Ремонт и ноатка двигателя. ТИПОВАЯ ИНСТРУКЦИЯ ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ И РЕМОНТУ. Инструкция по эксплуатации и ремонту комплектных распределительных устройств 6 10 кВ предназначена для персонала, обслуживающего комплектные распределительные устройства на напряжение 6 10 кВ
 Скачать 0.61 Mb.
|
| | Контакты сборных шин | Сопротивление участка шин в месте контактного соединения не должно превышать более чем в 1,2 раза сопротивление участка шин той же длины без контакта. | Разъединяющие контакты первичной цепи* | Допустимые значения сопротивления контактов приведены в заводских инструкциях. В случае, если значения сопротивления контактов в заводских инструкциях отсутствуют, они должны быть не более: для контактов на 400 А - 75 мкОм, для контактов на 600 А - 60 мкОм, для контактов на 900 А - 50 мкОм, для контактов на 1200 А - 40 мкОм, для контактов на 2000 А - 33 мкОм. | Разъединяющие контакты вторичной цепи (только контакты скользящего типа) | Не более 400 мкОм ___________ * Измерение выполняется, если позволяет конструкция КРУ. 6.5.8. Испытать масляные и электромагнитные выключатели в следующем объеме: а) измерить сопротивление изоляции и провести испытание повышенным напряжением промышленной частоты изоляции первичных и вторичных цепей выключателей (обычно с испытаниями КРУ). Кроме этого, повышенным напряжением испытывается разрыв выключателей; б) измерить сопротивление токоведущего контура каждого полюса. Оно не должно превышать данные заводских норм и действующих Норм испытания электрооборудования; в) измерить сопротивление обмоток включающих и отключающих электромагнитов. Оно не должно отличаться от заводских данных; г) измерить скоростные и временные характеристики, которые должны соответствовать заводским нормам и действующим Нормам испытания электрооборудования; д) проверить регулировочные характеристики выключателей (ход подвижных частей, вжим контактов при включении, одновременность замыкания и размыкания контактов и др.). Они должны соответствовать заводским данным; е) проверить в работе механизм свободного расцепления не менее чем в двух положениях контактов при включении: - в момент замыкания первичной цепи выключателя; - при полностью включенном положении; ж) измерить фактические значения напряжения срабатывания приводов, которые должны соответствовать нормам или быть на 15 - 20 % меньше нижнего предела рабочего напряжения на зажимах электромагнитов приводов; з) провести испытание выключателей многократными опробованиями при следующих значениях напряжения на зажимах электромагнитов: включения - 110; 100; 80 % номинального; отключения - 120; 100; 65 % номинального. Выключатели должны быть опробованы в цикле ВО (без выдержки времени), а выключатели, предназначенные для работы в режиме АПВ, - в циклах ОВ, ОВО. Число операций включения и отключения должно быть три-пять при каждом значении напряжения на зажимах электромагнитов. При возможности опробовать выключатели при верхнем пределе напряжения. 6.5.9. Трансформаторы СН, установленные в КРУ, необходимо испытывать в следующем порядке: а) измерить сопротивление изоляции и определить коэффициент абсорбции; б) испытать изоляцию повышенным напряжением промышленной частоты: для изоляции 6 кВ - 21 кВ, для 10 кВ - 30 кВ. Продолжительность испытания 1 мин; в) измерить сопротивление обмоток постоянному току. Значения не должны отличаться от заводских данных и по фазам более чем на 2 %; г) проверить коэффициент трансформации. Его значение не должно отличаться более чем на 2 % от заводских данных и по фазам; д) испытать трансформаторное масло на пробой. Прочность его для 10 кВ должна быть не менее 25 кВ для новых трансформаторов и на менее 20 кВ для эксплуатируемых; е) провести испытание трехкратным включением на номинальное напряжение. 6.5.10. Испытать измерительные трансформаторы в следующем объеме: а) измерить сопротивление изоляции; б) испытать изоляцию повышенным напряжением промышленной частоты; в) измерить ток холостого хода трансформаторов напряжения при номинальном напряжении вторичной обмотки. Значение тока не нормируется, но сравнивается с заводскими данными или результатами предыдущих испытаний; г) снять характеристики намагничивания сердечника трансформаторов тока. Снятую характеристику сравнить с характеристиками исправных трансформаторов тока; д) измерить коэффициент трансформации трансформаторов напряжения. 6.5.11. Разрядники, устанавливаемые в КРУ, испытать в следующем объеме: а) измерить сопротивление изоляции разрядника мегаомметром на напряжение 2500 В. Сопротивление не должно отличаться более чем на 30 % от заводских данных: б) измерить ток проводимости разрядников РВМ или РВРД, который должен быть в пределах допустимых значений (по заводской и нормативной документации). 