Скачать документ

МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ СССР
ГЛАВЭНЕРГОРЕМОНТ

РУКОВОДСТВО
ПО КАПИТАЛЬНОМУ РЕМОНТУ
МАСЛЯНОГО ВЫКЛЮЧАТЕЛЯ
МКП-35-1000-25

РД 34.47.604

СЛУЖБА ПЕРЕДОВОГО ОПЫТА ПО «СОЮЗТЕХЭНЕРГО»


«Уралэлектротяжмаш» Главэнергоремонта

А.И. УТКИН В.И. КУРКОВИЧ

1. Введение

1.1. Руководство по капитальному ремонту масляного выключателя МКП-35-1000-25* является техническим документом, соблюдение требований которого обязательно для персонала, выполняющего капитальный ремонт выключателя.


в) правила приемки оборудования в ремонт и из ремонта;

г) критерии оценки качества ремонтных работ.

1.4. Руководство разработано на основе технической документации завода-изготовителя.

2. Организация работ по ремонту выключателя

2.1. Общие положения


2.1.1. Состав бригады (звена) для ремонта выключателя устанавливается в зависимости от намеченного объема работ (продолжительность выполнения ремонтных работ определяется сетевым графиком выполнения ремонта).

2.1.2. Сроки выполнения ремонтных работ должны определяться с учетом следующего:

а) состав бригады должен соответствовать технологической схеме ремонта. Изменение состава бригады до окончания ремонта не допускается;

б) обеспечена непрерывная загрузка отдельных исполнителей и бригады в целом;

в) для обеспечения выполнения ремонтных работ в установленные сроки рекомендуется выдача нормированных планов-заданий, применение агрегатно-узлового способа ремонта в использование обменного фонда деталей;


г) режим работы ремонтного персонала должен быть подчинен максимальному сокращению продолжительности ремонтных работ.

2.1.3. Руководство предусматривает состав ремонтной бригады из 4 чел.: электрослесари 5-го разряда - 1 чел., 3-го разряда - 2 чел., 2-го разряда - 1 чел.

2.1.4. Трудозатраты на капитальный ремонт выключателя определены на основании «Норм времени на капитальный, текущий ремонты и эксплуатационное обслуживание оборудования подстанций 35 - 500 кВ и распределительных сетей 0,4 - 20 кВ», утвержденных Минэнерго СССР в 1971 г.

Нормы на капитальный ремонт масляного выключателя МКП-35-1000-25 (без смены вводов) - 41,8 чел.-ч, со сменой вводов - 52 чел.-ч.

2.2. Подготовка к ремонту


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

2.2.2. К началу ремонта укомплектовывается бригада из рабочих соответствующей квалификации, прошедших обучение, проверку знаний и инструктаж по правилам безопасного ведения работ.

2.2.3. Перед началом работы бригаде выдается плановое задание с конкретным перечнем работ и указанием их объема, трудозатрат и срока окончания, а также технологические указания и требования.

2.2.4. До начала ремонта необходимо:

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


б) подготовить основные и вспомогательные материалы, запасные части для ремонта (приложения 3, 4); перечень и количество материалов уточнить в соответствии с объемом работ;

в) подготовить и проверить защитные средства;

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

2.2.5. Исполнителям совместно с руководителем ремонта после оформления общего наряда на ремонт выключателя необходимо:

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

б) осуществить все противопожарные мероприятия.

2.3. Контроль качества ремонтных работ

2.3.1. Контроль качества ремонтных работ со стороны исполнителя осуществлять в следующем порядке:

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

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

в) после окончания всех ремонтных работ предъявлять выключатель для окончательной приемки.

2.3.2. Окончательную приемку изделия в целом производят представители эксплуатационного подразделения совместно с руководителем ремонта, о чем составляется технический акт ремонта, который подписывается представителями обеих сторон.

3. Приемка выключателя в ремонт

3.1. До начала капитального ремонта комиссия из представителей эксплуатационного и ремонтного подразделений с обязательным участием руководителя ремонта производит проверку состояния готовности к ремонту:

а) наличие ведомости объема работ капитального ремонта;

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

в) состояние мероприятий по технике безопасности, охране труда и пожарной безопасности;

г) наличие графика капитального ремонта.

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

Технические данные масляного выключателя МКП-35-1000-25
(соответствуют требованиям ГОСТ 687-70)

Напряжение, кБ:

номинальное 35

наибольшее рабочее 40,5

Номинальный ток, А 1000

Предельный сквозной ток, кА:

эффективное значение периодической составляющей 25

амплитудное 63

Предельный ток термической устойчивости, кА 25

Номинальный ток отключения, кА 25

Мощность отключения, МВ-А 1750

Время протекания тока термической устойчивости, с 4

Допустимое число отключений КЗ без ревизии выключателя 5

Масса, кг:

выключателя с приводом (без масла) 2750/2830

привода 310

трансформаторного масла 800

Технические данные электромагнитного привода ПЭ-31
(соответствуют требованиям ГОСТ 688-67)

Номинальное напряжение электромагнита, В:

включающего 110/220

отключающего 110/220

Пределы оперативной работы привода по напряжению на зажимах его обмоток, % номинального:

включающего электромагнита 85 - 110

отключающего электромагнита 65 - 120

Потребляемый ток обмотки электромагнита при температуре окружающего воздуха 20 °С, А:

включающего 248/124

отключающего 10/5

Потребляемый ток включающей обмотки контактора при напряжении 110/220 В, А 2/1

Сопротивление обмоток электромагнита, Ом:

включающего (одной секции) 0,85 - 0,92

отключающего (одной секции) 20,25 - 23,75

4. Разборка выключателя

4.1. Общие указания по дефекации выключателя

4.1.1. Осмотреть выключатель, убедиться в отсутствии течи масла. При наличии течи установить причину.

4.1.2. Проверить правильность установки каркаса выключателя и горизонтальность положения его верхнего основания.

4.1.3. Осмотреть крепление каркаса к фундаменту (анкерные болты должны иметь контргайки). Рама должна быть надежно заземлена стальной полосой сечением не менее 25?4 мм.

4.1.4. Проверить состояние лебедки и троса.

4.1.5. Убедиться в целости разрывного винта предохранительного клапана.

4.1.6. Провести несколько пробных включений и отключений выключателя; определить предварительный объем ремонта.

4.2. Разборка и сборка вводов, не подлежащих замене

4.2.1. Отсоединить шины.

4.2.2. Вывинтить стопорные винты 2 (рис. 1), отвинтить гайки 1 и колпак с наконечником 3.

4.2.3. Вывинтить стопорный винт II из гайки 10, снять прокладку (латунную шайбу) 4, центрирующую шайбу 5 и прокладку 6.

Примечание. Работы по п. 4.2 выполнять при включенном положении выключателя во избежание провертывания токоведущего стержня 9 в конденсаторной втулке 8.

4.2.4. Отвинтить гайки. Снять кожух 7.

4.2.5. Провести дефектацию вводов согласно п. 6.8.

4.2.6. Установить кожух 7, навинтить гайки.

4.2.7. Установить резиновую прокладку 6, центрирующую шайбу 5, прокладку (латунную шайбу) 4, навинтить гайку 10, ввинтить стопорный винт 11.

4.2.8. Навинтить колпак с наконечником 3, гайки 1 и ввинтить стопорные винты 2.

4.3. Общая пооперационная разборка выключателя

4.3.1. Слить масло из баков выключателя в предварительно подготовленную емкость. Проверить работу маслоуказателей.

4.3.2. Отключить устройство подогрева масла в баках.

4.3.3. Надеть трос на ролики 3 бака (рис. 2), слегка натянуть. Отвинтить гайки с болтов, крепящих бак, снять шайбы, опустить бак 1 до полного ослабления троса, снять трос с роликов бака. Аналогично опускаются баки двух других фаз.

4.3.4. Вывернуть болты, крепящие экран 1 (рис. 3), опустить экран до упора в траверсу.

4.3.5. Вывернуть болты крепления корпуса 2 к держателю 3, опустить корпус с камерой.

4.3.6. Поднять экран и надеть на нижнюю часть бакелитовой втулки ввода. Вынуть корпус и камеру, затем снять экран.

4.3.7. Отключить внешние и внутренние концы, подключенные к трансформатору тока 2 (см. рис. 2). Предварительно проверить наличие маркировки. При отсутствии - нанести.

4.3.8. Отвернуть гайки и снять трансформаторы тока.

Примечание. Снимать трансформаторы тока только при необходимости их замены или сушки.

4.3.9. Отвинтить гайки с болтов ввода, снять ввод и прокладку (демонтаж ввода производить только при необходимости).

5. Подготовка к дефектации и ремонту

5.1. Узлы и детали тщательно очистить от грязи, остатков старой смазки и продуктов коррозионно-механического износа, промыть в бензине Б-70 и просушить для осмотра и выявления дефектов.

5.2. Следа коррозии, лака, краски удалить шкуркой, зачистив эти места до металлического блеска.

