ОБСЛУЖИВАНИЕ ПС (Филатов). Обслуживание электрических подстанций

• Название: Обслуживание электрических подстанций
• Анкор: ОБСЛУЖИВАНИЕ ПС (Филатов).doc
• Дата: 24.04.2017
• Размер: 9.67 Mb.
• Имя файла: ОБСЛУЖИВАНИЕ ПС (Филатов).doc
• Тип: Документы; #3009
• страница: 23 из 44

5.3

Изоляторы высокого напряжения

На подстанциях применяются подвесные и опорные изоляторы. Каждый изолятор состоит из изолирующей части, изготовляемой из электротехнического фарфора или щелочного стекла специальной технологии, и металлической арматуры, служащей для крепления изолятора к заземленной металлической или железобетонной конструкции, с одной стороны, и для крепления к изолятору токопроводящих частей - с другой стороны. Изолирующие части соединяются с арматурой с помощью цементно-песчаных связок из портландцемента.

Изоляторы, изготовляемые из фарфора, обладают высокой электрической и механической прочностью, а также стойкостью к атмосферным воздействиям и химически агрессивным средам. Внешняя поверхность фарфоровых изоляторов защищается глазурью, что уменьшает загрязняемость поверхности, облегчает ее самоочистку и повышает электрические и механические характеристики фарфора. Недостатками фарфоровых изоляторов являются их хрупкость и низкая ударная вязкость.

Изоляторы из щелочного стекла также имеют высокие электрические и механические характеристики, хорошую стойкость к перепадам температуры и к воздействию химически агрессивных сред. В процессе изготовления изоляторов детали из стекла для них подвергают закалке, т.е. нагреву в печах и последующему охлаждению поверхности холодным воздухом. В результате такой термообработки внешний слой стекла сжимается, а внутренние слои остаются растянутыми - в стекле возникает равновесие напряжений сжатия и растяжения. Напряжение сжатия достаточно велико. Чтобы разрушить изолятор из закаленного стекла, необходимо прежде преодолеть силы этого напряжения. Именно этим и объясняются повышенные механические свойства и термостойкость изоляторов из стекла. Однако при сильных концентрированных ударах (например, камнем) механическая прочность стеклянных изоляторов оказывается ниже, чем фарфоровых: закаленное стекло рассыпается на мелкие кусочки.

Разрушенные стеклянные изоляторы выявляются визуально при осмотрах. Они подлежат замене, так как электрическая прочность остатков резко снижается, хотя механическая прочность их сохраняется некоторое время на достаточно высоком уровне.



Рис. 5.1 Опорно-стержневой изолятор на напряжение 10 кВ серии ОФ для внутренней установки (а), серии ОФ с внутренней арматурой для КРУ (б)

Электрические и механические характеристики фарфоровых и стеклянных изоляторов во многом определяются их конструкциями и размерами. Отметим одну из существенных особенностей конструкции изоляторов. Изолирующая часть соединяется с арматурой изолятора с помощью цементно-песчаной связки. Материалы соединяемых между собой элементов неодинаковы и обладают различными коэффициентами линейного расширения. Если бы конструкция такого соединения была жесткой, т.е. отсутствовала возможность относительных перемещений элементов в узле соединения, то изоляторы разрушились бы вследствие естественных перепадов температуры. Для компенсации деформаций, возникающих из-за разницы температурных коэффициентов линейного расширения, и снижения коэффициента трения между поверхностями раздела контактирующих элементов наносятся компенсирующие промазки (тонкий слой битумного компаунда) и устанавливаются эластичные прокладки.

Опорные изоляторы делят на две группы: опорно-стержневые и опорно-штыревые.

Опорно-стержневые изоляторы для внутренней установки напряжением 6-35 кВ конструктивно представляют собой полые фарфоровые изоляторы, армированные фланцами (для установки изоляторов) и колпачками (для крепления токопроводящих частей). На рис. 5.1, а показан опорно-стержневой изолятор на напряжение 10 кВ серии ОФ с квадратным фланцем и колпачком. Между торцами изолирующей части и арматурой установлены картонные (или толевые) прокладки. В комплектных РУ применяются изоляторы без внутренней полости с заделкой арматуры для крепления внутри тела изолятора (рис. 5.1, б).

Опорно-стержневой изолятор серии ОНС для наружной установки показан на рис. 5.2. На напряжение до 110 кВ применяются одиночные изоляторы, а на напряжение выше 110 кВ - сборные конструкции из изоляторов на напряжение 110 кВ. Электрическая прочность таких изоляторов исключительно высока. Однако они не отличаются высокой механической прочностью при изгибающих нагрузках.

Для наружной установки предназначаются также опорно-штыревые изоляторы. На рис. 5.3 показан трехэлементный изолятор серии ОНШ на напряжение 35 кВ



Рис. 5.2. Опорно-стержневой изолятор на напряжение 110 кВ серии ОНС



Рис. 5.3. Опорно-штыревой изолятор на напряжение 35 кВ серии ОНШ

Фарфоровые элементы соединены между собой цементной связкой, а наружная поверхность цементных швов защищена влагостойким покрытием. Изоляторы на напряжение 110 кВ и выше собираются в колонки из изоляторов напряжением 35 кВ.

Подвесные изоляторы служат для подвешивания проводов к опорам воздушных линий и шин распределительных устройств к металлическим и железобетонным конструкциям подстанций. Изоляторы разделяют на тарельчатые и стержневые.

Тарельчатый изолятор содержит изолирующий элемент, к которому при помощи цементной связки крепится чугунная, покрытая цинком головка с гнездом для введения в него стержня другого изолятора при их соединении в гирлянду. Всем элементам силовых узлов подвесных изоляторов приданы такие формы, чтобы изоляторы могли противостоять большим силам растяжения, а диэлектрик при этом испытывал бы только сжатие. Защита изоляторов от разрушения при температурных перепадах обеспечивается применением компенсирующих промазок и эластичных прокладок.

Число изоляторов в гирлянде выбирается в соответствии с номинальным напряжением установки.