6.6. В объем межремонтных испытаний и испытаний при текущем ремонте должны при необходимости включаться следующие виды испытаний. 6.6.1. Испытание изоляторов с гидрофобным покрытием повышенным напряжением промышленной частоты с увлажнением изоляторов распыленной дистиллированной водой. Для испытания выбирается один или несколько наиболее загрязненных изоляторов. Гидрофобное покрытие следует заменять при снижении разрядных напряжений более чем на 30 % по сравнению с испытательным напряжением в сухом состоянии, а также при потере гидрофобности паст (см. приложение 2). 6.6.2. Измерение сопротивления постоянному току токоведущего контура выключателей. 6.6.3. Измерение скоростных, временных и механических характеристик выключателей, если проводится ремонт выключателей или их регулирование. 6.6.4. Измерение сопротивления изоляции трансформаторов собственных нужд и измерительных трансформаторов. 6.6.5. Измерение степени нагрева доступных контактов первичной цепи (например, с помощью тепловизора). Нагрев не должен превышать больше чем на 20 С температуру сплошной токоведущей шины. 6.6.6. Измерение сопротивления вентильных разрядников. 6.7. Данные всех испытаний КРУ и их элементов заносятся в соответствующую техническую документацию. Приложение 1 ОСНОВНЫЕ НЕИСПРАВНОСТИ КРУ И ИХ УСТРАНЕНИЕ
Приложение 2 СПОСОБЫ ПОВЫШЕНИЯ НАДЕЖНОСТИ РАБОТЫ ИЗОЛЯЦИИ КРУ1 ___________ 1 Способы опробованы в ряде энергосистем (в том числе в Брестэнерго) и включены в Типовую инструкцию в качестве справочного материала. 1. Основные причины ослабления изоляции в КРУ: а) увлажнение изоляции путем прямого попадания воды в КРУ или из-за конденсации влаги при суточных изменениях температуры и относительной влажности воздуха. Испытаниями обнаружено, что увлажнение росой незагрязненных изоляторов снижает примерно в два раза их разрядные напряжения; б) загрязнение изоляции, которое вместе с увлажнением может снизить разрядные напряжения до рабочего напряжения сети; в) выхлопные газы выключателей, содержащие в большой концентрации водород, могущие несколько снизить электрическую прочность промежутков как в зоне выхлопных устройств выключателей, так и в зоне неплотностей (например, дефектной кожаной манжеты проходных изоляторов выключателей ВМГ-133, ВМГ-10). Значительное снижение электрической прочности изоляции происходит при воспламенении или взрыве смеси выхлопных газов с воздухом (например, при поджигании ее искрой в разъединяющих контактах КРУ); г) уменьшение отдельных изоляционных промежутков в КРУ как при их изготовлении, так и в процессе эксплуатации, которые могут перекрываться в работе, особенно при перенапряжениях. Наиболее характерные из них приведены на рис. 5; д) применение нетрекингостойких эпоксидных компаундов для изоляции трансформаторов тока (ТВЛМ, ТПЛ и др.), которые перекрываются в условиях конденсации влаги, образуя так называемые дорожки-треки; е) повреждение изоляторов при оперировании с аппаратами (выкатными тележками); ж) неудовлетворительное выполнение концевых кабельных разделок; з) дефектные контактные соединения, приводящие к искрению и выбросу расплавленного алюминия при протекании токов короткого замыкания и перекрытию изоляционных промежутков.  Рис. 5. Ослабленный воздушный промежуток серии К-VI-V между заземляющими ножами и токоведущими шинами в шкафах серии К-VI-V Кроме перечисленных, имеется ряд других факторов, косвенно влияющих на снижение надежности изоляции. Наиболее опасно ослабление изоляции в сочетании с перенапряжениями: грозовыми и коммутационными, вызванными дуговыми замыканиями и коммутациями в сети. 2. Для повышения надежности работы изоляции КРУ могут быть применены следующие способы. 2.1. Уплотнение оболочки КРУ. Нарушение уплотнения крыши КРУ может привести к прямому попаданию влаги на изоляцию, а плохое уплотнение днищ и стенок - к усилению конденсации влаги за счет проникновения влажного воздуха, к загрязнению изоляции пылью, к проникновению в отсеки мелких животных. Для повышения надежности работы изоляции рекомендуется уплотнять внешнюю оболочку КРУН следующими способами: а) стыки шкафов уплотняются резиновой трубкой, войлоком, пеньковой веревкой с последующей замазкой влагостойкой шпатлевкой ПФ-00-2, XB-00-5 и покраской; б) отверстия в крыше и по сварным швам при установке проходных изоляторов на патрубках (в старых конструкциях КРУ) завариваются и прокрашиваются; в) проверяются и уплотняются проходные изоляторы наружной установки. При нарушении уплотнения проходной шины производится замазка его цементом с добавлением глифталевого лака ГФ-95. Армированные швы изоляторов прокрашиваются краской или эмалью ПФ-115 или XB-125. С целью исключения шунтирования части поверхности изолятора рекомендуется срезать патрубок, на котором крепится изолятор, но при этом резиновая прокладка под фланец изолятора должна укладываться на лаке или краске; г) с целью предотвращения попадания в КРУН снега, пыли, насекомых и мелких животных днища шкафов, проходы кабелей уплотняются с последующей заливкой щелей кровельным битумом или эпоксидной смолой; д) двери и люки уплотняются войлоком, резиной, закрепляемыми лаком или клеем; е) дверные нижние жалюзи КРУН закрываются, а верхние (при покрытии изоляции гидрофобными пастами) могут оставаться открытыми для облегчения выхода газов выключателей наружу. 