6. Технические требования на дефектацию и ремонт деталей и сборочных единиц выключателя

6.1. Болты, шпильки, гайки, резьбовые соединения подлежат выбраковке при наличии:

а) трещин;

б) вмятин, забоин, выкрашиваний более чем двух витков;

в) погнутости болта (шпильки) более 1 мм на 100 мм длины.

6.1.1. На головках болтов и гайках грани и углы не должны быть смяты или срублены. При износе граней более 0,5 мм (от номинального размера) болт или гайка выбраковывается.

6.1.2. Отверстия для шплинтов в болтах и шпильках не должны быть забиты и заметно увеличены.

6.1.3. При разборке исправные шпильки из деталей вывертывать не следует. Тугую и плотную посадку шпилек проверяют остукиванием. Если при этом слышен дребезжащий звук, то шпильку следует вывернуть, посадку восстановить.

6.2. Валы, оси.

6.2.1. Оси подлежат замене при наличии:

а) износа по диаметру, овальности в местах износа;

б) искривления осей более 0,2 - 0,3 мм;

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

г) седловин на рабочих поверхностях трения валов и осей.

6.2.2. Правку валов и осей производить в холодном состоянии легкими ударами молотка на устойчивой опоре. Для предотвращения повреждения деталей на опору и под молоток ставить деревянные или свинцовые прокладки. Искривление проверять по отвесу.

6.2.3. Допускается уменьшение вала, оси и эллипсность детали в месте износа не более 0,4 мм, проверить диаметр и эллипсность валов и осей микрометром.

6.2.4. Допускается увеличение диаметра отверстий и их эллипсность не более, чем на 0,4 мм. Проверять диаметр и эллипсность отверстия штангенциркулем.

6.2.5. Задиры на поверхностях осей снимать аккуратно мелким напильником или шлифовальной шкуркой.

6.2.6. Седловины и вмятины на рабочих поверхностях осей определять измерением наименьшего диаметра в деформированных местах. Опиловка седловин и вмятин на рабочих поверхностях не допускается.

6.3. Стопорные и пружинные шайбы подлежат выбраковке:

а) при наличии трещин и изломов;

б) при потере упругости;

в) если развод пружинных шайб менее полуторной ее толщины.

6.3.1. Нормальный развод шайбы равен двойной ее толщине, допустимый - полуторной.

6.3.2. При ослаблении посадки или износе установочных штифтов отверстие под них развернуть и установить штифты ремонтного размера.

6.4. Цилиндрические винтовые пружины подлежат выбраковке при наличии:

а) трещин и надломов;

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

в) отклонения оси пружин от перпендикуляра к торцовой плоскости более 5 мм на 100 мм длины;

г) потери упругости пружин допускается в пределах 5 - 10 % нормальной величины.

6.5. Уплотнения.

6.5.1. Самоподжимные сальники подлежат выбраковке при наличии:

а) вмятин, глубоких рисок и других механических повреждений корпуса и крышки;

б) трещин, прорезов, надрывов, глубоких рисок на поверхности манжеты, соприкасающейся с валом;

в) неплотной посадки манжеты сальника в корпусе;

г) обрыва или повреждения пружины.

6.5.2. Все войлочные сальники и уплотнения при капитальном ремонте подлежат замене.

6.6. Уплотнительные прокладки.

6.6.1. Картонные прокладки не должны иметь вырванных мест и разрывов.

6.6.2. Неравномерность толщин прокладки не должна превышать 0,1 мм по всей длине.

6.6.3. Поверхность прокладки должна быть ровной, чистой, без складок и морщин.

6.6.4. У резиновых прокладок не должно быть трещин, среза, остаточной деформации. При наличии перечисленных дефектов или потере упругости прокладки заменить.

6.7. Трансформаторы тока

6.7.1. Измерить сопротивление изоляции вторичной обмотки мегаомметром на напряжение 1000 В. Сопротивление изоляции вторичной обмотки с подсоединенными вторичными цепями должно быть не менее 1 МОм.

6.7.2. Проверять состояние поверхностей изоляции. Поврежденные участки обмотать киперной лентой, пролакировать бакелитовым лаком, просушить.

6.8. Технические требования на дефектацию и ремонт сборочных единиц выключателя.

6.8.1. Подвижный контакт

Количество на изделие - 3.

1. Трещины, деформация не допускаются.

3. После опиловки допускаются углубления не более 0,5 мм.

6.8.2. Конденсаторный ввод (рис. 1)

Количество на изделие - 6.

Позиция на рисунке

Возможный дефект

Способ устранения дефекта

Трещины, сколы общей площадью белее 10 см 2

Осмотр. Измерение. Линейка

Заменить

То же площадью до 10 см 2

Осмотр. Измерение. Линейка

Очистить, обезжирить, покрыть слоем бакелитового лака

Окисление, нагар

Зачистить

Частичное выкрашивание замазки армировочных швов

Подармировать с последующим покрытием лаком

Трещины, отслоения мастики от стенок

Заменить

Технические требования к отремонтированной детали

1. Сопротивление изоляции должно быть не менее 1000 МОм.

2. Тангенс угла диэлектрических потерь tg d должен быть не более 3 % (при температуре 20 ? 5 °С).

3. Ввод должен выдержать испытание повышенным напряжением 95 кВ в течение 5 мин.

4. Омическое сопротивление ввода не более 60 мкОм.

6.8.3. Дугогасительная камера (рис. 3)

Количество на изделие - 6.

Позиция на рисунке

Возможный дефект

Способ установления дефекта и контрольный инструмент

Способ устранения дефекта

Обгар, оплавление и раковины

Опилить, сохраняя первоначальную форму. Допускаются раковины на контактной поверхности глубиной не более 0,5 мм. Восстановить серебряное покрытие электроискровым способом

Коробление и обгар изолирующих пластин

Заменить

Прогар более 2/3 компаундного слоя

Заменить

Излом более 1/4 толщины пакета гибкой связи

Заменить

Технические требования к отремонтированной детали

1. Трещины, деформации не допускаются.

2. Срыв нитки резьбы более чем на одном витке не допускается.

3. Оборванные листы при изломе менее 1/4 толщины обрезать.

6.8.4. Бак (поз. 1 рис. 2)

Количество на изделие - 3.

Позиция на рисунке

Возможный дефект

Способ установления дефекта и контрольный инструмент

Способ устранения дефекта

Подтекание маслоуказателя

Заменить дефектную деталь, очистить маслоуказательное стекло

Значительное коробление внутрибаковой изоляции

Осмотр бака, не заполненного маслом

Заменить

Устранить правкой

Трещины в сварных швах

Осмотр заполненного маслом бака

Устранить заваркой

Повреждение антикоррозионного покрытия

Поврежденные места зачистить, обезжирить, восстановить покрытие

Подтекание маслоспускного крана

Промазать замазкой и прокрасить масляной краской

Технические требования к отремонтированной детали

Трещины, деформации не допускаются.

7. Сборка составных частей выключателя

7.1. Установка вводов

7.1.1. Установить прокладку на отверстие крышки под фланец ввода, поднять ввод на выключатель, установить осторожно в отверстие крышки, центрировать до совпадения осей крепежных отверстий. Отрегулировать окончательно положение ввода. Закрепить ввод на крышке болтами и гайками с шайбами. Во избежание переносов гайки затягивать поочередно по диагонали.

7.2. Сборка дугогасительного устройства и контактной системы

7.2.1. Закрепить на держателе 3 (см. рис. 3) и неподвижном контакте 6 гибкие связи 4. Следить, чтобы концы болтов, крепящих гибкие связи, не проходили внутрь кольцевой выточки стакана, в котором расположена пружина 5.

7.2.2. Установить пружину 5, ввернуть направляющий болт. Следить, чтобы срезы головки болта были расположены против отверстий, имеющихся в стенке латунного стакана.

7.2.3. Установить корпус 2, закрепить болтами к держателю 3.

7.2.4. Собрать комплект изолирующих пластин 7, закрепить их на корпусе 2 изолированными болтами.

7.2.5. Поднять экран и надеть на нижнюю часть бакелитовой втулки ввода.

7.2.6. Установить камеру на токоведущий стержень ввода, закрепить с помощью накладок и болтов.

7.2.7. Проверить установочные размеры камеры:

Отклонение от вертикали ± 1 мм на полную высоту камеры;

Расстояние от камеры до оси направляющей трубы в пределах 90 ± 1 мм.

При этом подвижные контакты должны ходить в камере, не касаясь ее стенок.

Регулировку производить изменением положения камеры на токоведущем стержне.

7.2.8. Зафиксировать положение камеры на токоведущем стержне ввода стопорным винтом.

7.2.9. Надеть на камеру экран 1, закрепить болтами.