Подвесные изоляторы стержневого типа используются на подстанциях в качестве растяжек для крепления воздушных выключателей и вентильных разрядников. Фарфор в этих случаях работает на растяжение, в связи, с чем механическая прочность стержневых изоляторов ниже прочности тарельчатых.

К числу основных причин, приводящих к повреждениям изоляции на подстанциях, относятся следующие: низкое качество изготовления изоляторов из-за применения некондиционного сырья, нарушения режимов обжига и охлаждения и других технологических режимов.

Причиной самопроизвольного разрушения стеклянных изоляторов является также попадание в стекломассу кусочков шихты, огнеупорных материалов, в местах нахождения которых возникают местные напряжения, приводящие к разрушению изолятора при колебаниях температуры и механических воздействиях.

Изменение свойств изоляторов (старение) в процессе эксплуатации. К основным факторам старения относят воздействие механических нагрузок, в результате чего образуются трещины в местах сочленений диэлектрика с арматурой, относительно быстрое старение компенсирующих промазок и прокладок, приводящие к снижению прочностных характеристик изоляторов, влияние изменений температуры окружающей среды, а также наличие в атмосфере химически активных веществ.

Загрязнение поверхности изоляторов уносами промышленных предприятий, а также непромышленными уносами (грунтовая пыль, морская соль и др. ). Установлено, что наличие на поверхности диэлектрика осадка в сухом состоянии не оказывает заметного влияния на его разрядные характеристики. Благоприятные условия для перекрытия загрязненных изоляторов создаются при увлажнении поверхности при тумане, моросящем дожде, мокром снеге. Увлажненное загрязняющее вещество образует электролит, который под действием приложенного к изолятору напряжения и приводит к увеличению тока утечки по поверхности и дальнейшему развитию разряда вплоть до перекрытия изолятора.

Эксплуатационными мероприятиями, повышающими надежность работы изоляции в условиях загрязнений, являются:

- усиление изоляции путем введения в гирлянды дополнительных элементов, а также замена изоляторов нормального исполнения на грязестойкие;

- чистка изоляции протиркой тряпками, смоченными в воде или растворителе;

- обмывка изоляторов под напряжением сплошной или прерывистой струей воды (в последнем случае с применением роторных прерывателей струи воды ОРГРЭС);

- применение гидрофобных покрытий, противодействующих возникновению проводящих ток дорожек при увлажнении поверхности (влага на поверхности изолятора, обработанной гидрофобной пастой, находится в капельном состоянии).

Осмотры и профилактические испытания изоляторов. Дефектная изоляция на подстанциях выявляется визуальными осмотрами и проведением профилактических испытаний. При осмотрах обращается внимание на целость изоляторов, отсутствие трещин и сколов, защищенность цементных швов от влаги, окраску арматуры и отсутствие подтеков ржавчины по поверхности изоляторов, степень загрязнения поверхности уносами, отсутствие коронирования. При осмотре подвесных изоляторов проверяется состояние узлов сочленений изоляторов (не расцепились ли изоляторы в гирляндах, не порваны ли шапки изоляторов).

Визуальные осмотры штыревых изоляторов коммутационных аппаратов должны производиться перед началом каждой операции включения или отключения аппарата, если операции выполняются с места установки аппарата. Во избежание поломок изоляторов в процессе выполнения операций и падений разрушенных изоляторов следует придерживаться рекомендаций, изложенных в §3.4.

Из известных методов профилактических испытаний подвесных и опорных фарфоровых изоляторов наиболее распространены измерение сопротивления изоляции, измерение распределения напряжения, механические испытания.

Измерение сопротивления изоляции производится на отключенном оборудовании мегомметром на 2500 В при положительной температуре окружающего воздуха. Для оценки результатов измерений установлено минимально допустимое значение сопротивления, которое для каждого подвесного или каждого элемента штыревого изолятора должно быть не ниже 300 МОм.

Метод измерения распределения напряжения в настоящее время считается основным для контроля состояния подвесной и опорно-штыревой изоляции. Измерение распределения напряжения производится под рабочим напряжением с помощью специальной измерительной штанги. Сущность метода заключается в измерении падения напряжения на каждом элементе изолирующей конструкции и сравнении полученного результата с нормальным падением напряжения, т.е. с нормальным распределением рабочего напряжения вдоль всей гирлянды изоляторов или колонки опорно-штыревых изоляторов, когда в них нет поврежденных (дефектных) изоляторов. Нормы распределения напряжения обычно выдаются эксплуатационному персоналу в виде таблиц. Изолятор считается дефектным, если значение измеренного на нем падения напряжения, менее указанного в таблице.

Подвесные изоляторы из закаленного стекла электрическим испытаниям не подвергаются. Поврежденные изоляторы выявляются визуальным осмотром.

Механическим испытаниям подвергают опорно-стержневые изоляторы серии ОНС разъединителей и отделителей. Изоляторы этой серии электрически непробиваемы. В целях предупреждения поломок изоляторов их испытывают изгибающим усилием, равным 40 60% минимального разрушающего усилия при статическом изгибе. Механическое усилие прикладывается к изоляторам каждого полюса разъединителя или отделителя с помощью стягивающего приспособления. Продолжительность испытания 15 с.

5.4

Заземляющие устройства

Заземляющие устройства на подстанциях выполняют роль защитных и рабочих заземлений.

Защитное заземление обеспечивает безопасность обслуживающего персонала при возможных повреждениях изоляции электрического оборудования и замыканиях токопроводящих частей на землю. С этой точки зрения оно рассчитывается и выполняется так, чтобы напряжение прикосновения не выходило за пределы нормируемых значений (напряжение шага не нормируется, так как оно представляет собой меньшую опасность). На подстанциях заземляются баки трансформаторов и дугогасящих реакторов, корпуса электрических машин, аппаратов и их приводы, вторичные обмотки измерительных трансформаторов, каркасы щитов и пультов, металлические конструкции распределительных устройств и другое оборудование, которое может оказаться под напряжением.

