Ele-prof.ru

Электро отопление
0 просмотров
Рейтинг статьи
1 звезда2 звезды3 звезды4 звезды5 звезд
Загрузка...

Повреждения аппаратов ОРУ 110 кВ и ЗРУ 10-6 кВ

Повреждения аппаратов ОРУ 110 кВ и ЗРУ 10-6 кВ

аппаратов ОРУ 110 кВ

1. При монтаже ЗРУ -110 кВ на подстанцию карьера через вспомогательные изоляторы подали напряжение MB типа МКП-110 кВ с чередованием «С», «В», «А».

2. На основной подстанции 2 трансформатора по 40 MBA подали фазы с чередованием «А», «В», «С». Из-за ошибки монтажников трансформатор карьера стал «V» группы соединений, а основная площадка «XI» группы соединений. При подаче резервного питания 6 кВ от основной площадки возникает необходимость остановить все электродвигатели и включить их заново, после подачи 6 кВ от основной площадки.

3. Для повышения уровня надежности электрооборудования карьера перевести чередование фаз «С», «В», «А» на чередование — «А», «В», «С». Т.е. трансформаторы подстанции будут приведены ко II группе соединения.

Разъединители, отделители (ОД), короткозамыкатели (КЗ), аппараты ОРУ 110 ч 220 кВ 600 А

1. переходное сопротивление подвижных контактов ОД, КЗ, разъединителей. Величина в эксплуатации переходного сопротивления значительно превышает допустимое сопротивление контакта R > 1 ,5Rнom.

2. Окисление подвижных контактных соединений происходит за счет газов машиностроительных заводов.
В алюминиевые ножи при помощи пресса устанавливается латунная пластина. Со временем в результате эксплуатации за счет разных коэффициентов линейного расширения латунная накладка отсоединяется от алюминия, под ней появляется окис в виде черного порошка, на алюминиевой шине образуются белые кристаллы, т.к. эти металлы являются гальванической парой.

3. При токах трехфазных К.З. отгорают контакты. В настоящее время применяется анодирование этих элементов для надежного контакта ОД, КЗ, разъединители.

Основными недостатками отделителей и короткозамыкателей являются:

  1. недостаточность усилий, развиваемых отключающими пружинами отделителей, особенно в зимнее время;
  2. незащищенность отключающих пружин и механизмов отделителя от атмосферных осадков и гололеда;
  3. нечеткая работа блокировочного реле короткозамыкателя при токах КЗ менее 500 А;
  4. поломки изоляционных тяг у короткозамыкателей 110 кВ;
  5. отскакивание ножа в результате удара в упор губок при включении короткозамыкателей 110 кВ.

Рекомендации для повышения надежности работы отделителей и короткозамыкателей приведены ниже.

Разъединитель опорного типа РЛНД -110-2.
1 — гибкая связь; 2 — контактный вывод; 3 — изолятор; 4 — основание; 5 — рама; 6 — механизм заземляющих ножей; 7 — вал к приводу; 8 — шкаф управления; 9 — привод; 10 — тяга; 11 — заземляющий нож; 12 — внутри полюсная тяга; 13 — полунож; 14 — контактная плита; 15 — экран.
Таблица №1

Примечания: 1. Отделители поставляются с одним или с двумя заземляющими ножами (но заказу).
2. Для сетей 150 кВ используется короткозамыкатель K3-22JM.

Определители поставляются заводами в виде укомплектованных н собранных полюсов (фаз), а короткозамыкатели и заземлители—в виде комплектных наборов) (одни полюс).

Текущий ремонт и опробование отделителей следует производить не реже 2 раз в год — в летние и зимние месяцы
Для смазки трущихся частей рекомендуется использовать пасту ГОИ-54П с присадкой 10% графита, вместо пасты ЦИАТИМ-201, которая меньше смывается атмосферными осадками. Смазку трущихся частей следует производить не реже 1 раза в год.
Рекомендуется устанавливать защитные кожухи, предотвращающие попадание атмосферной влаги на ламели контактов полуножей и отключающие пружины; следует измерять скорости движения ножен отделителей при капитальных ремонтах.
За рубежом выпускаются отделители с открытыми контактами (США) и элегазовые (ФРГ, Англия) па напряжение до 750 кВ. Элегазовые отделители коммутируют номинальные токи и, следовательно, являются выключателями нагрузки. Их стоимость не превосходит 30% стоимости выключателей.

Реле минимального напряжения прямого действия с зависимой характеристикой времени срабатывания типа РНМВ.

Пружинно-моторные привода масляных выключателей типа ППМ, ППВ, ПГМ, УПГП. Влияние вибрации

1. В приводах данного типа установлено реле для защиты от минимального напряжения электродвигателей типа РМНВ. В течение всего времени эксплуатации, сердечник находится в верхнем положении и вибрирует с частотой электросети. Чтобы не передавать воздействия переменного магнитного поля на часовой механизм, соединение выполняется бронзовой деталью. Реле вибрирует независимо от включения или отключения электродвигателя.

2. В связи с постоянной вибрацией бронзовая деталь растачивается, и реле распадается на отдельные элементы и не защищает электродвигатель при исчезновении напряжения.

3. Для надежной минимальной защиты электродвигателя необходимо применять типовую групповую минимальную защиту с предварительно заряженными конденсаторами.

Пружинно-моторные привода масляных выключателей типа ППМ, ППВ, ПГМ, УПГП. Износ деталей

  1. После 2-3 лет эксплуатации пружинно-моторные приводы типа ППМ, ППВ при включении масляных выключателей не фиксируются во включенном положении.
  2. Рекомендуем заменить защелки и ролики в приводе, который испытывает максимальные ударные нагрузки от заведенной пружины. Поверхность роликов в приводе при таких нагрузках становится овальной.

