается:

1. Решать вопрос о целесообразности использования кабелей 6 кВ на напряжении 10 кВ или об их замене при переводе кабельных линий 6 кВ на напряжение 10 кВ, исходя из технико-экономического анализа с учетом местных условий. При этом исходить из того, что сроки работы кабелей 6 кВ, переведенных на напряжение 10 кВ, в зависимости от их состояния в момент перевода и с учетом режимов работы линий распределительной и питающей городской сети (до и после перевода), а также предшествующего срока работы на номинальном напряжении могут быть приняты равными:

а) 20 годам - для кабельных линий городской распределительной сети со сроком эксплуатации кабелей до перевода не более 15 лет;

б) 15 годам - для кабельных линий городской распределительной сети со сроком эксплуатации кабелей до перевода более 15 лет и для кабельных линий, токовая нагрузка которых после перевода в течение ближайших 5 лет может превысить 0,5 длительно допустимой;

в) 8-12 годам - для линий городской питающей сети и кабельных линий, токовая нагрузка которых после перевода будет превышать 0,5 длительно допустимой.

2. Считать, что указанные в п. 1 сроки работы кабельных линий после перевода их с 6 на 10 кВ не являются предельными и могут быть увеличены с учетом технического состояния кабельных линий и степени старения и износа изоляции кабелей.

По истечении указанных выше сроков эксплуатации кабельных линий, переведенных с 6 на 10 кВ, степень старения и износа изоляции устанавливается путем измерения электрических характеристик (сопротивления изоляции, тангенса угла диэлектрических потерь), разборки и осмотра трех образцов кабелей одного и того же года прокладки и одного и того же года перевода на повышенное напряжение и определения значения эквивалентного напряжения пробоя (приложение 11.2).

3. Переводить кабельные линии 6 кВ на напряжение 10 кВ с учетом опыта эксплуатации, выборочных исследований и испытаний. При этом:

а) выявлять и при необходимости заменять кабельные линии, имевшие повреждения вследствие дефектов изоляции, ее старения, а также кабельные линии или их отдельные участки с осушенной изоляцией (линии прокладки до 1941 г.; линии, проработавшие более 20 лет с нагрузкой более 0,5 длительно допустимой; линии, подвергавшиеся перегрузкам и многократным воздействиям токов короткого замыкания и однофазных замыканий на землю; вертикальные участки и др.);

б) выявлять и заменять дефектные или явно устаревшие соединительные и концевые муфты;

в) учитывать конструктивные данные, заводы-изготовители и год изготовления кабелей.

Устанавливать возможность перевода кабельных линий 6 кВ прокладки до 1941 г. на напряжение 10 кВ и ориентировочные сроки их работы на повышенном напряжении для каждой линии в отдельности путем определения степени старения и износа изоляции (см. приложение 11.2).

4. Заменять кабельные линии 6 кВ или их участки перед переводом на напряжение 10 кВ в случае значительного осушения изоляции, признаками чего являются сухость и хрупкость бумажных лент, разложение пропиточного состава с выпадением канифоли и воскообразованием, низкие электрические характеристики и др. (приложение 11.2), наличия в кабелях заводских дефектов, недопустимых по требованиям ГОСТ 18410-73, а также участки, на которых более восьми ремонтных соединительных муфт на 1 км линии.

На вертикальных участках переводимых линий кабели 6 кВ рекомендуется заменять кабелями 10 кВ.

5. Предусматривать применение кабелей и кабельной арматуры на номинальное напряжение 10 кВ при реконструкции и ремонтах сети 6 кВ, подлежащей переводу на напряжение 10 кВ.

6. Перед переводом кабельных сетей на напряжение 10 кВ концевые муфты заменять новыми, удовлетворяющими требованиям более высокого уровня изоляции.

Все вновь монтируемые концевые и соединительные муфты выполнять на напряжение 10 кВ в соответствии с требованиями действующей технической документации.

7. Испытывать кабельные линии 6 кВ, переведенные на напряжение 10 кВ, повышенным выпрямленным напряжением 50-60 кВ.