Рабочее заземление необходимо для нормальной работы электроустановок в целях придания им определенных эксплуатационных свойств, а именно: возможности сохранения некоторое время поврежденной линии в работе, эффективного гашения дуговых замыканий на землю, снижения уровня изоляции силовых трансформаторов, снижения коммутационных перенапряжений и др. Перечисленные свойства электроустановки приобретают в зависимости от способа заземления нейтралей обмоток силовых трансформаторов. В связи с этим различают электроустановки, работающие с изолированной нейтралью, заземленной через дугогасящие реакторы (компенсированные сети), с заземленной нейтралью через активные и индуктивные сопротивления, в том числе и с глухозаземленной нейтралью (эффективно-заземленные сети).

С изолированной нейтралью обычно работают сети напряжением 6-10 кВ, электрическая емкость которых невелика и ток замыкания на землю не превышает 30 и 20 А соответственно. При таких токах в месте замыкания на землю происходит самопогасание дуги. Если ток замыкания на землю превышает указанные значения, прибегают к компенсации его с помощью дугогасящего реактора, один из выводов которого подключают к нейтрали силового трансформатора, а другой - к заземляющему устройству (подробнее см. §10.1). С компенсацией емкостного тока работают сети напряжением до 35 кВ.

Сети напряжением 110 кВ и выше относят к эффективно-заземленным сетям (см. §1.7). Нейтрали всех (или части) силовых трансформаторов присоединяют к заземляющим устройствам подстанции наглухо (или через заземляющие реакторы с небольшой индуктивностью) с таким расчетом, чтобы при однофазных КЗ в сети напряжение на неповрежденных фазах относительно земли не превышало 1,4U_ф. Для эффективно-заземленных сетей характерны большие значения токов замыкания на землю при небольшой длительности их прохождения (поврежденный участок сети отключается действием релейной защиты).

К заземлителям подстанций присоединяются также вентильные разрядники и молниеотводы, защищающие оборудование от перенапряжений и прямых ударов молнии. Такое заземление называют грозозащитным.

Заземляющие устройства подстанций обычно используют для трех видов заземлений: защитного, рабочего и грозозащитного. Основным требованием к заземляющим устройствам такого рода является требование безопасности персонала. Если оно удовлетворяется, то рабочее заземление, как правило, не предъявляет дополнительных требований к заземляющему устройству. Снижение сопротивления заземляющего устройства требуется лишь при больших значениях тока КЗ.

Заземляющие устройства подстанций выполняются из заземлителей (вертикальных металлических труб) и соединенных между собой в заземляющую сетку горизонтальных полос, проложенных в земле, а также наземных заземляющих магистралей и проводников, связывающих оборудование с заземлителями. Каждый заземляемый элемент оборудования присоединяется к магистрали отдельным проводником.

Присоединение заземляющих проводников к корпусам аппаратов и конструкциям выполняется сваркой или надежным болтовым соединением.

Заземляющие проводники, проложенные в распределительных устройствах, должны быть доступны для внешнего осмотра, при котором проверяется их целость, состояние соединений, непрерывность проводки. Места присоединения к заземляющим устройствам переносных заземлений должны быть очищены от краски и защищены смазкой от коррозии.

В эксплуатации состояние заземляющих устройств периодически контролируется: проводится выборочная проверка заземлителей, находящихся в земле; проверяется сопротивление заземляющих устройств. Измерения проводятся в периоды наименьшей проводимости почвы, т.е. при сухой или промерзшей почве.

5.5

Оперативная блокировка

Ошибочные операции с разъединителями и отделителями, разъемными контактами выкатных тележек КРУ, стационарными заземлителями приводят к авариям и несчастным случаям с персоналом, принимавшим участие в переключениях.

На основании многолетнего опыта эксплуатации было установлено, что ни знания оперативным персоналом производственных инструкций, ни предупреждающие плакаты и надписи, ни различного рода сигнальные устройства не являются достаточной гарантией против ошибок, допускаемых при переключениях. Для предотвращения неправильных операций в РУ применяют блокирующие устройства между выключателями и разъединителями и между разъединителями и стационарными заземлителями. Блокировка обеспечивает выполнение операций данным аппаратом в зависимости от положения других.

Блокировка выключателей с разъединителями контролирует действия персонала с коммутационными аппаратами, разрешая выполнение операций в определенной последовательности. В случае нарушения установленной последовательности операций блокировка запрещает их выполнение.

Блокировка стационарных заземлителей с разъединителями (отделителями) должна выполняться так, чтобы нельзя было разъединителями (отделителями) подать напряжение на участок электрической цепи, если там включены стационарные заземлители, а также короткозамыкатели. В равной мере она должна запрещать включение стационарных заземлителей на токоведущие части, не отделенные разъединителями от частей, находящихся под напряжением.

Конструктивно блокировка стационарных заземлителей в сторону линии с линейными разъединителями выполняется в виде механической связи приводов собственно разъединителей и их стационарных заземлителей. Такого рода блокировка не исключает возможности включения стационарных заземлителей на напряжение, не снятое с линии со стороны смежной подстанции, а также подачи напряжения на включенные там стационарные заземлители. Поэтому персонал обязан проявлять особую бдительность в отношении действий со стационарными заземлителями при выводе линий в ремонт и подаче напряжения после ремонта.

В эксплуатации еще имеются блокирующие устройства, выполненные не в полном объеме, т.е. такие, которые не предотвращают проведение ряда неправильных операций с разъединителями и стационарными заземлителями. Например, на открытых РУ с большим числом электрических цепей стационарные заземлители, включаемые в сторону сборных шин, в ряде случаев имеют механическую блокировку только с разъединителями трансформатора напряжения, в то время как при полном Объеме они должны иметь блокировку с шинными разъединителями всех электрических цепей, включаемых на эту систему шин. Наличие в эксплуатации блокировочных устройств, выполненных не в полном объеме, вносит элемент сложности в оперативное обслуживание подстанций, обязывая персонал применять дополнительные меры, обеспечивающие безопасное проведение переключений и ремонтных работ.