Пружинно-моторные привода масляных выключателей типа ПГТМ, ППВ, ПГМ, УПГП. Ошибка при закреплении пружины

1. На приводе масляного выключателя типа ВМПП выкатной тележки РУ 10 кВ произошло К.З. и электродугой перекрыло шины и выкатную тележку, обе секции шин включить было невозможно.

2. Для закрепления пружины на раме привода была приварена металлическая деталь, напоминающая треугольник, острой вершиной одной стороны он был направлен в сторону масломерного стекла одной фазы MB. Колпачок, закрывающий это масломерное стекло, был покрыт металлической пылью стальцеха. Появление однофазного замыкания на «землю» в электросети 10 кВ послужило причиной возникновения электродуги и отключения стальцеха.

3. Из зоны фазы MB убрали металлический треугольник. Дополнительно, при измерении тока замыкания на «землю», который превысил допустимую норму согласно ПТЭ, предприятию рекомендовали на подстанциях 110/10 кВ установить дугогасящие катушки, компенсирующие емкостной ток.

Ввод MB трансформатора 40 MBA 110/6 кВ

1. Ответственные MB подвергаются испытаниям на время полного отключения до остановки подвижных частей при снятии виброграммы. MB типа МГГ – 10 показал повышенную вибрацию.

2. Причину по виброграмме нашли быстро, так как вибрация MB была при отключении. В масляный демфер при ревизии MB вместо масла для промывки был залит керосин.

3. Из емкости демфера выбрали весь керосин, залили трансформаторное масло согласно инструкции, повторно сняли несколько раз виброграммы. Виброграммы были нормальные.

Необычное электродуговое повреждение MB и шин в РУ 6 кВ

1. В 70-е годы начали применять сварку алюминиевых шин от MB до трансформаторов тока встык. Контакт был ненадежен и механически непрочен. Во время проверки отходящей линии дежурный удалил наладчиков с рабочего места, так как включался СД 600 кВт в соседней ячейке.

2. MB СД от удара при включении на сварке лопнул шов, и отлетевшая шина от трансформатора тока создала электродуговое К.З. Электрическая дуга быстро прожгла отверстия в баках MB, прожгла металлическую сетку на двери ячейки (КСО-272) и быстро перешла на сборные шины РУ – 6 кВ. На шинах возник шар, из него летели искры, он быстро вращался вокруг своей оси и медленно двигался по шинам в направлении конденсаторов. Конденсаторы были подключены к сборным шинам кабелем. Дойдя до кабеля, раздался взрыв и шар исчез. Сборные шины были повреждены, но незначительно, что дало возможность включить РУ – 6 кВ. На шинах были видны повреждения в виде вырванного алюминия, а острые края шин отгорели при взрыве шара. В настоящее время КСО-272 выполняются с двойной металлической дверью.

Читайте так же:
Выключатель кнопка без фиксации накладной

3. Применять сварку алюминиевых шин в стык запрещено. Сварка должна производиться в нахлест.

Неисправность масляного выключателя 10 кВ

1. После окончания монтажа и ревизии аппаратов РУ – 6 кВ не включался один из MB с приводом ПП-67К. Все попытки повторно включить MB не удались. Приняли решение разрядить пружину и при помощи рычага медленно включить MB. При попытке включить от привода результат был тот же.

2. Приняли решение проверить раму MB и обратили особое внимание на состояние масляного и пружинного демферов. В пружинном демфере упорный винт был на 10-12 мм длиннее, чем положено по инструкции.

3. Заменили винт, выполнили все работы по регулировке привода. Отказов в работе MB не было. MB включался и надежно фиксировался во включенном положении.

После ревизии MB необходимо опробовать отключение и включение не менее 10 раз подряд — без отказов. Детали и крепеж использовать аналогичные, применяемым заводом-изготовителем.

Ремонт масляных выключателей

При наружном осмотре проверяют действительное положение каждого выключателя по показанию его сигнального устройства и соответствие этого положения изображенному на оперативной схеме. Проверяют состояние поверхности фарфоровых покрышек вводов, изоляторов и тяг, целость мембран предохранительных клапанов и отсутствие выброса масла из газоотводов, отсутствие следов просачивания масла через сварные швы, разъемы и краны. На слух определяют отсутствие треска и шума внутри выключателя. По цвету термопленок или показаний тепловизоров устанавливают температуру контактных соединений. Обращают внимание на уровень масла в баках и соответствие его температурным отметкам на шкалах маслоуказателей.
При значительном понижении уровня или ухода масла из бака принимают меры, препятствующие отключению выключателя тока нагрузки и тем более тока короткого замыкания. Для этого отключают автоматические выключатели (снимают предохранитель) на обоих полюсах цепи электромагнита отключения. Затем создают схему, при которой электрическая цепь с неуправляемым выключателем отключается другим выключателем, например шиносоединительным или обходным.
В зимнее время при температуре окружающего воздуха ниже -25 °С условия гашения дуги в масляных выключателях резко ухудшаются из-за повышения вязкости масла и уменьшения в связи с этим скорости движения подвижных частей. Для улучшения условий работы масляных выключателей при длительном (более суток) понижении температуры должен включаться электроподогрев, отключение которого производится при температуре выше -20 °С.
На скорость и надежность работы выключателей большое влияние оказывает четкая работа их приводов при возможных в эксплуатации отклонениях напряжения от номинального в сети оперативного тока. При пониженном напряжении усилие, развиваемое электромагнитом отключения, может оказаться недостаточным и выключатель окажется в отключенном состоянии. При пониженном напряжении в силовых цепях привод может не полностью включить выключатель, что особенно опасно при его работе в цикле АПВ. При повышенном напряжении электромагниты могут развивать чрезмерно большие усилия, которые могут привести к поломкам деталей привода и сбоям в работе запирающего механизма. Для предупреждения отказов в работе приводов их действие периодически проверяют при напряжении 0,8 и 1,15 Uном. Если выключатель оборудован АПВ, опробование на отключение целесообразно производить от защиты с включением от АПВ. При отказе в отключении выключатель должен немедленно выводиться в ремонт.