В первые два года после перевода кабельные линии испытывать в 2 раза чаще, чем это предусмотрено "Нормами испытания электрооборудования" (М.: Атомиздат, 1978).

8. Принимать токовые нагрузки кабельных линий, переведенных на напряжение 10 кВ, в соответствии с указаниями "Инструкции по эксплуатации силовых кабельных линий напряжением до 35 кВ" (М.: СПО Союзтехэнерго, 1980).

9. Кроме изложенных выше необходимо выполнять другие мероприятия, указанные в проекте перевода кабельных линий с 6 кВ на напряжение 10 кВ (приложение 11.3).



ПРИЛОЖЕНИЕ 11.2

ОПРЕДЕЛЕНИЕ СТЕПЕНИ СТАРЕНИЯ И ИЗНОСА ИЗОЛЯЦИИ


1. Для определения степени старения и износа изоляции кабелей берется не менее трех образцов длиной 12-15 м из групп линий электропередачи, имеющих один и тот же срок эксплуатации до и после перевода их с 6 на 10 кВ и изготовленных по одному стандарту.

2. Разборку и осмотр образцов кабелей рекомендуется выполнять в соответствии с "Методическими указаниями по разборке, осмотрам и измерениям элементов образца кабелей с пропитанной бумажной изоляцией на напряжение 1-35 кВ" (М.: СПО Союзтехэнерго, 1983) с определением воскообразования в изоляции.

3. Измерение электрических характеристик и определение эквивалентного напряжения пробоя производится на образцах кабелей.

Перед измерениями и испытаниями на концах образца кабеля производятся их разделка и монтаж усиленных концевых заделок с устройством конусной подмотки поверх поясной изоляции у края среза оболочки, экранированием конуса металлической фольгой, применением стальных воронок увеличенных размеров с заливкой массой МП-1 и усилением изоляции жил заделки бакелитовыми трубками.

4. Электрическое сопротивление изоляции кабеля должно быть не менее 50 МОм на 1 км длины.

Тангенс угла диэлектрических потерь рекомендуется измерять при напряжениях 5 и 12,5 кВ. Значение тангенса угла диэлектрических потерь должно быть не более указанного в п. 2.28 ГОСТ 18410-73 для кабелей на напряжение 10 кВ, а напряжение порога ионизации должно быть выше 6 кВ.

5. Испытания напряжением переменного тока проводятся по схеме одна жила против двух других и заземленной оболочки по ступенчатой методике. Для испытания выбирается фаза с наихудшими электрическими параметрами.

Изоляцию испытывают путем приложения на первой ступени напряжения переменного тока 24 кВ в течение 4 ч с дальнейшим его повышением на 4 кВ и выдержкой в течение 4 ч на каждой последующей ступени. Ступенчатый подъем напряжения осуществляют до пробоя изоляции кабеля.

6. Эквивалентное напряжение пробоя определяют по формуле

,


где , , +, - напряжение соответственно 1-й, 2-й и -й ступеней, кВ; , , +, - продолжительность воздействия напряжения на 1-й, 2-й и -й ступенях, ч; - суммарная продолжительность воздействия напряжения на всех ступенях, ч.

7. Если электрические характеристики ниже указанных в ГОСТ 18410-73, при вскрытии обнаружены явные признаки старения изоляции и эквивалентное напряжение ниже 40 кВ, то такие кабели на напряжение 6 кВ не могут быть использованы для работы на напряжении 10 кВ.



ПРИЛОЖЕНИЕ 11.3

РЕКОМЕНДАЦИИ ПО СОСТАВУ ПРОЕКТА ПЕРЕВОДА КАБЕЛЬНЫХ ЛИНИЙ
6 кВ НА НАПРЯЖЕНИЕ 10 кВ


В проект перевода кабельных линий 6 кВ на напряжение 10 кВ рекомендуется включать:

схему переводимого участка сети с перечнем кабельных линий, подлежащих переводу, характеристики линий и данные об их техническом состоянии (марка, сечение и напряжение кабеля, завод-изготовитель, стандарт, по которому изготовлен кабель, год прокладки и длина линии, число и тип установленной кабельной арматуры, данные о режимах работы линии до перевода, а также сведения об испытаниях и повреждениях);