Приводы разъединителей, включением которых может быть подано напряжение на заземленные участки, запирают в этом случае навесными замками. Ключи от замков хранят у оперативного персонала и никому не выдают. Включение стационарных заземлителей на сборные шины и операции с шинными разъединителями при ремонтах производят в присутствии контролирующих лиц после проверки схемы в натуре.

В КРУ имеется возможность выполнения и обычно выполняется блокировка, запрещающая выкатывание тележек из рабочего положения и вкатывание в рабочее положение с включенным выключателем. Блокировка в шкафах КРУ не разрешает включение там стационарных заземлителей, если тележка с выключателем находится в рабочем положении, а также не позволяет вкатывать в рабочее положение тележки при включенных стационарных заземлителях. Блокировка КРУ запрещает включение стационарных заземлителей на сборные шины при рабочем положении выключателей тех электрических цепей, по которым возможна подача напряжения на шины. Блокировка не разрешает также вкатывание в рабочее положение тележек этих электрических цепей при включенных стационарных заземлителях на сборных шинах КРУ.

Кроме оперативной блокировки в КРУ выкатного исполнения имеются автоматические шторки, закрывающие доступ в отсек неподвижных разъединяющихся контактов при выкатывании из шкафа тележки выключателя.

В КРУ стационарного исполнения в систему блокировки включены запоры сетчатых дверей ячеек, которые открываются только после отключения электрической цепи выключателем и разъединителем.

На основании сказанного можно сделать вывод о том, что блокировка в КРУ выполняется в объеме, достаточном для предотвращения ошибочных операций при переключениях, если при этом не нарушалось взаимодействие отдельных элементов блокирующих устройств. Однако в эксплуатации были случаи, когда при приложении больших усилий механическая блокировка в КРУ отказывала в работе и позволяла вкатывать и выкатывать тележки с выключателями под нагрузкой или вкатывать тележки в рабочее положение при включенных стационарных заземлителях.

Свою роль блокировка выполняет только при ее исправности и бережном отношении к ней персонала.

Отказы в работе часто возникают вследствие некачественного монтажа шкафов КРУ, смещения деталей приводов (валов, рукояток, сеток), неисправности вспомогательных контактов КСА, коррозии и загрязнении блок-замков. Для предотвращения случаев отказа блокировки необходимы периодические проверки ее действия, защита от неблагоприятных атмосферных явлений (дождь, снег) и загрязнений, вносимых из окружающей среды (пыль), срочный ремонт при повреждениях.

Общеизвестны недостатки конструкции и отдельных узлов блокировочных устройств. Однако они не должны вызывать чувства недоверия к блокировке. Запрещение блокировкой операций должно восприниматься персоналом как абсолютно правильное, не требующее какого-либо вмешательства в ее работу.

Анализ аварий, связанных с отключением разъединителей под нагрузкой и подачей напряжения на включенные заземлители, показывает, что все они, как правило, имели место там, где персонал пренебрегал работой блокировки и принудительно выводил ее из действия.

В эксплуатации все устройства блокировки должны находиться в работе. Цепи питания электромагнитной блокировки целесообразно держать постоянно под напряжением, чтобы непрерывно контролировать состояние их изоляции. Во время переключений персоналу запрещается нарушать взаимодействие элементов блокировки.

Если блокировка не разрешает проведение какой-либо операции, кажущейся на первый взгляд правильной, переключения следует прекратить и проверить:

- правильность выбранного коммутационного аппарата;

- положение всех тех коммутационных аппаратов, операции с которыми должны были предшествовать проводимой операции;

- целость предохранителей в цепях блокировки и исправность электромагнитного ключа.

Если проверкой не будет установлена причина, в результате которой блокировка запрещает выполнение операции, персонал должен возвратиться на щит управления и сообщить о невозможности выполнения операции диспетчеру, отдавшему распоряжение о переключении.

Оперативному персоналу, непосредственно производящему переключения, запрещается принудительно деблокировать неисправную (по его мнению!) блокировку. Неисправность блокировки должна удостоверяться лицом, ответственным за ее техническое состояние (начальник подстанции или группы подстанций и т.д.). По его указанию неисправная блокировка выводится из работы.

Если в нормальных условиях эксплуатации возникнет необходимость деблокирования, а операции выполнялись без бланка переключений, необходимо составить бланк переключений с внесением в него операций по деблокированию.

В аварийных ситуациях разрешение на деблокирование может дать диспетчер, в оперативном управлении которого находится оборудование.

При несчастном случае, когда блокировка препятствует быстрому проведению переключений, коммутационные аппараты могут быть деблокированы без разрешения вышестоящих лиц. Однако в этом случае необходим строгий контроль последовательности проводимых операций по схеме.

Обо всех случаях деблокирования должна производиться запись в оперативном журнале.

Во время дежурства (или посещения подстанции ОВБ) следует проверять сопротивление цепей электромагнитной блокировки с помощью устройства контроля изоляции.

5.6

Комплектные распределительные устройства внутренней и наружной установок 6-10 кВ

Комплектные РУ имеют ряд преимуществ по сравнению с обычными закрытыми РУ: они в значительной степени отвечают требованиям индустриализации энергетического строительства, при хорошем техническом исполнении удобны и безотказны в работе, надежны в эксплуатации. Однако эти преимущества могут быть реализованы только при правильно выполненном монтаже шкафов, качественной наладке и регулировке оборудования, учете особенностей конструкции и накопленного опыта эксплуатации. Нарушение этих условий приводит к отказам и авариям в работе комплектных РУ (отечественного и зарубежного производства) с выходом из строя большого числа ячеек.

Применяются комплектные РУ внутренней установки КРУ (рис. 5.4) и наружной установки КРУН (рис. 5.5) Электрическая схема этих установок видна из рисунков.