Капитальный ремонт.

Капитальный ремонт масляных выключателей производится в соответствии с инструкциями заводов-изготовителей и эксплуатационными инструкциями по ремонту выключателей. Весь объем ремонтных работ выполняют, как правило, на месте установки выключателя. Лишь отдельные виды работ (ремонт вводов, встроенных трансформаторов тока и др.) могут выполняться в мастерских предприятия.
Выключатель У-220 состоит из трех отдельных полюсов. Несущей конструкцией полюса служит бак 4, на крышке которого установлены маслонаполненные вводы 7, коробка приводного механизма 10 с пружинным и масляным буфером для поглощения энергии движущихся частей при включении и отключении выключателя, газопровод и предохранительный клапан для защиты бака от чрезмерного повышения давления при отключении выключателем мощных токов КЗ, встроенных трансформаторов тока 9. В самой нижней точке днища бака имеется маслосливная труба с краном, под днищем — устройства для электроподогрева масла 3, включаемые при низких температурах окружающего воздуха. Внутренняя поверхность бака покрыта тремя изоляционными слоями древесно-волокнистого пластика, защищенного от обгорания фибровыми листами. В нижней части бака расположен овальный люк. Каждый полюс выключателя имеет свой привод. Дугогасительные устройства 6 представляют собой камеры многократного разрыва с шунтирующими резисторами. Контакты камер имеют металлокерамические покрытия.

Капитальный ремонт начинают с подготовки выключателя к разборке. Для этого выключатель осматривают снаружи, проводят несколько операций включения и отключения. Затем испытывают вводы: измеряют сопротивление изоляции, а также тангенс угла диэлектрических потерь, испытывают масло из вводов и измеряют сопротивление изоляции вторичных обмоток трансформаторов тока. После проведения испытаний и измерений из выключателя сливают масло и приступают к его очистке.
Разборку выключателя выполняют в следующей последовательности. Ремонтный персонал вскрывает крышки люков, влезает внутрь бака и демонтирует шунтирующие резисторы и дугогасительные камеры. Затем в зависимости от результатов проведенных испытаний с выключателя снимают все или часть вводов и трансформаторов тока, которые отправляют в мастерскую для ремонта. Снятые дугогасительные камеры разбирают полностью, а все детали их тщательно осматривают. При осмотре и ремонте отдельных деталей и узлов руководствуются техническими требованиями на их дефектацию и ремонт.
Бакелитовые цилиндры дугогасительных камер могут иметь царапины, задиры и обугленные поверхности. Эти дефекты устраняют. Отремонтированные цилиндры не должны иметь трещин и расслоений, а также срывов ниток резьбы более чем на один виток. Указанные дефекты невозможно устранить в ходе ремонта, поэтому при их наличии цилиндры заменяют новыми.
Нижний контакт дугогасительной камеры может иметь вмятины, раковины, наплывы металла и выгорания. Эти дефекты устраняют опиливанием, зачисткой и обработкой на токарном станке. По требованиям дефектации углубления на контакте должны составлять не более 0,5 мм. Если углубление на контакте окажется больше допустимого, контакт заменяют новым.
Когда все детали дугогасительных камер будут отремонтированы и пройдут дефектацию, приступают к сборке камер. Сборку контролируют при помощи шаблонов с точностью до 0,5 мм. После сборки измеряют сопротивление постоянному току токоведущего контура каждой камеры, которое должно быть не более 1300 мкОм.
Одновременно с ремонтом дугогасительных камер вскрывают коробки приводных механизмов полюсов выключателя, проверяют состояние всех рычагов, буферных устройств, правильность работы указателей положения полюсов, разбирают и чистят маслоуказатели, ремонтируют приводы. Все механизмы приводов тщательно осматривают, проверяют отсутствие люфтов в шарнирных соединениях, удаляют грязь, ржавчину, старую смазку и наносят новую смазку. Для смазки трущихся частей приводных механизмов употребляют незамерзающую смазку марки ЦИАТИМ-221, Суперконт, Экстраконт и др.

Читайте так же:
Выключатель valena кнопочный 74010

Общая сборка выключателя проводится в обратной последовательности.
После установки дугогасительных камер на место приступают к регулировке выключателя и его привода. Прежде всего проверяют и регулируют установку камер с таким расчетом, чтобы центры нижних контактов камер находились против центров контактов траверсы. Проверяют полный ход штанг камер, который должен быть (101 ±2) мм. Затем включают выключатель и с помощью специального шаблона, поставляемого заводом, проверяют положение звеньев запирающего механизма. Оси плоских рычагов запирающего механизма (рис. 2) не должны находиться на одной прямой, так как это «мертвое» положение, при котором перемещение рычагов становится невозможным. Оси рычагов должны занимать то положение, которое было установлено на заводе, т. е. при наложении шаблона <5ось 3 должна находиться на расстоянии не более 2 мм от выступа шаблона. Только при этом условии возможны надежное запирание привода во включенном положении и четкое действие при отключении выключателя.
После этого устанавливают необходимый ход траверсы (800 мм) и с помощью ламп, включенных по схеме, приведенной на рис. 3, проверяют «одновременность замыкания контактов полюса. Для этого с помощью домкрата доводят траверсу до соприкосновения ее контактов с контактами камер. При этом, как правило, загорается одна из ламп. Положения траверсы отмечают карандашом на штанге и в направляющем устройстве. Затем измеряют расстояние между отметками, которое должно быть не более 2 мм. По аналогичной схеме проверяют «одновременность» замыкания контакта каждой камеры. Разница в ходе контактов допускается до 1 мм.
При регулировке выключателя в приводе проверяют зазоры между отдельными звеньями его механизма, работу вспомогательных контактов и действие механизма свободного расцепления привода при включенном положении выключателя и в момент замыкания его контактов, состояние изоляции вторичных цепей вместе с электромагнитами включения и отключения. Сопротивление изоляции должно быть не менее 1 МОм.
По окончании регулировки проводят испытание выключателя вместе с приводом. При этом измеряют время включения и отключения выключателя при различных уровнях напряжения на зажимах электромагнитов. Схема измерений при помощи электросекундомера. На время измерений шунтирующие резисторы должны быть отсоединены от дугогасительных камер. В момент подачи ключом КУ команды на включение выключателя автоматически включается и электросекундомер, который при касании контактов выключателя шунтируется ими и останавливается.
Далее определяют скорости включения и отключения выключателя при различных уровнях напряжения на зажимах привода. Показания снимают дважды: когда баки выключателя не залиты маслом и после заливки масла. В качестве отметчика времени используют виброграф. К его обмотке подводят переменное напряжение 12 В промышленной частоты, благодаря чему колебания якоря с карандашом повторяются через 0,01 с. Колебания якоря записывают на бумажной ленте, прикрепляемой к тяге выключателя или к какой-нибудь другой движущейся части, имеющей достаточно большой ход и не обладающей заметным люфтом относительно траверсы.