результаты разборок и осмотров образцов кабелей, испытаний и измерений на кабельных линиях в целях установления степени старения и износа изоляции, перечень кабелей и кабельной арматуры, подлежащих замене;

сводную таблицу объема работ по этапам с указанием номенклатуры, количества заменяемого оборудования и кабелей, смету на весь объем выполняемых работ;

график очередности перевода по этапам (замена оборудования, монтаж защит, работы по ячейкам и по подключению к ним кабелей с указанием последовательности работ, адресов кабельных линий и т.д.);

схему участка сети после перевода кабелей на напряжение 10 кВ с обоснованием его необходимости (рост нагрузки, перегрузка отдельных линий, снижение потерь и т.д.) и расчетом пропускной способности после перевода.

По окончании перевода кабельных линий составляется сводка фактически выполненного объема работ и корректируется паспорт кабельных линий.



11.12. О применении концевых заделок внутренней установки из
самослипающихся лент на напряжение 1-10 кВ марки КВсл
[ЭЦ № Ц-08-82(Э)]


В 1974 г. Главэлектромонтаж Минэнерго СССР техническим циркуляром № 1-74 разрешил при выполнении сухих концевых заделок кабелей на напряжение 1-10 кВ применять самослипающиеся ленты ЛЭТСАР.

В 1981 г. ВНИИпроектэлектромонтаж Минмонтажспецстроя СССР разработал концевые заделки марки КВсл внутренней установки из лент ЛЭТСАР для кабелей на напряжение 1-10 кВ.

Концевые заделки марки КВсл предназначаются для оконцевания кабелей с бумажной изоляцией напряжением до 10 кВ внутри сухих (относительная влажность не более 60% при 20° С) помещений при разности уровней высшей и низшей точек кабеля до 10 м. Климатическое исполнение заделки УХЛ.

Для монтажа заделок применяется электроизоляционная термостойкая самослипающаяся резиновая радиационной вулканизации лента ЛЭТСАР (ТУ 38103 171-73) и изоляционный кремнийорганический лак КО-916.

Для кабелей с бумажной изоляцией напряжением до 10 кВ наряду с концевыми заделками, выполненными лентами ЛЭТСАР по указанному циркуляру № 1-74, разрешается использовать концевые заделки марки КВсл по инструкции ВНИИпроектэлектромонтажа.



ПЕРЕЧЕНЬ ДЕЙСТВУЮЩИХ РЕШЕНИЙ И ЦИРКУЛЯРОВ ГЛАВТЕХУПРАВЛЕНИЯ,
НЕ ВКЛЮЧЕННЫХ В НАСТОЯЩИЙ СБОРНИК ДИРЕКТИВНЫХ МАТЕРИАЛОВ


#G0№ п/п.
Номер решения, циркулярп или параграфа Сборника

Наименование
Причина невключения в Сборник
Срок действия

1
Р № Э-14/71
Об аварийной разгрузке турбин 200 и300 МВт ЛМЗ путем воздействия на механизм изменения скорости вращения и электрогидравлический преобразователь

Информационный характер материала
До разработки производства автоматических аварийных ограничителей мощности

2
Р № Э-20/72
Руководящие указания по плавке гололеда на ВЛ напряжением до 20 кВ, проходящих в сельской местности

Ввиду значительного объема приложения


3
Р № Э-18/75
Методические указания по использованию различных способов определения мест повреждения воздушных линий электропередачи напряжением 110 кВ и выше с помощью фиксирующих приборов

То же


4
ПЦ № Э-1/75
О предотвращении повреждений маслонаполненных герметичных вводов ГБМТ-220/2000
Будет учтен в "Правилах технического обслуживания маслонаполненных вводов"

До издания Правил

5
ПЦ № Э-1/76
О проверке качества масла, залитого в герметичные вводы ГБМТ-220/2000