Комплектные РУ поставляются промышленностью шкафами со встроенным в них электрическим оборудованием, устройствами релейной защиты и автоматики, измерения, сигнализации и управления. Шкафы, в которых коммутационные аппараты и другое электрическое оборудование установлено в корпусах шкафов неподвижно, относят к комплектным РУ стационарного исполнения. При размещении оборудования на выдвижных тележках шкафы относят к комплектным РУ выдвижного исполнения.

Конструктивно КРУ и КРУН обладают следующими особенностями. Рабочее пространство в ячейках разделено перегородками на отсеки аппаратов высокого напряжения, сборных шин, релейной защиты, измерений и управления. Это преследует цели локализации аварий и удобства обслуживания. Изоляционные расстояния по воздуху между токопроводящими частями и заземленными конструкциями ограничены габаритами ячеек, что требует содержания в хорошем состоянии изоляции и поддержания необходимого микроклимата в ячейках.

В КРУ выкатного исполнения тележки выключателей могут занимать два фиксированных положения: рабочее и контрольное. В рабочем положении тележки выключатель находится под нагрузкой или под напряжением, если он отключен. В контрольном положении тележки напряжение с выключателя снимается размыканием первичных разъединяющих контактов. Вторичные цепи при этом остаются замкнутыми с помощью штепсельного разъема, и выключатель может быть опробован на включение и отключение. Для ремонта выключатель на тележке полностью выкатывается из шкафа (ремонтное положение). Каждый раз при вкатывании тележки в рабочее положение необходимо точное вхождение первичных разъединяющих контактов.

При перемещениях тележек с выключателями персоналом должна соблюдаться строгая последовательность действий.

Перед выкатыванием тележки с выключателем из рабочего положения в ремонтное следует проверить, что выключатель отключен и пружины привода ослаблены. После этого тележка расфиксируется и перемещается в контрольное положение. В контрольном положении рассоединяется штепсельный разъем вторичных цепей, и тележка выкатывается из шкафа в ремонтное положение.

Перед вкатыванием тележки с выключателем из ремонтного положения в контрольное необходимо проверить:

- с защитных шторок снят навесной замок;

- выключатель отключен;

- стационарные заземлители отключены (переносные заземления сняты);

- положение фиксирующего устройства тележки соответствует выполняемой операции;

- в ячейке и на выключателе нет посторонних предметов (инструмента, проводов, протирочного материала).

Далее следует вкатить тележку в контрольное положение и закрепить ее фиксирующим устройством.

Рис. 5.4. Шкаф КРУ серии К-ХII с выключателем ВМП-10:

1 - отсек выкатного элемента; 2 - отсек трансформаторов тока и кабельного ввода; 3 - отсек шинных разъединяющих контактов; 4 - отсек сборных шин; 5 - приборный шкаф; 6 - релейный отсек; 7 - тележка; 8 - выключатель; 9 - трансформатор тока нулевой последовательности; 10 - трансформатор тока; 11 - стационарный заземлитель

В контрольном положении тележки следует соединить штепсельный разъем вторичных цепей. При необходимости выключатель может быть опробован на включение и отключение (в КРУ без выкатных элементов опробование производится при отключенных разъединителях).

Для последующего ввода выключателя в работу следует расфиксировать тележку и с помощью механизма перемещения (или вручную) перевести тележку с выключателем в рабочее положение. В рабочем положении нужно проверить фиксацию тележки. У выключателей с пружинным приводом следует завести пружины привода и проверить их действительное положение, включить выключатель, проверить посадку привода на защелку и убедиться, нет ли ненормального шума в шкафу. Если выключатель недовключился, его необходимо отключить и принять меры по устранению дефекта.

На присоединении линии при правильной посадке пружинного привода на защелку нужно подготовить выключатель для работы в цикле АПВ, для чего необходимо завести с помощью автоматического моторного редуктора (AMP) пружины, проверить действительное положение пружин и ввести в работу АПВ.

Заметим, что в КРУ производства Германской Демократической Республики и других стран порядок перемещения тележек с выкатными элементами из одного положения в другое может быть иным. Эксплуатация таких КРУ должна производиться в соответствии с инструкциями предприятий-изготовителей.

По исполнению КРУН могут иметь шкафы с выдвижными элементами (выключатели, разъединители, предохранители, трансформаторы напряжения), а также без выдвижных элементов (трансформаторы собственных нужд, конденсаторы, аппаратура ВЧ связи). Представленный на рис. 5.5 шкаф ввода серии К-37 относится к КРУН с выдвижным элементом.


Рис. 5.5. Шкаф КРУН серии К-37:

1 - выдвижной элемент; 2 - отсек выдвижного элемента (выключателя); 3 - корпус; 4 - лампа накаливания; 5 - релейный шкаф; 6 - отсек сборных шин; 7 - шинный ввод; 8 - отсек шинных разъединяющих контактов; 9 - съемная задняя стенка; 10 - дверца; 11 - трансформатор тока; 12 - отсек линейных разъединяющих контактов; 13 - стационарный заземлитель

Тележка с выключателем в шкафу КРУН К-37 может занимать три фиксированных положения: рабочее, контрольное и промежуточное (среднее положение между контрольным и ремонтным). Из ремонтного положения в промежуточное и обратно выдвижной элемент перемещается вручную с помощью ручек, из промежуточного положения в контрольное и обратно - с помощью червячного механизма перемещения, встроенного в раму выключателя. На фасаде выдвижного элемента имеется указатель, показывающий то или иное фиксированное положение.

Согласно Правилам техники безопасности при работах на отходящих воздушных или кабельных линиях (вне КРУН) тележку с выключателем допускается устанавливать в промежуточное (вместо ремонтного) положение и запирать ее на замок. Это значительно облегчает работу оперативного персонала.

Для защиты персонала от случайного прикосновения к токопроводящим частям, находящимся под напряжением, в шкафах комплектных РУ предусмотрены автоматические шторки падающего типа, которые закрываются при выкатывании выдвижного элемента из шкафа и запираются персоналом на замок. Имеется оперативная блокировка, предостерегающая персонал от выполнения ошибочных операций. Перечисленным особенностям должны отвечать как совершенство конструктивных решений комплексных РУ в целом, так и качество изготовления отдельных деталей и узлов ячеек.