8. Регулирование выключателя

8.1. Проверить действие приводного механизма. Выключатель медленно включить, домкратом ДВ-33. При этом проверить, нет ли участков, где подвижная система заедает и чувствуется увеличение мускульного усилия, требующегося для включения. В процессе включения (в течение всего хода) несколько раз ослаблять усилие на рукоятке домкрата, создавая возможность обратного хода подвижной системы.

Проверять, не произойдет ли в каком-либо промежуточном положении останов (зависание) подвижной системы выключателя.

8.2. Проверить правильность положения рычагов приводного механизма с помощью шаблона (рис. 4).

При правильном положении рычагов оси приводного механизма должны касаться шаблона. Допускается недоход средней оси по отношению к линии шаблона на 2 - 3 мм.

Внимание! Переход средней оси за линию шаблона в сторону упорной шпильки не допускается.

8.3. Несоответствие шаблону положения осей регулировать укорочением либо удлинением тяг между приводными механизмами разных фаз ввинчиванием их наконечников.

При одинаковом несоответствии шаблону всех трех фаз регулировку производить изменением длины вертикальной тяги, идущей к приводу.

8.4. Проверить зазор (1,5 - 2 мм) между рычагом приводного механизма и упорной шпилькой.

Регулировать положением упорной шпильки во включенном положении выключателя.

8.5. Проверить полный ход подвижного контакта.

В положении выключателя «включено» у нижнего торца направляющей трубы сделать отметку на штанге. Отключить выключатель и вновь сделать отметку на штанге.

Полный ход штанги - 270 - 280 мм.

8.6. Проверить одновременность замыкания контактов полюса (допускается расхождение не более 2 мм), замыкание контактов между полюсами (расхождение не более 4 мм).

Регулировать:

а) опуская или поднимая камеры с неподвижными контактами;

б) ввинчивая или вывинчивая подвижные контакты (стержня) во вкладышах траверсы.

8.7. Измерить переходное сопротивление каждого полюса (не более 300 мкОм). Измерять при замкнутой вторичной обмотке трансформаторов тока на рабочую нагрузку или накоротко.

8.8. Снять виброграмму, проверить скорость движения подвижных контактов выключателя (без масла) при отключении и включении:

в момент размыкания контактов - 1,7 - 2,3 м/с и 1,8 - 2,6 м/с; максимальная - 3,0 - 3,6 м/с и 2,1 - 5,9 м/с соответственно.

Проверку одновременности, ход в контактах (вжим - 16 ± 1 мм), снятие скоростных и временных характеристик рекомендуется проводить с помощью пульта (рис. 5).

9. Ремонт привода

9.1. Осмотр привода

9.1.1. Очистить и осмотреть все доступные части привода от пыли, грязи и старой смазки, проверить:

а) состояние осей, пружин;

б) крепление привода;

в) степень коррозии деталей;

г) отсутствие вмятин и наклепов на рабочих поверхностях.

Провести дефектацию и ремонт частей привода согласно разд. 6.

9.1.2. Проверить отсутствие перекоса и заеданий сердечников электромагнитов.

9.1.3. Обратить внимание на надежность соединений, их крепление.

9.1.4. Обратить особое внимание на наличие во всех звеньях передаточных механизмов приспособлений, предупреждающих самопроизвольное отвертывание (контргайки, пружинные шайбы и т.п.).

9.1.5. Осмотреть блок-контакты КБО и КБВ. Обратить внимание на состояние подвижных и неподвижных контактов, пружин, зажимов, контактных винтов, тяг и рычагов.

9.1.6. Уточнить окончательный объем ремонта привода. Разборку привода производить только при обнаружении неисправностей, мешающих дальнейшей нормальной работе привода.

9.2. Регулирование привода

Внимание! Во избежание травм при случайном отключении в процессе регулировки привода необходимо предохранительный болт 6 (рис. 6) ввернуть до упора к отключающую собачку 5. При отключениях или окончании регулировки вывернуть болт 6, установив зазор 13 - 15 мм.

9.2.1. Выдержать зазоры и западания собачек в соответствии с рис. 6. Регулировать значение западания 5 - 8 мм отключающей собачки 5 болтом 2 и винтом 4.

9.2.2. Проверить надежность зацепления рычага 3 с защелкой при упоре отключающей собачки 5 в болт 6. Регулировать болтом 1.

9.2.3. Проверять соответствие положения контактов КБВ и КБО положению выключателя. Включенному положению выключателя должно соответствовать отключенное положение контакта КБВ и включенное положение контакта КБО.

9.2.4. Проверить размыкание блок-контактов КБВ в конце хода включения привода. Проверку производить при минимальном напряжении (93,5/187 В) на зажимах включающего электромагнита в момент включения.

9.2.5. Отрегулировать зазор между собачками и храповиками у блок-контактов в соответствии с рис. 7. Регулировку производить перемещением вилки 4 (рис. 8) вдоль тяги 3 и перемещением резьбового пальца 2. Вилка 4 должна проворачиваться на тяге 3.

Внимание! Во избежание повреждений передаточных звеньев блок-контактов при регулировке соблюдать осторожность и присоединять тягу к рычажкам только после предварительной проверки ее длины в обоих крайних положениях привода.

9.2.6. Сердечник включающего электромагнита покрыть специальной смазкой (одна часть ЦИАТИМ-203 и одна часть графита аморфного или серебристого).

10. Окончательная сборка и испытание выключателя

10.1. Бак очистить от грязи, протереть, проверить исправность внутренней изоляции.

10.2. Проверить исправность маслопускных кранов и электроподогрева. Трубчатые нагреватели включить на напряжение, равное 50 % номинального в течение 2 ч - для просушки.

10.3. Установить съемную лебедку, надеть тросик лебедки на ролики бака 3 (см. рис. 2) и с помощью лебедки поднять баки, закрепить их.

10.4. Измерить угол поворота вала, который должен быть равен 57°.

10.5. Залить баки маслом, пробивное напряжение которого не ниже 35 кВ. При заливке контролировать работу маслоуказателей, проверить отсутствие подтеков. После заливки и отстоя масла взять пробу. Пробивное напряжение масла должно быть не менее 30 кВ.

10.6. Покрасить выключатель.

10.7. Подключить шинные спуски.

10.8. Определить наименьшее напряжение включающего электромагнита, при котором привод способен включить выключатель вхолостую.

10.9. Определить наименьшее напряжение отключающего электромагнита, при котором привод способен отключить выключатель.

10.10. Проверить совместную работу выключателя с приводом пятикратным включением отключением выключателя.

10.11. Перед вводом в эксплуатацию выключатель испытать напряжением 95 кВ в течение 1 мин.

Приложение 1

Перечень инструмента, необходимого для капитального ремонта выключателя

Наименование

Обозначение

Обозначение стандарта

Количество, шт.

1. Ключи гаечные с открытыми зевами, двусторонние:

Ключ 7811-0003

Ключ 7811-0021

Ключ 7811-0022

Ключ 7811-0023

Ключ 7811-0025

2. Ключи гаечные с открытыми зевами, односторонние:

Ключ 7811-0142

Ключ 7811-0146

3. Ключ трубный рычажный № 1

4. Плоскогубцы комбинированные, длиной 200 мм

Плоскогубцы, 200

5. Напильник плоский тупоносый

Напильник 2820-0029

Напильник 2820-0029

6. Отвертка слесарно-монтажная

Отвертка 7810-0309

7. Молоток слесарный, стальной, массой 400 г

Молоток 7850-0034

8. Линейка измерительная метрическая

Линейка 1-500

Линейка 1-150

9. Штангенциркуль

10. Уровень брусковый

Уровень длиной 150 мм

13. Домкрат ручной

14. Приспособление для снятия виброграммы

15. Шаблон

16. Электродрель

17. Сверла диаметром 6; 8 мм

18. Метчики

Приложение 2

Перечень приборов, применяемых при ремонте

Наименование и обозначение

Назначение и краткая характеристика

1. Мост переносной - МД-16

Прибор для измерения емкости и угла диэлектрических потерь tg d

2. Мегаомметр М-1101

Измерение сопротивления изоляции 1000 В

3. Микроомметр М-246

Измерение переходного сопротивления контактов

4. Виброграф

Снятие виброграммы, 12 В

5. Вольтметр Э-Л5

0-600 В, класс 0,5

6. Пульт наладки выключателя.