2.2. Предотвращение конденсации влаги в КРУ. В сочетании с уплотнением оболочки эффективным средством для предотвращения конденсации влаги в КРУ наружной установки является подогрев воздуха, осуществляемый с помощью различных нагревательных устройств, управляемых автоматически или вручную. Схемы автоматизации включения нагревательных устройств по температуре и по относительной влажности воздуха в КРУ приведены в приложении 3. 2.3. Замена изоляторов. Изоляторы 10 кВ с малой длиной пути тока утечки (115 - 130 мм), если они установлены в местах, подверженных интенсивному загрязнению и увлажнению (например, у жалюзей), рекомендуется по возможности заменять на ребристые изоляторы исполнения У2 с большей длиной пути тока утечки. Это позволит повысить разрядные напряжения при росе пропорционально увеличению длины пути тока утечки. 2.4. Применение гидрофобных покрытий изоляции в КРУ наружной установки. В случае, когда ослабление изоляции происходит из-за увлажнения и загрязнения одновременно, замена изоляторов на изоляторы с большей длиной пути тока утечки не всегда обеспечивает требуемую надежность. Лучшие результаты в этом случае дает применение гидрофобных покрытий. В качестве гидрофобных покрытий изоляции КРУН могут быть применены пасты ОРГРЭС, кремнийорганический вазелин КВ-3 (ГОСТ 15975-70), синтетический солидол УС (ГОСТ 4366-76) и др. Срок службы гидрофобных покрытий зависит от их качества и условий работы и составляет в среднем три-четыре года. В ряде случаев при небольших естественных загрязнениях и в облегченных условиях работы в КРУН срок службы гидрофобных покрытий (например, синтетического солидола) составляет пять-семь лет. Пасты наносятся слоем 1 - 2 мм на очищенные от загрязнения изоляторы, предварительно испытанные повышенным напряжением по нормам, приведенным в гл. 6 настоящей Типовой инструкции. Наносить пасты рекомендуется в сухую погоду. Расход пасты при равномерном нанесении составляет 1 - 2 кг на 1 м2 поверхности. Пасты наносятся на изоляторы вручную или кистью, на трансформаторы тока - кистью. Срок эффективности действия пасты определяется по двум критериям: гидрофобности и разрядным напряжениям при увлажнении, а также на основе наблюдения за поведением изоляторов во влажную погоду (коронирование, появление частичных разрядов). Рекомендуется следующая периодичность контроля паст: первый раз после трех лет эксплуатации, в дальнейшем 1 раз в год по следующим методикам. Гидрофобность пасты определяется путем обработки нескольких самых загрязненных изоляторов водой из пульверизатора. Если вода на поверхности пасты собирается в отдельные капли, не впитываясь в нее, паста сохранила гидрофобность. Если же вода смачивает пасту, не собираясь в капли, то паста потеряла гидрофобность и подлежит замене. Для определения разрядных напряжений несколько изоляторов одного типа (наиболее загрязненных и с высохшей пастой) обрызгиваются водой из пульверизатора до насыщения, затем плавным увеличением напряжение поднимается до перекрытия. За разрядное напряжение принимается наименьшее из полученных на отдельных изоляторах. Если оно снизилось более чем на 30 % (для 10 кВ - ниже 28 кВ) по сравнению с испытательным сухоразрядным, то гидрофобная паста подлежит замене. Перед нанесением новой пасты необходимо удалить старую. Очистку производить ветошью, смоченной растворителем (бензином). При замене паст требуется соблюдать правила техники безопасности и пожарной безопасности. 2.5. Усиление ослабленных изоляционных промежутков. В некоторых случаях изоляционные промежутки могут быть увеличены, например путем регулирования хода заземляющих ножей (см. рис. 5), что соответственно повысит их электрическую прочность. В других случаях, когда ослабленные промежутки не выдерживают испытательных напряжений, они могут быть усилены путем установки изоляционных барьеров из водостойких материалов (гетинакса, стеклотекстолита и др.) либо изолировкой токоведущих шин полихлорвиниловой лентой (рис. 6, 7, 8).  Рис. 6. Установка изоляционного барьера между горшками выключателя ВМГ-133: 1 - изоляционные барьеры; 2 - уголок для крепления  Рис. 7. Установка изоляционного барьера между губками предохранителя ПК-10 и корпусом шкафа СН серии К-VI-I: 1 - изоляционный барьер; 2 - кронштейн; 3 - винт М6 |