В эксплуатации выявлены некоторые дефекты конструкции комплектных РУ, что в сочетании с некачественным выполнением строительно-монтажных работ и неудовлетворительно поставленной эксплуатацией приводит к серьезным повреждениям и авариям.

Большое число повреждений КРУ и КРУН происходит при КЗ в концевых заделках кабелей, что само по себе объясняется дефектами их монтажа. Отсутствие перегородок между кабельным отсеком и отсеком выключателя, как правило, приводит к развитию повреждения. При наличии многочисленных отверстий в ячейках и обилии копоти дуга обычно переходит на сборные шины и оборудование соседних ячеек. Аналогичным образом развиваются аварии при отказе и повреждении выключателей, перекрытиях изоляции и в других случаях. Все это свидетельствует о недостаточной локализационной способности ряда серий КРУ и КРУН.

Заметим, что отечественной промышленностью учтен опыт эксплуатации и в настоящее время выпускаются КРУ серии К-104, в которых отсек сборных шин расположен внизу корпуса шкафа, а кабельный ввод находится в специальном отсеке, отделенном от отсека сборных шин глухой перегородкой (рис. 5.6). Такая конструкция КРУ обеспечивает сохранность оборудования при КЗ в концевых заделках кабелей.

Для снижения тяжести повреждений, происходящих при КЗ в шкафах, применяют "дуговую защиту". Эта защита без выдержки времени отключает выключатели присоединений, питающих секцию, при возникновении в шкафу электрической дуги. В защите используются датчики, реагирующие на резкое повышение температуры, давления, а также интенсивность светового излучения. Для предупреждения ложных срабатываний в схему защиты вводятся блокировки по току и напряжению.

В шкафах серии К-104 для дуговой защиты используются контакты конечных выключателей (рис. 5.6), связанные с разгрузочным клапаном. При закрытом положении клапана контакты конечного выключателя разомкнуты. Разгрузочный клапан открывается при появлении открытой электрической дуги и повышении давления в шкафу во время КЗ. Откидывание клапана приводит к замыканию контактов конечного выключателя и ускоренному отключению питающих КЗ присоединений.

Кроме дуговой защиты применяется токовая защита шин секции, которая срабатывает на отключение питающих присоединений только при КЗ на шинах; запрещается АВР секционных выключателей и трансформаторов, если КЗ возникло на шинах.

Причинами многих повреждений являются дефекты, допускаемые при выполнении строительных и монтажных работ: плохая герметизация шкафов, перекосы шкафов при установке, неисправности блокирующих устройств и др.

При недостаточной герметизации в шкафы попадает влага и пыль. Увлажнение загрязненной изоляции при общей повышенной влажности вызывает перекрытие изоляции, что особенно характерно для КРУН.

Перекосы отдельных элементов шкафов ведут к затиранию тележек с оборудованием при переводе их из рабочего положения в ремонтное и обратно. В этих случаях персонал вынужден перемещать тележки вручную с приложением большой мускульной силы и с применением рычагов, при этом часто повреждаются разъединяющие контакты первичной цепи и опорные изоляторы.

Плохая регулировка и дефекты механизмов блокировки приводят к ошибочным действиям персонала при переключениях и авариях при вводе оборудования из ремонта в работу.

Рис. 5.6. Шкаф КРУ серии К-104 с выключателем ВК-10:

а - электрическая схема главных цепей; б - шкаф кабельного ввода; 1 - отсек выдвижного элемента; 2 - релейный шкаф; 3 - разгрузочный клапан отсека выдвижного элемента; 4 -конечный выключатель; 5 - шинный блок кабельного ввода; 6 - шины ввода; 7 - разгрузочный клапан линейного отсека; 8 - отсек кабельного ввода; 9 - разделка силового кабеля; 10 - съемная крышка у кабельных разделок; 11 - шины ответвлений в соседний шкаф; 12 - линейный отсек; 13 - отсек сборных шин; 14 - сборные шины

Осмотры и обслуживание. Перед осмотром комплектного РУ необходимо прежде всего убедиться в отсутствии шума и характерных потрескиваний внутри шкафов. При обнаружении ненормального шума или дыма приближаться к шкафам не следует. В случае необходимости снятие напряжения с поврежденного оборудования шкафов должно производиться дистанционно.

При осмотрах КРУ и КРУН без их отключения проверяют:

- работу сети освещения и отопления (в холодное время года) помещений и шкафов,

- уровень масла в маслонаполненных аппаратах, отсутствие течей масла; состояние разъединителей; разъединяющих контактов первичной цепи, механизмов блокировки, доступных для осмотра; состояние контактных соединений шин и их термоиндикаторов; степень загрязненности, отсутствие видимых повреждений и коронирования изоляторов; состояние цепей вторичных соединений (рядов зажимов, штепсельных разъемов, гибких связей, реле и измерительных приборов); показания измерительных приборов; действие ключей (кнопок) управления выключателями, находящимися в контрольном положении; состояние низковольтных аппаратов (автоматических выключателей, предохранителей и т.д.); качество уплотнений дверей и днищ; отсутствие щелей, через которые в шкафы могут проникнуть мелкие животные и птицы.

Наблюдение за оборудованием ведется через смотровые окна и сетчатые ограждения.

При обнаружении повреждений, могущих привести к аварии, необходимо срочное принятие мер по их устранению. Сведения о других дефектах, не требующих немедленного устранения, записываются в журнал дефектов для последующего устранения их.

Практика показала, что в КРУН при резких перепадах температуры наружного воздуха происходит повышение относительной влажности в шкафах (в отдельные периоды года до 100%) и увлажнение поверхности изоляторов. По увлажненной поверхности происходит перекрытие изоляторов. Для борьбы с перекрытиями изоляции необходимо систематически, в зависимости от местных условий, производить отчистку изоляции от пыли. Эффективным способом повышения надежности изоляции КРУН является обмазка изоляторов гидрофобными пастами.