Виброграф включают одновременно с подачей импульса на включение или отключение выключателя. Полученную графическую запись движения, называемую виброграммой, расшифровывают. Для этого виброграмму разбивают на участки и на каждом из них подсчитывают среднюю скорость движения по формуле Ucр = S/t, где S — длина участка, м; t — время движения на участке, с. Время движения на участке определяют по числу периодов колебаний якоря вибрографа.

Полученные таким образом значения средних скоростей относятся к определенным участкам движения контактов. На этих участках выбирают точки, расположенные посередине, и по ним строят график зависимости скорости движения контактов выключателя от их пути (виброграмму).

Во время ремонта до заливки масла в выключателе измеряют сопротивление его внутрибаковой изоляции. Измерение производят мегомметром напряжением 2500 В с помощью электродов, прикладываемых к поверхности изоляционной конструкции. Значение сопротивления изоляции для выключателей на напряжение 220 кВ должно быть не менее 3000 МОм. Если значение сопротивления изоляции меньше указанного, изоляцию подвергают сушке.
Для сдачи выключателя в эксплуатацию после капитального ремонта заполняют ведомость (акт) его технического состояния. В ведомости сравниваются результаты проведенных измерений и испытаний с паспортными данными.

Система диагностики масляного выключателя высокого напряжения

Система диагностики масляного выключателя высокого напряжения

Система диагностики масляного выключателя высокого напряжения включает масляный выключатель высокого напряжения, состоящий из трех полюсов, каждый из которых содержит масляный бак, в котором расположены высоковольтные контакты и дугогасительное устройство, привод и устройство подогрева масла. Согласно изобретению на внешней поверхности каждого масляного бака установлен термодатчик, который вместе с масляным баком и устройством подогрева масла внешне термоизолирован теплоизоляционным материалом. Дополнительно установленный управляющий контроллер, содержащий силовые управляющие выходы, информационные входы и информационный выход, соединен управляющими выходами с устройствами подогрева масла, информационными входами — с термодатчиками, а информационным выходом — с диспетчерским пунктом. Теплоизоляционный материал защищен влагомаслостойким и пожаростойким покрытием. Технический результат — обеспечение постоянно действующей диагностики состояния контактов выключателя без отключения высокого напряжения, что повышает надежность выключателя и его ресурс. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к высоковольтному оборудованию и касается диагностики и условий эксплуатации масляных выключателей высокого напряжения.

Надежность работы масляного выключателя высокого напряжения и его ресурс в значительной мере определяются техническим состоянием высоковольтных коммутируемых контактов. Техническое состояние высоковольтных контактов диагностируют по переходному сопротивлению, которое, например, для выключателя 110 кВ находится в диапазоне 50-700 мкОм. В замкнутом состоянии высоковольтных контактов выключателя высокого напряжения на них рассеивается тепловая мощность, величина которой согласно закону Ома пропорциональна переходному сопротивлению и квадрату рабочего тока. Ухудшение технического состояния высоковольтных контактов приводит к увеличению их переходного сопротивления, к увеличению тепловой мощности и разогреву контактов. При превышении некоторого порогового значения переходного сопротивления процесс разогрева высоковольтных контактов принимает лавинообразный характер, что может привести к их механическому разрушению, а зачастую и всего выключателя высокого напряжения.

Для диагностики рабочего состояния высоковольтных контактов масляного выключателя высокого напряжения необходимо вначале отключить его от высокого напряжения, затем замерить переходное сопротивление высоковольтных контактов и по его величине вынести решение о состоянии высоковольтных контактов. Можно также применить визуальный осмотр, для чего необходимо также отключить высоковольтный выключатель от высокого напряжения, частично разобрать его, а затем осмотреть высоковольтные контакты.

Известен маломасляный выключатель высокого напряжения (SU №1184020 А, МПК Н01Н 33/68) наружной установки, который содержит корпус, высоковольтные контакты, привод, дугогасительное устройство и устройство подогрева масла. Полость корпуса заполнена маслом.

Основным недостатком этого масляного выключателя высокого напряжения является невозможность его диагностики в рабочем состоянии. Для проведения диагностики необходимо вначале отключить его от высокого напряжения, затем замерить переходное сопротивление высоковольтных контактов и по его величине вынести решение о состоянии высоковольтных контактов. Можно также применить визуальный осмотр, для чего необходимо также отключить высоковольтный контакт от высокого напряжения, частично разобрать его, а затем осмотреть высоковольтные контакты. Такая существующая диагностика может осуществляться только периодически, что снижает надежность работы высоковольтного выключателя и уменьшает ресурс его работы.