Разработка предприятия «Южэнергоремонт»

Проверка одновременности замыкания контактов полюса и между полюсами, снятие характеристик, питание вибрографа, освещения

7. Установка для серебрения электроискровым способом ЭФИ-54

Восстановление посеребренных контактных поверхностей (только в мастерской). Толщина наносимого слоя 0,01 мм. Производительность максимальная до 10 см 2 /мин

8. Лупа складная карманная ЛП-1-7*

9. Резистор РСПС сдвоенный

340 Ом ± 10 %

1 А - последовательно

2 А - параллельно

Приложение 3

Нормы расхода материалов на капитальный ремонт выключателя

Наименование

Обозначение стандарта

Норма расхода на ремонт одного выключателя

Масло трансформаторное ТКп, кг

Смазка ЦИАТИМ-203, кг

Бензин авиационный Б-70, л

Ветошь обтирочная, кг

Шкурка шлифовальная, разная, м 2

Краска желтая, красная, зеленая, серая, кг

По необходимости

Картон электроизоляционный ЭМ толщиной 1 мм, кг

Резина листовая техническая, кг:

Лак бакелитовый, кг

Шплинты разные, кг

Олифа оксоль, кг

Шпатлевка, кг

Пакля, кг

Сурик, кг

Киперная лента

Приложение 4

Комплект запасных частей, поставляемых по специальному заказу

Приложение 5

Ведомость основных показателей технического состояния выключателя после капитального ремонта

Энергосистема (РЭУ) ___________________________________________

Предприятие _________________________________________________

Ведомость
основных показателей технического состояния выключателя после капитального ремонта

Тип ______________________ Завод-изготовитель __________________________

Заводской номер _______________________ Год изготовления ________________

Причина ремонта ________(плановый, внеочередной, после отключения_________

предельного количества коротких замыканий)_______________________________

_____________________________________________________________________

Начало ремонта ____________________________ (дата)

Окончание ремонта _________________________ (дата)

1. Ведомость капитального ремонта сборочных единиц выключателя (заполняется на сборочные единицы, потребовавшие замены либо капитального ремонта деталей)

2. Регулировка выключателя

Характеристика

Результаты измерений

Полный ход подвижных контактов с учетом хода в буфере, мм

Ход в контактах (вжим), мм

Разновременность замыкания контактов полюса, мм, не более

Разновременность замыкания контактов между полюсами, мм, не более

Переходное сопротивление токоведущего контура, мкОм, не более

3. Испытание выключателя с электромагнитным приводом

Характеристика

Результаты измерений

Наименьшее включающее напряжение на зажимах катушки включения, В, не более

Сопротивление одной секции катушки включения, Ом

Сопротивление одной секции катушки отключения, Ом

Скорость подвижных контактов, м/с

в момент размыкания

максимальная

Скорость подвижных контактов

при включении при отсутствии масла в баках (в момент замыкания контактов максимальная)

Рис. 8. Передача от вала привода к быстродействующим блок-контактам:

1 - вал; 2 - палец; 3 - тяга; 4 - вилка

1. Введение. 1

2. Организация работ по ремонту выключателя. 1

3. Приемка выключателя в ремонт. 3

4. Разборка выключателя. 4

5. Подготовка к дефектации и ремонту. 5

6. Технические требования на дефектацию и ремонт деталей и сборочных единиц выключателя. 5

7. Сборка составных частей выключателя. 9

8. Регулирование выключателя. 9

9. Ремонт привода. 10

10. Окончательная сборка и испытание выключателя. 11

Приложение 1 Перечень инструмента, необходимого для капитального ремонта выключателя. 12

Приложение 2 Перечень приборов, применяемых при ремонте. 12

Приложение 3 Нормы расхода материалов на капитальный ремонт выключателя. 13

Приложение 4 Комплект запасных частей, поставляемых по специальному заказу. 13

Приложение 5 Ведомость основных показателей технического состояния выключателя после капитального ремонта. 13

Многообъемные (баковые) масляные выключатели первоначально до середины 30-х годов были единственным видом отключающих аппаратов в сетях высокого напряжения.
В выключателях этого вида на каждую фазу предусмотрен отдельный стальной заземленный бак, заполненный трансформаторным маслом, которое используется в качестве газогенерирующего вещества при гашении электрической дуги в процессе отключения, а также для изоляции контактной системы от заземленного бака. Выключатели используются в электроустановках напряжением 35, 110 и 220 кВ.
Выключатель МКП-35 (масляный, камерный, подстанционный, на напряжение 35 кВ показан на рис. 1. Он состоит из трех баков 1 овальной формы (рис. 1, а), закрепленных на сварной раме 2. Управление выключателем осуществляется с помощью привода в шкафу 3. Для опускания и подъема баков используется лебедка 4.


Рис. 1:
а - выключатель типа МКП-35; б - разрез полюса выключателя На рис. 1, б приведен разрез одного полюса выключателя, на котором показаны: бак 3 и дугогасительная камера 1, имеющие изолирующие экраны 2. На крышке бака расположены высоковольтные вводы 5. Подвижные контакты 7 закреплены на траверсе которая штангой б связана с приводным механизмом в верхней части бака.

На токоведущем стержне каждого ввода крепится дугогасительная камера (рис. 2) с помощью двух болтов держателя 4. Камера закрыта изоляционным экраном 1. Верхняя часть камеры - металлическая (сталь, латунь), нижняя - собирается из изолирующих пластин 9, имеющих специальные профильные вырезы. В собранном виде пластины стягиваются текстолитовыми шпильками и образуют Камеру, имеющую центральный вертикальный канал с горловиной 8. для прохода подвижного контакта и два горизонтальных канала поперечного дуться с выходом в масляный бак.


а - дугогасительная камера выключателя MKП-35; б - процесс гашения дуги в камере
Контакты выключателя торцевого типа. Их замыкание происходит в верхней части камер, имеющей металлический корпус 6, в котором находится неподвижный контакт 7. Пружина 3 служит для смягчения ударов, предупреждения вибраций при включении и создания контактного нажатия во включенном положении. Гибкая связь 2 обеспечивает хороший контакт между подвижной и неподвижной частью верхней контактной системы (неподвижного контакта). В правой верхней части камеры имеется отсек 5, в котором при заполнении бака маслом остается воздух, образующий буферную газовую подушку. ,
При размыкании контактов 3 и 4 (рис. 2, б) в верхней части камеры возникает дуга, которая растягивается вслед за подвижным контактом 4, разлагает и испаряет масло. Давление в основной камере резко повышается, так как выход из камеры перекрыт стержнем подвижного контакта. Давление передается в отсек 2, где происходит сжатие воздуха газовой подушки.
Подвижный контакт по мере движения вниз поочередно открывает горизонтальные каналы 6 поперечного дутья, в которые под большим давлением устремляются масло и газы их верхней части камеры. При этом дуга зигзагообразно растягивается в каналах, интенсивно деионизируется и гаснет.
Гашение происходит в двух дугогасительных камерах одновременно (рис. 1, б), то есть на каждую фазу создается два разрыва электрической дуги, благодаря чему процесс отключения значительно ускоряется (tотклв = 0,08 с). Выключатель МКП-35 относится к числу быстродействующих. Интенсивная деионизация дуги и ее быстрое гашение происходят благодаря следующим факторам:
наличие водорода в газовом пузыре, возникающем при разложении масла;
высокое давление в газовом пузыре;
растяжение дуги в продольном и поперечном направлениях;
два разрыва токовой цепи на одну фазу;
прохождение переменного тока через нуль.