То же
То же

6
ПЦ № Э-8/77
О дефекте уплотнения наконечников вводов

-110/630 и
-10/630, изготовленных по заводским чертежам № 2ИЭ.800.026 и 2ИЭ.800.047

Будет учтен в "Правилах технического обслуживания маслонаполненных вводов"
До издания Правил

7
Р № Э-5/78
О введении в действие "Единых технических указаний по выбору и применению электрических кабелей" (ЕТУ)

Ввиду значительного объема приложения


8
Р № Э-6/79
О введении в действие "Правил технического обслуживания устройств релейной защиты и электроавтоматики электрических сетей 0,4-20 кВ"

То же


9
Р № Э-19/79
О введении в действие "Типового положения по организации эксплуатации средств диспетчерского и технологического управления тепловых электростанций"

""


10
ПЦ № Э-1/80
О предотвращении повреждений герметичных вводов с выносными баками давления
Будет учтен в "Правилах технического обслуживания маслонаполненных вводов"

До издания Правил

11
Р № Э-8/80 и ЭЦ № Ц-04-82 (Э)

О нормах браковки деревянных опор ВЛ 0,4-20 кВ. О нормах браковки и о периодичности ремонтов деревянных опор на железобетонных приставках ВЛ 0,4-20 кВ (в дополнение и изменение Р № Э-8/80)

Будут учтены в новой "Типовой инструкции по техническому обслуживанию и капитальному ремонту воздушных линий электропередачи 0,38-20 кВ"
До издания Типовой инструкции

12
Р № Э-10/80
О применении в ОРУ 330 кВ средств защиты обслуживающего персонала от воздействия электрического поля

Ввиду значительного объема приложения
До выхода руководящих указаний по данному вопросу

13
Р № Э-2/81
О введении в действие гл. III-1 "Защита электрических сетей напряжением до1000 В" новых Правил устройства электроустановок (#M12293 0 1200003114 3645986701 3867774713 77 4092901925 584910322 1540216064 77 77ПУЭ#S)

В связи с включением в #M12293 0 1200003114 3645986701 3867774713 77 4092901925 584910322 1540216064 77 77ПУЭ#S 6-го издания


14
ЭЦ № Э-2/81
Об устранении дефектов выключателя ММО-110-1250-20У1

Ввиду значительного объема приложения


15
§ 2,5 Сборника (изд. 2-е, 1981)
О внесении изменений в "Типовую инструкцию по производству переключений в электрических распределительных устройствах электрических станций и подстанций"

Будет учтен в перерабатываемой редакции Типовой инструкции
До издания Типовой инструкции

16
§ 2.9 Сборника (изд. 2-е, 1981)
иР N Э-12/79
О введении в действие "Руководящих указаний по выбору и эксплуатации изоляции в районах с загрязненной атмосферой (РУ-74)". Об изменении требований РУ-74 по выбору уровней изоляции ВЛ и ОРУ, расположенных в зоне уносов предприятий азотной промышленности

Учтены в переработанных Руководящих указаниях


17
§ 3.6 Сборника (изд. 2-е, 1981)
О внесении дополнений в "Типовую инструкцию по ликвидации аварий в электрической части энергосистем"

Будет учтен в перерабатываемой Типовой инструкции
До издания Типовой инструкции

18
§ 7.9 Сборника (изд. 2-е, 1981)
О предотвращении повреждений переключающих устройств 3РНОА-110/1000 трансформаторов и реконструкции схемы управления приводами ПДП-4у

-
До издания нового циркуляра

19
§ 7.14 Сборника (изд. 2-е, 1981)
О предотвращении повреждений трансформаторов из-за утечки масла

Будет учтен в новой Инструкции по эксплуатации трансформаторов
До издания Инструкции

20
§ 7.15 Сборника (изд. 2-е, 1981)
О предотвращении перевозбуждения сетевых понижающих автотрансформаторов с регулированием напряжения в нейтрали

То же
То же




Текст документа сверен по:
официальное издание
М.: "Энергоатом издат", 1985
15

Приложенные файлы

  • doc 4443644
    Размер файла: 3 MB Загрузок: 0

Добавить комментарий