Читайте так же:
Российские выключатели 110 кв

Ближайшим аналогом предлагаемой системы диагностики масляного выключателя высокого напряжения является маломасляный выключатель высокого напряжения («Инструкция по эксплуатации и ремонту маломасляных выключателей ВМК-110В-2/5» Служба передового опыта эксплуатации энергосистем ОРГРЭС, М., 1977, стр.4, 20, 38-41), который состоит из трех одинаковых полюсов, каждый из которых содержит масляный бак, в котором расположены высоковольтные контакты и дугогасительное устройство, привод и устройство подогрева масла.

Основным недостатком этого масляного выключателя высокого напряжения является невозможность его диагностики в рабочем состоянии. Для проведения диагностики необходимо вначале отключить его от высокого напряжения, а только затем замерить переходное сопротивление высоковольтных контактов и по его величине вынести решение о состоянии высоковольтных контактов, либо можно применить визуальный осмотр. Для этого необходимо также отключить высоковольтный выключатель от высокого напряжения, частично разобрать его, а затем осмотреть высоковольтные контакты. Такая существующая диагностика может осуществляться только периодически, что снижает надежность работы высоковольтного выключателя и уменьшает ресурс его работы.

К другим недостаткам можно отнести большой расход электроэнергии для подогрева масла в масляном баке в холодное время года до температуры не ниже заданной. Подогрев масла производится для исключения его загустевания.

При эксплуатации масляного выключателя высокого напряжения в холодное время года при включенных устройствах подогрева масла внутри масляных баков образуется конденсат, так как точка росы расположена на их внутренней поверхности. Образующийся конденсат скапливается в нижней части масляных баков и его необходимо периодически сливать, так как в противном случае при отключении подогрева и сохранении отрицательных температур окружающего воздуха накопившийся в масляном баке конденсат замерзает, всплывает на поверхность масла и при этом может повредить внутренние детали масляного выключателя высокого напряжения.

Задачей изобретения является создание постоянно действующей системы диагностики состояния высоковольтных контактов масляного выключателя высокого напряжения без отключения высокого напряжения. Это повысит надежность работы масляного выключателя высокого напряжения и увеличит ресурс его работы.

Из уровня техники не выявлено решений, имеющих признаки, совпадающие с отличительными признаками изобретения. Поэтому можно считать, что предложенное техническое решение соответствует условию изобретательского уровня.

Сущность изобретения заключается в том, что система диагностики масляного выключателя высокого напряжения включает масляный выключатель высокого напряжения, состоящий из трех полюсов, каждый из которых содержит масляный бак, в котором расположены высоковольтные контакты и дугогасительное устройство, привод и устройство подогрева масла. На внешней поверхности каждого масляного бака установлен термодатчик, который вместе с масляным баком и устройством подогрева масла внешне термоизолирован теплоизоляционным материалом. Дополнительно установленный управляющий контроллер, содержащий силовые управляющие выходы, информационные входы и информационный выход, соединен силовыми управляющими выходами с устройствами подогрева масла, информационными входами с термодатчиками, а информационным выходом с диспетчерским пунктом. Теплоизоляционный материал защищен влагомаслостойким и пожаростойким покрытием, что обеспечивает его безопасность и долговечность эксплуатации. Выполненная система обеспечивает постоянную диагностику состояния высоковольтных контактов, что повышает надежность работы масляного выключателя высокого напряжения и увеличивает ресурс его работы.

На чертеже приведена схема предлагаемой системы.

Система диагностики масляного выключателя высокого напряжения включает масляный выключатель высокого напряжения, состоящий из трех полюсов (1), каждый из которых содержит масляный бак (2), в котором расположены высоковольтные контакты (не показаны) и дугогасительное устройство (не показано), привод (не показан) и устройство подогрева масла (3). На внешней стороне каждого масляного бака (2) ниже верхнего уровня масла установлен термодатчик (4). Каждый масляный бак (2) вместе с термодатчиком (4) и устройством подогрева масла (3) внешне термоизолирован теплоизоляционным материалом (5) с низким коэффициентом теплопроводности. Дополнительно установленный управляющий контроллер (6), содержащий силовые управляющие выходы (7), информационные входы (8) и информационный выход (9), соединен силовыми управляющими выходами (7) с устройствами подогрева масла (3), информационными входами (8) с термодатчиками (4), а информационным выходом (9) с диспетчерским пунктом (10). Теплоизоляционный материал (5) внешне защищен влагомаслостойким и пожаростойким покрытием (11).

Система диагностики работает следующим образом. Управляющий контроллер (6) через информационные входы (8) измеряет посредством термодатчиков (4) текущую температуру поверхности масляного бака (2) каждого полюса (1) масляного выключателя высокого напряжения. Она соответствует температуре масла в масляном баке (2), на котором он установлен, так как теплопроводность его стенок многократно превышает теплопроводность теплоизоляционного материала (5). Информация о текущей температуре масла в масляных баках (2) передается через информационный выход (9) посредством канала штатной телемеханики (не показан) в диспетчерский пункт (10), где обслуживающий персонал производит диагностику технического состояния высоковольтных контактов (не показаны) каждого полюса (1) масляного выключателя высокого напряжения. Диагностика осуществляется следующим образом. При нормальном состоянии высоковольтных контактов тепловая мощность, рассеиваемая на переходном сопротивлении, невелика (единицы или десятки ватт) и не может заметным образом повлиять на температуру масла в масляном баке (2). При ухудшении состояния высоковольтных контактов увеличивается переходное сопротивление. Происходит разогрев высоковольтных контактов, рассеиваемая мощность увеличивается на порядок и более, что при наличии внешней термоизоляции масляного бака (2) фиксируется термодатчиком (4) по изменению температуры масла. В диспетчерском пункте (10) обслуживающий персонал путем сравнительного анализа температуры масла в масляных баках (2) осуществляет диагностику состояния высоковольтных контактов и выявляет неисправные. В необходимых случаях высоковольтный выключатель своевременно отключают посредством приводов от высокого напряжения, а затем производят ремонт высоковольтных контактов.