В шкафах должен поддерживаться микроклимат с относительной влажностью воздуха 60-70%. Дня этого шкафы утепляют минераловатными плитами и оборудуют электроподогревателями, которые должны автоматически включаться, когда относительная влажность повышается до 65-70%.

Значительные понижения температуры наружного воздуха могут привести также к неудовлетворительной работе встроенной в шкафы аппаратуры. Поэтому при температуре ниже 5°С должен предусматриваться обогрев счетчиков и релейной аппаратуры, а при температуре –25°С - обогрев масляных выключателей.

Автоматическое включение нагревательных устройств выполняется с помощью реле влажности воздуха (влагорегулятор ВДК) и термореле (датчик ДТКБ). Упрощенная схема устройства для сушки воздуха и отопления в шкафах КРУ приведена на рис. 5.7.

В летнее время из-за нагрева солнечными лучами температура КРУН может превысить максимально допустимую (40°С), что отрицательно сказывается на работе контактных соединений аппаратов, концевых кабельных разделок и т.д. Снижение перегрева КРУН солнечными лучами достигается окраской поверхности шкафов белой краской, установкой навесов, устройством принудительной приточно-вытяжной вентиляции.



Рис. 5.7. Схема устройства для сушки воздуха и отопления в шкафах КРУ:

KST - термореле; KSH - реле влажности воздуха; КМ - магнитный пускатель; S - рубильник переключения режима работы

Укажем на опасность, которой может подвергнуться персонал, обслуживающий комплектные РУ. При недовключении масляного выключателя или повреждении его контактной системы в дугогасительной камере под воздействием тока нагрузки или тока КЗ может возникнуть дуга, при этом масло разлагается дугой с образованием взрывоопасной смеси газов. Отмечены случаи, когда взрывоопасная смесь газов накапливалась в верхних невентилируемых отсеках комплектных РУ и взрывалась при благоприятных условиях.

Взрывоопасны выключатели с пружинными приводами из-за недостаточного усилия рабочих пружин, которые недовключают выключатель или включают его без посадки привода на защелку.

Наиболее опасно ручное включение выключателей на неустраненное КЗ. У выключателей ВМПП-10 даже небольшая задержка кнопки включения в конечном (утопленном) положении приводит к повторному включению на КЗ после его автоматического отключения. Для безопасности персонала, включающего выключатель на возможное КЗ, следует пользоваться переносной кнопкой дистанционного управления, подсоединяемой шланговым проводом к розетке привода.

При обслуживании комплектных РУ и выполнении ремонтных работ персоналу запрещается:

- проникать в высоковольтную часть ячеек без снятия напряжения и наложения заземлений;

- накладывать заземления (включать стационарные заземлители) без видимого разрыва электрической цепи и без проверки отсутствия напряжения на заземляемых токопроводящих частях;

- производить работы на выключателе или приводе при взведенных пружинах и включенных цепях управления;

- выводить из работы блокирующие устройства, демонтировать защитные шторки и перегородки между отсеками ячеек;

- открывать выхлопные (разгрузочные) клапаны, так как это может привести к отключению выключателей;

- производить осмотры и работы в КРУН во время грозы и дождя.

При ремонтах комплектных РУ имели место случаи тяжелого травматизма. Опыт показывает, что для выполнения ремонтных работ в ячейках комплектных РУ целесообразно в каждом отдельном случае рассматривать возможность полного обесточения той или иной секции и неподвижных разъединяющих контактов. Необходимо предупреждать персонал об опасности при работах в ячейках, где может оказаться напряжение со стороны соседней секции или от трансформатора. Внутри таких ячеек на шторках должны быть нанесены предупреждающие надписи, например "Внимание! Напряжение снизу". При выводе в ремонт сборных шин комплектных РУ шторки вводных ячеек, ячеек секционных выключателей и трансформаторов собственных нужд следует запирать на замок, а ячейки присоединений, по которым может быть подано напряжение, закрывать переносными ограждениями с четкими предупреждающими надписями. Особая осторожность должна проявляться при вскрытии верхних лючков, когда, например, в ячейке отключенного ввода или секционного выключателя на шинах остается напряжение. В процессе ремонта должно категорически запрещаться перемещение защитных ограждений, снятие плакатов и заземлений, снятие замков со шторок и дверей ячеек.

5.7

Комплектные распределительные устройства 110-220 кВ с элегазовой изоляцией

В §3.1 дано краткое описание элегазового выключателя. Там же названы основные физико-химические свойства элегаза. Высокие изоляционные и другие свойства элегаза положены в основу создания комплексов электрических аппаратов, образующих комплектные распределительные устройства с элегазовой изоляцией КРУЭ.

Отметим характерные особенности конструкций КРУЭ. Собирают КРУЭ из стандартных электрических элементов (выключателей, разъединителей, заземлителей, трансформаторов тока и напряжения, сборных и соединительных шин). Каждый элемент оборудования заключают в герметизированную металлическую заземленную оболочку, необходимую для сохранения изолирующей среды (элегаза) под определенным избыточным давлением. Оболочки изготовляют из немагнитного металла (сплав алюминия, конструкционная сталь) во избежание нагрева их переменным магнитным потоком. Оболочки отдельных элементов соединяют между собой при помощи фланцев с уплотнениями из синтетического каучука, этиленпропилена и других материалов. Внутренние объемы оболочек нескольких таких элементов, работающих под одинаковым избыточным давлением, объединяют в секции. В целом КРУЭ секционированы по газу. Каждая секция имеет свою контрольно-измерительную газовую аппаратуру.

Электрическое соединение элементов оборудования в КРУЭ выполняется разъемным через многоламельный контакт одного элемента с токопроводящим стержнем другого. Исполнение КРУЭ отдельными элементами дает возможность демонтажа и ремонта любого элемента без демонтажа остальных.