Рис. 3:
а - разрез полюса выключателя типа С-35; б - разрез его дугогасительной камеры
Важнейшую роль в работе выключателя играет буферное пространство, расположенное в верхней части бака над маслом и заполненное воздухом. Оно позволяет маслу расширяться вверх, из-за чего уменьшается давление на стенки и дно бака. Если это пространство недостаточно (высокий уровень масла), то возможен взрыв бака.
При низком уровне масла в баке водород, входящий в состав выделяющихся газов и имеющий высокую температуру, поднимаясь вверх, не успевает охладиться, и соединяясь с кислородом воздуха в буферном пространстве, может вызвать взрыв. Следовательно, взрыв выключателя может произойти как при повышении, так и при понижении уровня масла. В процессе эксплуатации ведется контроль за уровнем масла, для этой цели баки имеют маслоуказатели.
Выключатель С-35 на 35 кВ был разработан в городе Свердловске (Екатеринбурге). Он выпускается на номинальный ток 630 А и используется в сетях, где не требуется мощный выключатель МКП-35. Их основной отличительной особенностью являются дугогасительные камеры и процессы гашения дуги в них.
Выключатель состоит из трех баков, разрез одного из них представлен на рис. 3, а. Бак 14 имеет форму эллиптического конуса выполнен из листовой стали, внутри обшит изоляцией 11 из электрокартона и снабжен маслоспускным краном 13. Бак крепится с помощью четырех стяжных шпилек 17 к стальной крышке 1, на которой расположены два ввода. Основной частью ввода является токоведущий стержень 15, пропущенный через бакелитовую втулку 5. Наконечник 2 с резьбой служит для присоединения внешних токоведущих частей. Для повышения влагостойкости пространство между бакелитовой втулкой 5 и фарфоровой покрышкой б заполняется морозостойкой мастикой 4. Сверху ввод закрыт круглой литой крышкой 3. На вводах установлены трансформаторы ток 7. Снизу к токоведущим стержням 15 крепятся медные неподвижные контакты 9 Г-образной формы. Подвижная дугогасительная камера 10 закреплена на изолирующей тяге 16, перемещающейся внутри направляющей втулки 8, под действием приводного механизм 18. Под дном бака размещено нагревательное устройство 12, которое включается для подогрева масла при температуре окружающего воздуха ниже -20°С.
Разрез дугогасительной камеры показан на рис. 29, б. Корпус 5 собирается из двух частей, изготовленных из легкого синтетического материала, выдерживающего высокое давление, путем соединения стяжными болтами 10. Внутренняя полость камеры облицована дугостойким изоляционным материалом 7. В выхлопные отверстия, расположенные в верхней части и с боков камеры установлены втулки 4 и б из дугостойкого материала. В камере размещается подвижный контактный мост 8 с металлокерамическими напайками 12, опирающийся на четыре контактные пружины 9.
Пружины обеспечивают необходимое усилие в контактном соединений между неподвижными контактами 14, облицованными металлическими пластинами 13, и подвижным контактом 8. Ход подвижного контакта 8 ограничивается двумя парами выступов. Корпус 3 камеры воздушной подушки соединяется с изолирующей штангой 1 с помощью резьбового соединения и фиксируется гайкой 2.
При отключении приводной механизм перемещает штангу 1 вместе с камерой вниз, между подвижным и неподвижным контактами образуются две дуги, разлагающие масло на газы. Давление в камере резко повышается и дуги выдуваются в выхлопные отверстия, этому способствует сжатый в камере воздушной подушки воздух, который служит в первый момент газообразования амортизатором, запасающим энергию. По мере продвижения камеры с подвижным контактным мостом вниз дуги растягиваются как в поперечном, так и в продольном направлении. Соприкасаясь с холодными слоями масла дуги охлаждаются, деионизируются и гаснут окончательно при очередном переходе тока через нуль.
В выключателе необходимо поддерживать уровень масла во избежание взрыва как и в МКП-35. Выключатель С-35 относится к быстродействующим.
В выключателе МКП-110М на напряжение 110 кВ установлены дугогасительные камеры поперечного масляного дутья с многократным разрывом дуги. На рис. 4, а схематично представлен разрез дугогасительных камер в процессе отключения выключателя. Процесс идет по двухступенчатому циклу: сначала размыкаются контакты внутри камеры и в ней размыкается цепь тока; ток, протекающий через шунтирующие резисторы 7 сопротивлением 750-1000 Ом, резко снижается; потом цепь размыкается за пределами дугогасительных камер и две маломощные дуги легко гасятся в масляной среде бака выключателя.
Внутри камеры заключенной в толстостенный бакелитовый цилиндр 1, по оси проходит изолирующая штанга 4 с подвижными контактными мостиками 3, эластично закрепленных с помощью пружин. На внутренней боковой поверхности цилиндра установлены неподвижные контакты 2, располагаемые попарно друг против друга. При помощи внешних подвижных контактов, расположенных на траверсе 5 при включении штанги 4 с контактными мостиками 3 перемещаются вверх, преодолевая сопротивление пружин, и замыкают цепь.

Рис. 4:
а -г- принцип гашения дуги в выключателе типа МКП-110М; б - разрез его фазы
При отключении выключателя на каждом контактном мостике образуется две дуги: вначале - гасимая, против выхлопного отверстия в стенке цилиндра, частично прикрытого фибровыми накладками; потом газогенерирующая (примерно, через четверть периода) генерирующие дуги разлагают масло в камере, генерируют газы, поддерживающие в камере высокое давление и поперечное газомасляное дутье через выхлопное отверстие 6. Таким образом, в двух камерах создается восемь разрывов токовой цепи на одну фазу, что способствует гашению возникающих дуг.
Шунтирующие резисторы 7, заключенные в отдельные бакелитовые цилиндры с отверстиями для циркуляции масла и охлаждения нихромовых спиралей, намотанных на бакелитовые цилиндры внутри цилиндров с отверстиями. Эти резисторы обеспечивают равномерное распределение напряжения между двумя дугогасительными камерами, снижение скорости восстановления напряжения и уменьшения напряжения, появляющегося на контактах выключателя после отключения, уменьшения мощности дуг при окончательном разрыве цепи. С другой стороны, применение шунтирующих резисторов и удорожает конструкцию выключателя, а также несколько увеличивает время полного отключения цепи, так как после погасания дуг в камерах через шунтирующие резисторы протекает небольшой сопровождающий ток, отключаемый контактами траверсы 5. Длительность горения дуги с сопровождающим током составляет от 0,06 до 0,08 с.
Разрез одной фазы выключателя МКП-110М дан на рис. 4, б. выключатель имеет три цилиндрических бака 1, устанавливаемых на фундаменте. На крышках баков устанавливаются маслонаполненные вводы 3, к стержням которых крепятся дугогасительные камеры 4. Параллельно дугогасительным камерам присоединяются шунтирующие резисторы в бакелитовых цилиндрах. Траверса 7 с подвижными контактами закреплена на штанге 5, перемещающейся при включении и отключении в направляющем устройстве 6 под действием механизма включения и отключения 2, с которым связаны блокировочные контакты 9. Внутренняя поверхность бака изолирована двумя слоями электротехнической фанеры 10. Масло- спускной кран 12 служит для спуска отработанного масла и подачи по маслопроводу свежего. Устройство для подогрева масла 14 используется в зимнее время при температуре окружающего воздуха ниже -20°С.В нижней части бака находится лаз 13, используемый для проникновения в бак ремонтного персонала для внутреннего осмотра и ремонта выключателя. Встроенные трансформаторы тока 8 устанавливаются на вводах 3, токоведущие стержни которых являются первичными обмотками для трансформаторов тока.
Выключатель У-110 на 110 кВ был разработан заводом Уралэлектротяжмаш. Внешний вид, габаритные размеры, принцип работы во многом аналогичен выключателю МКП-110М, однако, применение новых материалов и некоторых конструктивных разработок позволило повысить рабочие токи и отключаемые мощности выключателя, снизить удельный расход материалов на единицу отключаемой мощности.
На рис. 5, а показан разрез фазы выключателя. В каждой из двух дугогасительных камер 3 имеется по две пары последовательно соединенных контактов, между которыми при отключении возникает две дуги. Первая пара контактов образована верхним неподвижным контактом 15 и подвижным 17 (рис. 5, б), вторая - промежуточным контактом 24 и подвижным 22. Между контактами 24 и 17 существует электрическая связь в форме скользящего контакта. Механически оба подвижных контакта 17 и 22 соединены с внешним контактом 21 дугогасительной камеры, причем контакт 17 изолирован от контактов 21 и 22 втулкой 18.
При отключенном выключателе контакты внутри камеры разомкнуты: контакт 21 и связанные с ним механически контакты 17 и 22 отведены вниз пружиной поджатия 20. Траверса 2 опущена вниз, так что между ее подвижным контактом 27 и внешним подвижным контактом камеры 21 образован еще один, внешний, разрыв.


Рис. 5:
а - разрез фазы выключателя типа У-110; б - разрез его дугогасительной камеры
При включении выключателя траверса 2 под действием приводного механизма 9, который перемещает штангу подвижной
системы в направляющем устройстве 5, поднимается вверх, ее контакт 27 вначале соприкасается с контактом 21 и образует при этом цепь тока через резисторы 4, шунтирующие дугогасительные камеры, затем перемещает контакт 21 и контакты 22 и 17, синхронно замыкая цепь тока через контактные пары 15-17 и 22-24.
При отключении выключателя траверса 2 под действием отключающей пружины выключателя опускается вниз. На первом этапе вместе с ней опускается контакт 21, прижимаемый к контакту 27 пружиной поджатая 20, обе пары контактов 15-17 и 22-24 размыкаются. В образовавшихся разрывах токовой цепи образуется по две дуги в каждой камере. Масло в камерах под действием высокой температуры дуг активно разлагается и давление быстро растет. Дутьевая щель 25 гасительной решетки 23 открывается при опускании контакта 22, создается поперечное газомасляное дутье дуги. Дуга гаснет при первом же переходе тока через нуль. Вторая щель 26 используется для гашения дуги при отключении небольших токов КЗ или рабочих токов. Аналогичный процесс происходит в решетке 16. Образовавшиеся в процессе гашения дуг газы выбрасываются в бак 1 через сопло 11. Экран 19 ограничивает движение вниз подвижного контакта 21. После прекращения движения контакта подвижная траверса 2 продолжает движение вниз и образуются две дуги вне дугогасительных камер между контактами 21 и 27. Ток в этих дугах невелик, так как в цепь включены шунтирующие резисторы 4, поэтому гашение дуг происходит достаточно быстро.
Дугогасительная камера имеет цилиндрический корпус 14 из толстостенного бакелита. Крепится она держателем 12 к токоведущему стержню маслонаполненного ввода 14, уровень масла в котором контролируется маслоуказателем 8. На вводах установлены трансформаторы тока 7 на съемных подставках, позволяющих заменять их без объема вводов. Внутрибаковая изоляция 6 препятствует перебросу дуги на заземленный бак 1 в момент отключения выключателя. Для подогрева масла в зимнее время на каждом баке выключателя предусмотрено нагревательное устройство 12.
Основные достоинства многообъемных масляных выключателей: простота конструкции; высокая отключающая способность; возможность применения встроенных трансформаторов тока; наружная установка, позволяющая обходиться без специальных помещений.
Основные недостатки выключателей: большая масса трансформаторного масла (230 кг - С-35; 800 кг - МКП-35; 8500 кг -
МКП-110; 27000 кг - У-220), отсюда, необходимость иметь большой, запас его для замены; взрыво- и пожароопасность (справедливости ради следует отметить, что в последних разработках выключателей этот недостаток был практически исключен); большая масса и габариты затрудняют перевозку и монтаж выключателей.