В холодное время года при снижении температуры масла ниже заданной (-20°С) управляющий контроллер (6) через силовые управляющие выходы (7) включает устройства подогрева масла (3), а при превышении запланированной температуры — выключает. Таким образом, температура масла в масляных баках (2) поддерживается не ниже заданной. Затраты электроэнергии на подогрев масла снижаются пропорционально снижению коэффициента теплопроводности теплоизоляционного материала (5) в 4-5 раз. Одновременно исключается интенсивное образование конденсата внутри масляных баков (2), так как точка росы для композиции: металлическая стенка масляного бака (2), слой теплоизоляционного материала (5) и слой влагомаслостойкого и пожаростойкого покрытия (11) будет находиться внутри слоя теплоизоляционного материала (5). Исключение образования конденсата внутри масляных баков (2) предотвращает возможные механические повреждения внутренней конструкции масляного выключателя высокого напряжения, что снижает эксплуатационные расходы на его обслуживание.

При включенных устройствах подогрева масла (3) диагностика состояния высоковольтных контактов осуществляется по сравнительной динамике (скважности) процесса их включения — отключения.

Теплоизоляционный материал (5) масляных баков (2) внешне защищен влагомаслостойким и пожаростойким покрытием (11), этим обеспечивается безопасность и долговечность его эксплуатации.

Таким образом, предлагаемая система диагностики масляного выключателя высокого напряжения в сравнении с известной имеет следующие преимущества:

Читайте так же:
Трехклавишный проходной выключатель legrand valena

— обеспечивает постоянную техническую диагностику состояния высоковольтных контактов, что повышает надежность работы масляного выключателя высокого напряжения и увеличивает ресурс его работы;

— снижает затраты электрической энергии на подогрев масла в холодное время года в 4-5 раз;

— снижает эксплуатационные расходы на обслуживание вследствие исключения образования конденсата внутри масляных баков при включении устройств подогрева масла в холодное время года, что исключает механические повреждения замерзшим конденсатом внутри масляных баков.

1. Система диагностики масляного выключателя высокого напряжения, включающая масляный выключатель высокого напряжения, состоящий из трех полюсов, каждый из которых содержит масляный бак, в котором расположены высоковольтные контакты и дугогасительное устройство, привод и устройство подогрева масла, отличающаяся тем, что на внешней поверхности каждого масляного бака установлен термодатчик, который вместе с масляным баком и устройством подогрева масла внешне термоизолирован теплоизоляционным материалом, а дополнительно установленный управляющий контроллер, содержащий силовые управляющие выходы, информационные входы и информационный выход, соединен управляющими выходами с устройствами подогрева масла, информационными входами — с термодатчиками, а информационным выходом — с диспетчерским пунктом.

2. Система по п.1, отличающаяся тем, что теплоизоляционный материал защищен влагомаслостойким и пожаростойким покрытием.

Осмотр и текущий ремонт высоковольтных выключателей переменного тока

Осмотры масляных выключателей проводят без снятия напряжения 1 раз в день на подстанциях с постоянным обслуживающим персоналом и в сроки, установленные местными инструкциями, но не реже 1 раза в 10 дней — на тех подстанциях, где его нет.

При осмотрах масляных выключателей проверяют:

  • внешнее состояние выключателя и привода;
  • отсутствие загрязнений, видимых сколов и трещин изоляторов; следов выброса масла из дополнительных резервуаров или выхлопных устройств (клапанов);
  • состояние наружных контактных соединений;
  • уровень и отсутствие течи масла в полюсах выключателя;
  • исправность заземлений;
  • работу подогрева выключателя и привода (в период низких температур);
  • показания счетчика числа аварийных отключений;
  • соответствие показаний указателей действительному положению масляного выключателя.

image29

Рис. 4.12. Полюс выключателя ВМПЭ-10:

1 — крышка нижняя; 2 — фланец нижний; 3 — цилиндр; 4 — фланец верхний; 5 — корпус; 6 — головка; 7 — крышка верхняя; 8—пробка маслоспускного отверстия; 9 — клапан; 10 — подшипник; 11 — буфер; 12 — рычаг механизма внутренний; 13 — уплотнение; 14—вал механизма; 15—механизм; 16— рычаг механизма наружный; 17—стержень направляющий; 18—токоотводы; 19 — втулка; 20 — планка; 21 — камера дугогасительная; 22 — маслоуказатель; 23 — цилиндр распорный; 24 — стержень подвижный; 25 — серьга; 26 — пружина

Текущий ремонт масляных выключателей производится со снятием напряжения бригадой в составе трех человек (на масляных выключателях напряжением 110 и 220 кВ) и двух — на остальных выключателях.

При текущем ремонте малообъемных масляных выключателей выполняют сначала осмотр выключателя и привода. При осмотре проверяют загрязнение наружных частей выключателя, особенно изоляционных деталей, отсутствие на них трещин; наличие выбросов масла и следов его подтекания через уплотнения полюсов; уровень масла в полюсах; отсутствие признаков чрезмерного перегрева (например, по цветам побежалости).

Протирают изоляторы и наружные части выключателя ветошью, смоченной в керосине, возобновляют смазку на трущихся частях, проверяют работу маслоуказательных устройств. Проверяют надежность крепления выключателя и привода; исправность крепежных деталей, правильность сочленения привода и выключателя; выполняют пробное включение и отключение выключателя. Уточнив объем работ, приступают к текущему ремонту.