Перед демонтажем элемента элегаз из него удаляют при помощи передвижной установки, содержащей вакуумный насос, компрессор и резервуар для газа. С помощью компрессора элегаз из оболочки элемента перекачивают в резервуар, пока давление в оболочке не снизится до 100 Па. После этого вскрывают люки на оболочке и производят демонтаж элемента или его ремонт. Если производится ремонт, то после его окончания люки оболочек закрывают, подключают вакуумный насос и из оболочки удаляют воздух. При давлении в оболочке около 100 Па приступают к наполнению ее элегазом. Отечественные КРУЭ изготовляют на напряжение 110 и 220 кВ.



Рис. 5.8. Полюс ячейки КРУЭ 110 кВ со схемой электрических соединений

На рис. 5.8 показан полюс ячейки КРУЭ 110 кВ типа ЯЭ-110Л (линейная ячейка с двумя системами шин и двумя кабельными вводами). Основные технические данные КРУЭ следующие:

Номинальное напряжение, кВ.................................. 110

Номинальный ток сборных шин, кА......................... 1,6

Номинальный ток отключения, кА............................ 40

Наибольший ток включения, кА.............................. 102

Собственное время отключения выключателя с приводом, с........................................................... 0,04±0,005

Собственное время включения выключателя с приводом, с................................................................. 0,08±0,02

Номинальное избыточное давление элегаза, МПа:

в выключателе............0,6

в отсеке ТН.................0,4

в других элементах....0,25

Ячейка содержит выключатель с пневматическим приводом 9, разъединители 7 и 10 с дистанционным пневматическим или электродвигательным приводом, стационарные заземлители 3 с ручным приводом, токопровод 4, трансформаторы тока 8, кабельные вводы 6, полюсный 1 и распределительный 2 шкафы. Сборные шины 5 расположены не пофазно, а заключены в общую оболочку, что придает компактность РУ. Оболочки секционированы по газу. На каждой секции имеются вентили для вакуумирования и заполнения секции элегазом.

Шинные разъединители 7 и линейные разъединители 10 размещены в отдельных блоках. В блоке находится контактный стержень, соединенный изолирующей штангой с рычажным механизмом привода, розеточный ломельный контакт, в который входит контактный стержень при включении разъединителя, поперечный контактный стержень, предназначенный для стыковки элемента с другими элементами ячейки. Разъединитель снабжен электромагнитным блокировочным замком.

Заземлитель 3, как и разъединитель, помещен в герметизированную оболочку. Он представляет собой подвижный стержень, соединенный через скользящий контакт с землей и входящий в розеточный контакт заземляемого элемента. Заземлитель также имеет электромагнитный блокировочный замок.

Трансформатор тока 8 размещен в герметизированной оболочке. Первичной обмоткой служит токопроводящий стержень, который проходит внутри магнитопровода со вторичной обмоткой. Магнитопровод и вторичная обмотка залиты эпоксидной смолой. Изоляцией служит элегаз.

Трансформаторы напряжения устанавливают в отдельных ячейках либо в ячейках секционных или шиносоединительных выключателей. При U_ном≤220 кВ применяют электромагнитные трансформаторы напряжения с эпоксидной изоляцией.

В качестве главной изоляции используется элегаз.

В полюсном шкафу размещена газовая аппаратура, приборы контроля за давлением, ключи местного управления разъединителями.

В распределительном шкафу находится аппаратура цепей сигнализации, блокировки и электрического дистанционного управления элементами, а также пневматического управления приводами выключателя: каждый полюс выключателя имеет свой привод.

При переключениях положения коммутационных аппаратов и заземлителей проверяют по указателям положения, механически связанным с подвижными системами аппаратов. Предусмотрены также сигнализация с помощью ламп и наблюдение за положением подвижных контактов через смотровые окна.

Ошибочные операции в КРУЭ, как правило, исключены благодаря применению электрических и механических блокировок.

Обслуживание КРУЭ. При осмотрах проверяется общее состояние оборудования: отсутствие пыли, шума, треска и т.д. Проверяется работа аварийно-вытяжной вентиляции, температура воздуха в помещении РУ (она должна находиться в пределах 5-40°С), давление сжатого воздуха в резервуарах пневматических приводов выключателей (оно должно находиться в пределах 1,7-2,1 МПа), а также давление сжатого воздуха для пневмоприводов разъединителей (0,6 МПа), состояние заземляющих проводок и их контактных соединений.

Важной задачей обслуживания КРУЭ является сохранение неизменным количества элегаза в оболочках с оборудованием. Это предъявляет повышенные требования к плотности оболочек, уплотнений и сварных швов. При утечках элегаза снижается электрическая прочность изоляционных промежутков. Поэтому необходим надежный контроль за давлением элегаза в каждой секции установки. Давление контролируется при помощи манометров и должно проверяться при осмотрах оборудования.

В случае утечки элегаза пополнение секции сухим элегазом осуществляется с помощью передвижной установки из баллонов с элегазом, которые через редуктор и влагопоглощающий фильтр подключаются через вентиль к секции.

В аварийной ситуации при возникновении дуги и чрезмерном повышении давления внутри оболочки разрывается специальная защитная мембрана, давление в секции сбрасывается, и тем самым предотвращается разрушение оболочки. В остальных секциях КРУЭ давление сохраняется нормальным.

Элементы оборудования, оболочки которых повреждены, должны выводиться из работы в соответствии с инструкциями, при этом запрещается выполнять операции под напряжением аппаратами, находящимися в объемах с пониженным давлением элегаза. Пребывание в помещении РУ персонала в этом случае возможно только при включенной приточно-вытяжной вентиляции и применении индивидуальных средств защиты (см. §3.1).

Заметим, что КРУЭ практически не требуют технического обслуживания. Изоляция в них не теряет своих свойств из-за атмосферных загрязнений, что исключает необходимость периодической очистки изоляции. Такие элементы, как сборные шины, измерительные трансформаторы, вообще не требуют ремонта. Интервалы между планово-преду­преди­тель­ными ремонтами коммутационных аппаратов, определяемые механической прочностью подвижных систем и свойствами деталей, подверженных старению, устанавливаются от 5 до 10 лет.