ИНСТРУКЦИЯ
по эксплуатации выключателя С-35

Знание настоящей инструкции обязательно для:

  1. Начальника, мастера группы подстанций.
  2. Оперативного и оперативно - ремонтного персонала.
  3. Ремонтного персонала группы подстанций и ЦРЭП.

Инструкция составлена на основании действующих " Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей ", " Правил устройства электроустановок ", " Инструкции по эксплуатации и ремонту выключателей типа C-35 " завода изготовителя.

2. ОБЩИЕ УКАЗАНИЯ. КРИТЕРИИ И ПРЕДЕЛЫ БЕЗОПАСНОГО СОСТОЯНИЯ.

2.1 Выключатели типа C-35 относятся к многообъемным масляным выключателям - баковым. Выключатели этого типа выпускались с номинальным током 630А и током отключения 10 кА.

2.2 Выключатели предназначены для коммутации высоковольтных цепей трехфазного переменного тока в номинальном режиме работы электроустановки, а также для их автоматического отключения при коротких замыканиях и перегрузках, возникающих при аварийных режимах.

2.3 Выключатели предназначены для работы в окружающей среде невзрыво и непожароопасной, не содержащей агрессивных газов и паров в концентрациях, разрушающих металлы и изоляцию и не насыщенной токопроводящей пылью и водяными парами в концентрациях, препятствующих нормальной работе выключателя.

2.4 Рабочее положение выключателя в пространстве - вертикальное.

2.5 Выключатели могут сочленяться с приводами ШПЭ -12 или ПП -67

2.6 Коммутационный ресурс - 4 отключенных коротких замыкания.

2.7 Механический ресурс - 50 циклов.

3. ОСНОВНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ ВЫКЛЮЧАТЕЛЯ.

4. УСТРОЙСТВО И ПРИНЦИП ДЕЙСТВИЯ ВЫКЛЮЧАТЕЛЯ.

4.1 Выключатель С-35 относится к жидкостным трехполюсным высоковольтным выключателям с большим объёмом дугогасящей жидкости - трансформаторного масла.

4.2 Выключатель является быстродействующим выключателем бакового типа, снабженным дугогасительными устройствами в виде камер масляного дутья.

4.3 Принцип работы выключателя C-35 основан на гашении электрической дуги потоком газомасляной смеси, образующейся в результате интенсивного разложения трансформаторного масла под действием высокой температуры дуги. Этот поток получает определенное направление в камере масляного дутья, находящейся в зоне горения дуги.

4.4 Управление выключателем должно осуществляться дистанционно.

Операция включения выключателя осуществляется за счет энергии магнитного поля в электромагнитном приводе. Отключение выключателя осуществляется за счёт энергии, запасённой отключающими пружинами во время операции включения.

5. УСТРОЙСТВО И НАЗНАЧЕНИЕ ОСНОВНЫХ ЧАСТЕЙ.

5.1 Каждая фаза выключателя C-35 помещена в отдельный бак. Все три фазы смонтированы на общем металлическом каркасе 6, механически связаны между собой и управляются электромагнитным приводом, помещенным в шкаф (см. фото Общий вид выключателя)

5.2 Каждая фаза выключателя снабжена литой крышкой, являющейся основной частью к которой крепятся остальные детали. Крышки отдельных фаз жёстко соединены между собой посредством промежуточных муфт.

5.3 На крышке смонтированы вводы с неподвижным контактом, приводные механизмы, встроенные трансформаторы тока, направляющие устройства подвижных контактов.
К крышке первой от привода фазы выключателя прикреплена также угловая коробка, предназначенная для передачи движения от привода к механизмам отдельных фаз. На ней же расположен указатель положения с надписями " ВКЛЮЧЕНО ", "ОТКЛЮЧЕНО ".

5.4 Баки выключателя имеют овально-конусную форму и крепятся к крышке болтами. Каждый бак снабжен указателем уровня масла, краном для слива масла и устройством для подогрева масла при низких температурах. Внутренняя поверхность бака имеет изоляцию из фанеры 60 толщиной 4 мм.
Опускание и подъём баков осуществляется с помощью общей лебедки, установленной на каркасе, троса и системы блоков.

5.5 Выключатель снабжен двумя газоотводами в виде газовых труб, прикреплённых к межфазовым соединительным муфтам. Для предотвращения попадания пыли и влаги внутрь выключателя свободные концы газоотводных труб закрыты подпружиненными клапанами.

5.6 Каждая фаза выключателя снабжена двумя вводами. Ввод представляет собой конденсаторный мастиконаполненный проходной изолятор с медным токоведущим стержнем, имеющим на концах резьбу. На токоведущий стержень намотана конденсаторная бакелитовая втулка. Верхняя часть втулки закрыта фарфоровой покрышкой, имеющей развитую поверхность в виде рёбер.
Покрышка заармирована во фланец из немагнитного чугуна, укреплённый на средней части ввода. Полость между конденсаторной бакелитовой втулкой и фарфоровой покрышкой заполнена битумной заливочной мастикой, предохраняющей втулку от увлажнения. Торец покрышки закрыт чугунной крышкой. Уплотнение между крышкой и фарфором достигается применением резиновых шайб, устанавливаемых на лаке. Крышка закрепляется гайкой, навинчивающейся на выступающий конец токоведущего стержня, на который также навинчивается и контрогаится двумя гайками медный наконечник для подсоединения ошиновки. К наконечнику припаян тонкостенный стальной колпак, являющийся дополнительной защитой ввода от проникновения влаги.
Нижняя часть ввода не имеет фарфоровой покрышки и частично погружена в масло.
Выступающий нижний конец токоведущего стержня предназначен для крепления неподвижного контакта.

5.7 Для передачи движения от привода к дугогасительной камере каждая фаза выключателя C-35 снабжена приводным механизмом. Приводной механизм каждой фазы представляет собой систему рычагов, образующих, так называемое, прямило и собран в стальном корпусе, помещенном под крышкой каждой фазы.

5.8 Ведущий рычаг механизма шарнирно связан с горизонтальными тягами, соединяющими механизмы отдельных фаз между собой и получающими движение от привода. Серьга с ведущим рычагом образует систему звеньев с " мертвой точкой ". Прямило, насаженное на вал, имеет на одном конце шарнирную связь с серьгой, а на другом конце - с коромыслом, к которому в точке подвешивается изолирующая штанга, несущая траверзу с дугогасительной камерой.
К нижней части корпуса механизма крепится направляющая труба, через которую проходит изолирующая штанга.
Приводной механизм каждой фазы снабжён отключающей пружиной, служащей для ускорения процесса отключения.

ДУГОГАСИТЕЛЬНОЕ УСТРОЙСТВО И КОНТАКТЫ.

5.9. Дугогасительное устройство выключателя C-35 выполнено в виде поперечно-щелевой камеры масляного дутья. Камера состоит из следующих основных частей:

  • держателя, посредством которого осуществляется крепление камеры к изолирующей штанге;
  • корпуса, способного выдержать большое давление, корпус имеет полость для создания упругой газовой подушки при операции отключения и выполнен у выключателей на 630 А из латуни или бронзы;
  • перемычка, торцевого типа, укреплена в корпусе; перемычка может перемещаться в вертикальном направлении и находится под действием спиральной пружины, стремящейся отжать ее вверх.
  • комплекта изолирующих пластин, образующих две горизонтальные щели, пластины прикреплены к корпусу с помощью стальных изолированных болтов;
  • боковые отверстия в месте входа контактного стержня имеет изолирующие горловины;

5.10. Неподвижные контакты представляют собой сплошные медные стержни (свечи), имеющие сменные наконечники. Контактные стержни ввинчены в колодку, закреплённые на вводе.
Траверзы подвешиваются к приводному механизму с помощью изолирующих штанг. Для центрирования штанг и предотвращения произвольного качания их при движении установлены бакелитовые направляющие трубы.
Направляющие трубы имеют пружинно-масляные буфера для поглощения энергии подвижных контактов и других подвижных частей выключателя в конце хода отключения.