Текущий ремонт выключателя ВМПЭ-10 с частичной разборкой проводят в следующем технологическом порядке:

  • снимают междуполюсные перегородки, сливают масло из полюсов (рис. 4.12), снимают нижние крышки 1 с

розеточными контактами, вынимают дуто гасительные камеры 21 и распорные цилиндры 23. Вынутые из полюсов детали тщательно промывают сухим маслом, протирают и осматривают;

image30

  • переводят выключатель вручную в положение, соответствующее включенному, и осматривают концы подвижных стержней;
  • если контакты и камеры имеют несущественный износ (небольшие наплывы металла на рабочих поверхностях контактов, поверхностное обугливание перегородок камеры без увеличения сечения дутьевых каналов), то достаточно зачистить их поверхности напильником или мелкой наждачной шкуркой, а затем промыть маслом. В этом случае следующий очередной ремонт производят раньше срока в зависимости от степени износа контактов и камер. Если контакты и камеры сильно повреждены дугой (имеются раковины и сквозные прожоги тугоплавкой облицовки контактов и повреждения медной части ламелей и стержней, увеличенные размеры дутьевых каналов и центрального отверстия камеры более чем на 3 мм по ширине или диаметру и т. п.), они должны быть заменены из комплекта запасных частей;

image31

Рис. 4.13. Контакт неподвижный розеточного типа:

/ — крышка нижняя; 2 — кольцо опорное; 3 — кольцо; 4 — ламель (на выключателях с номинальным током 630 и 1000 А — пять ламелей, 1600 А — шесть ламелей, см. вид А); 5 — прокладка изоляционная; 6 — пружина; 7 — болт М8; 8 — связь гибкая; 9— пробка маслоспускного отверстия; 10 — прокладка

  • при ремонте розеточного контакта (рис. 4.13) следят за тем, чтобы в собранном контакте ламели 4 были установлены без перекосов, при вытянутом стержне находились в наклонном положении к центру с касанием между собой в верхней части и опирались на опорное кольцо 2.

При необходимости замены контакта подвижного стержня производят дальнейшую разборку полюса в следующем порядке:

  • отсоединяют верхние шины;
  • снимают корпус с механизмом, предварительно отсоединив его от тяги, изоляционного цилиндра и верхней скобы изолятора;
  • снимают планку 20 (см. рис. 4.12) и вынимают токоотводы 18;
  • переводят механизмы во включенное положение и отсоединяют вал механизма 14, отсоединив при этом стопорную планку. При замене новый контакт подвижного стержня должен быть ввинчен до отказа (зазор между стержнем и контактом недопустим), протачивают контакт и надежно раскернивают в четырех местах. В случае значительного повреждения медной части стержня над контактом заменяют его новым из комплекта запасных частей;
  • собирают детали полюсов в последовательности, обратной разборке. Токоведущие части промывают и протирают. Контактные выводы полюсов смазывают тонким слоем смазки ГОИ-54 или ПВК. При сборке обеспечивают плотное прилегание головки 6, верхнего фланца 4 с корпусом 5, нижней крышки 1 с фланцем 2. В собранных полюсах проверяют работу механизма. При повороте его за наружный рычаг подвижный стержень должен свободно, без заеданий, перемещаться по всему ходу до розеточного контакта;
  • тщательно очищают все изоляционные части, фарфоровые изоляторы и маслоуказатели;
  • проверяют исправность масляного буфера, в случае необходимости его разбирают, промывают и заполняют индустриальным маслом, буферную пружину очищают и смазывают.

При ремонте особое ътатание обращают на рабочую поверх

ность «собачек», состояние блок-контактов и пружин.

После текущего ремонта проводят испытания по ограниченной программе.

Кроме измерения сопротивления постоянному току контактов масляного выключателя, сопротивления обмоток включающей и отключающей катушек, сопротивления изоляции вторичных цепей, обмоток включающей и отключающей катушек и испытания масла из бака выключателя, обязательно опробуют выключатель трехкратным включением и отключением с определением зазора между роликом на валу выключателя и упорным болтом 4 буферного устройства (рис. 4.14). Величина зазора должна быть 1—1,5 мм при включенном положении привода.

Читайте так же:
Выключатель для насоса при заполнении

image32

Рис. 4.14. Устройство буферное:

1,3 — пружинодержатель; 2 — планка; 4- болт упорный; 5 — шайба: 6 — буфер масляный; 7— вал выключателя с рычагами; 8 — пружина буферная

Текущий ремонт многообъемных масляных выключателей выполняют без вскрытия баков в следующем порядке.

Технической салфеткой, смоченной в бензине, протирают вводы, проверяют отсутствие сколов и трещин фарфора и арми- ровок. Проверяют крепление ошиновок, наклеивая на контактные поверхности термопленки; отсутствие течи в маслоуказателях и уровень масла во вводах, доливая его при необходимости.

Открывают боковые крышки механизма выключателя, проверяют сопротивление изоляции трансформаторов тока мегаомметром на 1000 В, измеряют переходное сопротивление контактов.

Внеочередной ремонт выключателя производят после выработки механического ресурса или нормированного допустимого количества операций по износостойкости (табл. 4.4). Коммутационный (механический) ресурс для часто переключаемых выключателей преобразовательных агрегатов определяется числом коммутаций рабочего тока и составляет для металлокерамических контактов 1000 операций, для медных контактов — 250 операций.

При наличии сумматоров-фиксаторов отключаемых токов необходимость внеочередного ремонта определяется по допустимому значению суммарного коммутируемого тока (табл. 4.5).

Механический ресурс масляных выключателей

№ п/пТип выключателяКоличество циклов «включено-отключено» (ВО)
1ВМТ-220, BMT-1 К)5300
2МКП-1 И)500
3ВМК, ВМУЭ2000
4ВМП-102500
5ВМГ-10, ВКЭ-102000
6ВМПЭ-10500

Коммутационный ресурс масляных выключателей по суммарному

Замену масла выполняют:

  • на выключателях с номинальным током отключения 20 кА — после 17 операций отключения в режиме КЗ при токах отключения в диапазоне 30—60 % от номинального или 10 операций отключения при 100 % номинального тока отключения;

image33

Рис. 4.15. Полюс вакуумного выключателя ВВТЭ-10-20/ 630У2:

I — тяга изоляционная; 2. 4 — втулки; 3 — пружина контактная; 5, 17— верхняя и нижняя шайбы; 6 — втулка крепления полюса; 7 — кронштейн; 8, 15 — нож контактный верхний и нижний; 9 — шина; К) — каркас изоляционный; 11 — камера ВДК; 12 — контакт ВДК подвижный; 13 — связь гибкая; 14 — палец; 16 — планка

  • на выключателях с номинальным током отключения 31,5 кА — после 12 операций отключения в режиме КЗ при токах отключения в диапазоне 30—60 % от номинального тока или 7 операций отключения при 100 % номинального тока отключения, а также после совершения операций «включено— отключено» рабочих токов, близких к номинальному току и суммарно равных 120 кА, а также если оно имеет пробивную прочность ниже 15 кВ.

Ввиду того что масло служит для гашения дуги и только частично изолирует разрыв фазы, его можно использовать в почерневшем виде.

В последнее время маломаслянные выключатели переменного тока напряжением 10 кВ на тяговых подстанциях стали заменять вакуумными выключателями (рис. 4.15), обладающими значительно лучшими характеристиками, чем маломасляные, в том числе:

  • отсутствие необходимости в замене и пополнении дугогасящей среды;
  • высокая износостойкость при коммутации номинальных токов и токов КЗ;
  • снижение эксплуатационных затрат, простота эксплуатации;
  • быстрое восстановление электрической прочности — (10-г- 50) х 10 3 В/мкс;
  • полная взрыво- и пожаробезопасность;
  • повышенная устойчивость к ударам и вибрационным нагрузкам;
  • произвольное рабочее положение вакуумной дугогасительной камеры (ВДК) в конструкции выключателя;
  • широкий диапазон температур окружающей среды, в котором может работать ВДК (от -70 до +200 °С);
  • бесшумность, чистота, удобство обслуживания, обусловленные малым выделением энергии в дуге и отсутствием внешних эффектов при отключении токов КЗ;
  • отсутствие загрязнения окружающей среды;
  • высокое быстродействие, применение для работы в любых циклах АП В;
  • сравнительно малые массы и габариты, небольшие динамические нагрузки на конструкцию при работе из-за относительно малой мощности привода;
  • легкая замена ВДК.

Вакуумные выключатели типа BB/TEL являются коммутационными аппаратами нового поколения (рис. 4.16). В основе их конструктивного решения лежит использование пофазных электромагнитных приводов с «магнитной защелкой», механически связанных общим валом. Такая конструкция позволила исключить все виды ремонтов в течение всего срока службы, т.к. механический ресурс вакуумного выключателя BB/TEL составляет 50 000 циклов «включено—отключено», а ресурс по коммутационной стойкости приноминальном токе — 50 000 таких же циклов и при токах короткого замыкания 60— 100 % /0 н — 100 циклов; а также снизить габариты и вес выключателя, управлять выключателем по цепям оперативного как постоянного, так и переменного тока с помощью блоков управления.

Кроме того, для встраивания выключателей в реконструируемые и вновь разрабатываемые КРУ (КСО) предприятием «Таврида — Электрик» разработаны типовые проекты «Модернизация КРУ с использованием вакуумного выключателя», что значительно снижает затраты на реконструкцию ячеек.

image34

Рис. 4.16. Вакуумный выключатель BB/TEL-10:

  1. — неподвижный контакт ВДК;
  2. — вакуумная дугогасительная камера; 3 — подвижный контакт ВДК; 4 — гибкий токосъем; 5 — тяговый изолятор; 6 — пружина поджатия; 7—верхняя крышка; 8 — кольцевой магнит; 9 — якорь; К)— отключающая пружина; II — катушка; 12—нижняя крышка; 13— вал; 14— пластина; 15—постоянный магнит; 16— герконы (контакты для внешних

Осмотры вакуумных выключателей со снятием напряжения проводят после 2500 операций «включено — отключено», но не реже одного раза в год. Для этого при снятой крышке привода производят внешний осмотр выключателя, привода, контактных элементов. Стирают пыль с вакуумных дугогасительных камер корпуса и изоляционных тяг ветошью. Проверяют провал контактов, смазывают трущиеся поверхности смазкой, проверяют и подтягивают крепеж.

Текущий ремонт вакуумных выключателей полностью зависит от встроенного в них привода, так как эрозия контактов самого выключателя под действием дуги незначительна, проблема ухудшения вакуума на протяжении длительного времени эксплуатации решена, срок службы вакуумных выключателей практически неограничен и необходимость ревизий и ремонта его на весь срок службы отсутствует.

Хотя ремонт проводится не реже одного раза в год, он практически повторяет работы, выполняемые при осмотрах, лишь при необходимости выполняют регулировку момента срабатывания вспомогательных контактов и зазоров в механизме блокировки. Так же, как и масляные выключатели, вакуумные имеют свой механический и коммутационный ресурс (табл. 4.6), по выработке которого оборудование требует внеочередного ремонта.

Внеочередной ремонт при выработке механического ресурса проводится в объеме текущего ремонта, а при выработке коммутационного в объем входят замена дугогасительных камер и испытания в полном объеме.

Механический и коммутационный ресурс вакуумных выключателей

Примечание. /оном— номинальный ток отключения, кА.

Сроки капитального ремонта зависят от результатов испытаний, проводящихся один раз в три года. Ремонт сводится к разборке и ремонту всех узлов выключателя, кроме дугогасительной камеры; замене износившихся деталей, т.е. капитальному ремонту привода с заменой дугогасительной камеры.

голоса
Рейтинг статьи
Ссылка на основную публикацию
Adblock
detector