5.11. Принцип действия дугогасительной камеры заключается в следующем: при размыкании контактов в камере между ними возникает электрическая дуга. Под действием высокой температуры масло, находящееся в зоне действия дуги, разлагается и в корпусе камеры создаётся давление. При движении контактного стержня вниз открываются щели, через которые интенсивно выталкиваются масло и газы. Газомасляная смесь охлаждает растягивающуюся дугу, деионизирует и гасит её. После погасания дуги газы, оставшиеся в камере, удаляются через отверстие в камере, после чего камера вновь заполняется маслом.

Встроенные трансформаторы тока.

5.12. Выключатель C-35 комплектуется встроенными трансформаторами тока, выполненными в виде кольцевого сердечника из трансформаторной стали с вторичной обмоткой. Токоведущий стержень ввода служит первичной обмоткой трансформатора тока. Трансформаторы тока надеты на вводы и крепятся к крышке каждой фазы выключателя с помощью металлических фланцев и шпилек.
Для получения различных коэффициентов трансформации вторичные обмотки трансформаторов тока имеют ответвления. Концы обмоток и ответвлений
выводятся к зажимам, находящимся непосредственно у трансформаторов тока,
а отсюда с помощью проводки соединяются с зажимами, расположенными в шкафу привода выключателя.

Устройство для подогрева масла.

5.13. Для обеспечения нормальной работы выключателя в местностях, где температура окружающей среды может снижаться до минус 25 градусов С, он должен быть укомплектованустройством для подогрева масла . Под дном бака каждой фазы выключателя устанавливается по 2 нагревательных элемента.
Элементы могут питаться от сети 220 В при последовательном соединении и 110 В при параллельном. Мощность, необходимая для подогрева масла в выключателе на три бака, составляет 3600 Вт. Устройство подогрева должно включаться в работу при снижении температуры окружающего воздуха до минус 20 градусов С и отключаться при минус 15 градусов С.

6. Подготовка выключателя к вводу в работу.

6.1. После окончания монтажа или ремонта необходимо произвести тщательный осмотр выключателя и привода:

  • проверить правильность и надёжность подсоединения рамы выключателя к заземляющему контуру;
  • проверить надёжность контактов на ошиновке и наличие термоиндикаторов;
  • очистить от пыли поверхность выключателя, протереть мягкой чистой ветошью изоляционные детали;
  • проверить наличие смазки на трущихся деталях выключателя и привода;
  • проверить наличие масла и его уровень во всех баках выключателя;
  • проверить исправность и правильность действия блокировочных устройств;
  • проверить наличие надписей диспетчерских наименований и соответствие их требованиям инструкции;
  • проверить наличие записей в ремонтной и технической документации, в журналах " Готовности оборудования после профиспытаний " и " Указаний оперативному персоналу по готовности устройств РЗА ";

6.2. Вывести бригаду с рабочего места, закрыть наряд-допуск и сдать оборудование диспетчеру;

7. Эксплуатация выключателя.

7.1. Персонал, обслуживающий выключатели, должен знать устройство и принцип действия аппарата, знать и выполнять требования настоящей инструкции;

7.2. Все сведения о неисправностях, обнаруженных во время работы выключателя, необходимо записывать в " Журнал дефектов и неполадок с оборудованием" и сообщать начальнику группы подстанций, а сведения об отключенных коротких замыканиях записываются в "Журнал автоматических отключений ";

7.3. Во время эксплуатации обслуживающий персонал обязан:

  • следить за тем, чтобы ток нагрузки не превышал величин указанных в таблице раздела 3;
  • осматривать выключатель в сроки определённые ПТЭ, внеочередные осмотры производятся после отключения коротких замыканий;
  • после отключения 4 коротких замыканий выключатель должен быть выведен во внеочередной ремонт;
  • при наружном осмотре проверять:
  • уровень масла в баках и отсутствие течи масла;
  • состояние изоляторов: чистота поверхности и отсутствие видимых дефектов, трещин, подтёков заливочной мастики;
  • отсутствие следов выброса масла из газооотводов;
  • отсутствие тресков и шумов внутри бака, короны и разрядов на вводах;
  • отсутствие нагрева контактных соединений;
  • отсутствие оплавлений на ошиновке, колпаках и фланцах вводов и на крышке выключателя;
  • состояние механических креплений выключателя и привода;
  • соответствие указателей положения масляного выключателя действительному его состоянию;
  • состояние проводки вторичной коммутации и клемных рядов;
  • состояние шинки заземления;

7.4 Механические характеристики в процессе эксплуатации должны соответствовать нормам приведённым в таблице раздела 3.

7.5 Текущий ремонт должен производиться ежегодно.
При текущем ремонте необходимо выполнять следующие работы:

  • проверку состояния и подтяжку болтовых соединений, в том числе и контактных;
  • проверку работы кинематики приводного механизма и привода;
  • проверку состояния газоотводов
  • очистку и смазку привода незамерзающей смазкой (например, ГОИ-54);
  • проверку целостности и очистку изоляторов, указателей уровня масла и регулировку уровня масла в баках;
  • подтяжку или замену уплотняющих прокладок;
  • проверку исправности устройства для подогрева масла

7.6 Средний ремонт производится через 3 - 4 года после капитального.
При этом выполняется комплекс работ в объёме текущего ремонта и дополнительно замеряется переходное сопротивление и скорости включения и отключения. В случае, если эти параметры окажутся больше нормы, выключатель выводится во внеочередной капитальный ремонт.

7.7 Капитальный ремонт производится с периодичностью 1 раз в 6 - 8 лет. Объём капитального ремонта состоит из следующих основных операций:

  • слив масла, опускание баков, ремонт и очистка баков и арматуры;
  • ремонт дугогасительных камер, изолирующих штанг и подвижных контактов
  • осмотр вводов, проверка герметичности уплотнений и состояния заливочной мастики;
  • ремонт, проверка и регулировка приводного механизма и привода;
  • ремонт встроенных трансформаторов тока и цепей вторичной коммутации;
  • регулировка контактов выключателя;
  • подъём баков, заливка их маслом, ремонт прочих деталей и покраска выключателя;
  • профилактические испытания и приёмка выключателя из ремонта;
  • оформление ремонтной и технической документации;

8. Вывод выключателя из работы, допуск к ремонту и испытаниям.

8.1 Вывод выключателя в плановый ремонт производится по заявке, подаваемой в установленные сроки. Вывод в аварийный ремонт - по аварийной заявке, подаваемой немедленно после обнаружения аварийного состояния.

8.2 Ремонт выключателя на месте установки производится по наряду-допуску после допуска бригады на подготовленное в соответствии ПТБ рабочее место.

8.3 У руководителя работ на рабочем месте должна находиться утверждённая технологическая карта ремонта или проект организации работ.

8.4 В состав бригады по ремонту может быть включён персонал лаборатории изоляции для проведения высоковольтных испытаний.

9. Меры безопасности при эксплуатации выключателя.

9.1 При осмотре выключателя запрещается проникать за сетчатые или барьерные ограждения (в ЗРУ) и приближаться к токоведущим частям на расстояние менее допустимого.

9.2 Если при осмотре выключателя обнаружено отсутствие масла в масломерном стекле хотя бы одной фазы или течь масла, угрожающая недопустимым снижением уровня масла, то об этом должно быть немедленно сообщено диспетчеру и начальнику группы подстанций (подстанции), а со схемы управления выключателя снят оперативный ток для предотвращения его автоматического или дистанционного отключения и повреждения. После этого должны быть приняты экстренные меры по выводу его из работы.

Энергетическая отрасль имеет на своих руках очень большую проблему: профессионалы, родившиеся в период с середины 1940-х и до середины 1960-х годов, приближаются к пенсионному возрасту. И встает очень большой вопрос: кто их заменит?

Преодолевая барьеры применения энергии из возобновляемых источников

Несмотря на определенные достижения в последние годы, энергия из возобновляемых источников составляет весьма скромную часть современных услуг по предоставления энергии по всему миру. Почему это так?

Мониторинг передачи электроэнергии в реальном времени

Спрос на электроэнергию продолжает расти и перед компаниями, передающими электроэнергию, возникает задача роста пропускных мощностей их сетей. Решить ее можно строительством новых и модернизацией старых линий. Но есть еще один способ решения, он заключается в применении датчиков и технологии мониторинга сети.

Материал, способный сделать солнечную энергию «удивительно дешевой»

Солнечные батареи, изготовленные из давно известного и более дешевого, чем кремний материала, могут генерировать такое же количество электрической энергии, как и используемые сегодня солнечные панели.

Сравнение элегазовых и вакуумных выключателей для среднего напряжения

Опыт разработки выключателей среднего напряжения, как элегазовых, так и вакуумных, создали достаточное свидетельство того, что ни одна их этих двух технологий, в общем, значительно не превосходит другую. Принятие решения в пользу той или другой технологии стимулируют экономические факторы, предпочтения пользователей, национальные "традиции", компетенция и специальные требования.

КРУ среднего напряжения и LSС

Коммутационное оборудование среднего напряжения в металлическом корпусе и категории потери эксплуатационной готовности (LSС) - категории, классификация, примеры.

Какие факторы повлияют на будущее производителей трансформаторов?

Независимо от того, производите ли вы или продаете электроэнергию, или осуществляете поставки силовых трансформаторов за пределы страны, вы вынуждены бороться с конкуренцией на глобальном рынке. Существует три основных категории факторов, которые окажут влияние на будущее всех производителей трансформаторов.

Будущее коммутационного оборудования среднего напряжения

Умные сети стремятся оптимизировать связи между спросом и предложением электроэнергии. При интеграции большего количества распределенных и возобновляемых источников энергии в одну сеть. Готово ли коммутационное оборудование среднего напряжения к решению этих задач, или необходимо его развивать дальше?

В поисках замены элегазу

Элегаз, обладает рядом полезных характеристик, применяется в различных отраслях, в частности, активно используется в секторе электричества высокого напряжения. Однако элегаз обладает и значительным недостатком - это мощный парниковый газ. Он входит в список шести газов, включенных в Киотский протокол.

Преимущества и типы КРУЭ

Электрическую подстанцию желательно размещать в центре нагрузки. Однако, часто, основным препятствием такого размещения подстанции является требуемое для нее пространство. Эта проблема может быть решена за счет применения технологии КРУЭ.

Вакуум в качестве среды гашения дуги

В настоящее время в средних напряжениях технология гашения дуги в вакууме доминирует по отношению к технологиям, использующим воздух, элегаз, или масло. Обычно, вакуумные выключатели более безопасны, и более надежны в ситуациях, когда число нормальных операций и операций, обслуживающих короткие замыкания, очень велико.

Выбор компании и планирование тепловизионного обследования

Если для вас идея тепловизионного обследования электрического оборудования является новой, то планирование, поиски исполнителя, и определение преимуществ, которые может дать эта технология, вызывают растерянность.

Наиболее известные способы изолирования высокого напряжения

Приводены семь наиболее распространенных и известных материалов, применяемых в качестве высоковольтной изоляции в электрических конструкциях. Для них указываются аспекты, требующие специального внимания.

Пять технологий увеличения эффективности систем передачи и распределения электроэнергии

Если обратить внимание на меры, обладающие наивысшим потенциалом в улучшении энергоэффективности, то на первое место неизбежно выходит передача электроэнергии.

В Голландию приходят самовосстанавливающиеся сети

Рост экономики и увеличение численности населения приводят к увеличению спроса на электроэнергию, вместе c жесткими ограничениями на качество и надежность поставок энергии, растут усилия на обеспечение целостности сети. В случае отказа сетей, перед их владельцами стоит задача минимизировать последствия этих отказов, снижая время выхода из строя, и количество отключенных от сети потребителей.

Оборудование высоковольтных выключателей для каждой компании связано со значительными инвестициями. Когда встает вопрос об их обслуживании или замене, то необходимо рассматривать все возможные варианты.

Пути разработки безопасных, надежных и эффективных промышленных подстанций

Рассмотрены основные факторы, которые следует учитывать при разработке электрических подстанций для питания промышленных потребителей. Обращено внимание на некоторые инновационные технологии, которые могут улучшить надежность и эффективность подстанций.

Для проведения сравнения применения вакуумных выключателей или контакторов с плавкими предохранителями в распределительных сетях напряжения 6... 20 кВ, необходимо понимание основных характеристик каждой из этой технологии выключения.

Генераторные выключатели переменного тока

Играя важную роль в защите электростанций, генераторные выключатели дают возможность более гибкой эксплуатации и позволяют находить эффективные решения для сокращения инвестиционных затрат.

Взгляд сквозь коммутационное оборудование

Рентгенографическая инспекция может помочь сэкономить время и деньги за счет снижения объема работы. Кроме того снижается и время срывов поставок и простоев оборудования у клиента.

Тепловизионная инспекция электрических подстанций

Элегаз в электроэнергетике и его альтернативы

В последние годы вопросы охраны окружающей среды приобрели очень большой вес в обществе. Эмиссия элегаза из коммутационного оборудования является серьезной составляющей изменений климата.

Гибридный выключатель

Высоковольтные выключатели относятся к важному электроэнергетическому оборудованию, используемому в сетях передачи электроэнергии для изолирования сбойного участка от работоспособной части электрической сети. Тем самым обеспечивается безопасная работа электрической системы. В настоящей статье анализируются достоинства и недостатки этих двух типов выключателей, и необходимость в гибридной модели.

Безопасность и экологичность изоляции распределительного оборудования

Целью настоящей статьи является освещение потенциальных опасностей для персонала и окружающей среды, связанных с тем же самым оборудованием, но не находящимся под напряжением. Статья концентрируется на коммутационном и распределительном оборудовании на напряжения свыше 1000 В.

Функции и конструкция выключателей среднего и высокого напряжения

Преимущества постоянного тока в высоковольтных линиях

Несмотря на большее распространение переменного тока при передаче электрической энергии, в ряде случаев использование постоянного тока высокого напряжения предпочтительнее.

Тип выключателя

Номинальные

Габариты, мм

Тип привода

напряжение, кВ

ток отключения, кА

Многообъемные выключатели

МКП-35-1000-25

С-35-3200/20200-50Б

ШПЭ-38 или ШПВ-35

МКП-110Б-1000/ 630-20

ШПЭ-46 или ШПВ-46

У-220-1000/2000-25

ШПЭ-44Н или ШПВ-45П

ШПЭ-46 или ШПВ-46

Малообъемные выключатели

ВМТ-110Б-20/1000

ВМТ-220Б-20/1000

Тип выключателя

Номинальные данные

Размеры, полюса мм

Тип привода

Количество и тип

напряжение, кВ

ток отключения, А

трансформаторов тока

МКП-35-1000-25

12 х ТВ-35/25

12 х ТВ-35/40

МКП-110М-630-20

12 хТВ-110/40

МКП-1 10М-1000-20

12 х ТВ-110/40

12 х ТВ-110/50

ШПЭ-46; ШПЭ-46П

12 хТВУ-110/50

ШПЭ-44; ШПВ-45П

12 х ТВ-220/ 40

У-220-2000-25; У-220-2000-25хл*

12 х ТВ-220/40

ШПВ-46П; ППГ-1

12 х ТВС-220/40

Встроенный пневматический

ВМК-110 ВМК-220

* Выключатель в исполнении для холодных районов (хл)

Выключатель

Номинальное напржение, кВ

Номинальный ток, А

Ход подвижных частей, мм

Вжим (ход) контактов, мм

Равномерность замыкания и размыкания контактов, мм

600, 1000,1500, 5000

600, 1000, 1500, 5000

/откл,
кА

Электродинами

Размеры, м

Масса, кг

Тип привода

ческая стойкость (амплитуда), кА

отключения

включения

паузы АПВ

Маломасляные (внутренняя установка)

Встроенный пружинный

Встроенный электромагнитный

Встроенный пружинный

0.09 0.11 0.12 0,14

ПЭ-11, ПП-67

2,0; 3,15; 4,0; 5,0

(наружная установка)

ШПЭ-12. ПП-67

ШПЭ-38, ШПВ-35

ШПЭ46, ШПВ-46

ШПЭ-44П, ШПВ-45П

ШПЭ-46, ШПВ-46

Примечания: 1 В таблице приведено сокращенное обозначение типа выключателя, без указания 1тк. Буквенная часть обозначения: В - выключатель, К - колонковый (для малообъемных) или камерный (для баковых), Э - с встроенным электромагнитным приводом, М - масляный, Г - генераторный или горшковый, П - подвесного исполнения (для малообъемных) или подстанционный (для баковых), У - усиленный; одной буквой обозначены серии: С - «Свердловск», У - «Урал». Цифровая часть - номинальное напряжение, кВ, и отключаемый ток, кА. Буква Б после цифрового обозначения номинального напряжения указывает на исполнение с усиленной изоляцией
Ток термической стойкости численно равен /откл (кроме ВГМ-20 с /, = 105 кА); наибольшее допустимое время протекания тока к.з. для ВКЭ-10, МГУ-20 и для всех выключателей 110-220 кВ - 3 с, для ВМПЭ-10-20 - 8 с, для остальных - 4 с.
Размер L определен вдоль оси полюса (фазы), размер В - поперек. В числителе приведены значения L и Н при нормальной изоляции, в знаменателе - при усиленной (группа Б).
В числителе - собственное время отключения выключателя, в знаменателе - полное
Общая масса определена с приводом без масла.
Для /дин и времени включения у выключателей с разными вариантами приводов в числителе - значения при электромагнитном приводе, в знаменателе - при пневматическом (для С-35М - при пружинном).
Для выключателя ВПМ-10 указано время отключения с приводом ПЭ-11, для С-35М - с приводом ШПЭ-12; при приводе ПП-67 время отключения соответственно 0,12/0,14 и 0,05/0,12.
МГУ-20 на ток 9,5 кА может быть использован только с искусственным дутьевым охлаждением.