|
Содержание
Предыдущий § Следующий
ГЛАВА ДЕВЯТАЯ
ЭКСПЛУАТАЦИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ
9.1. ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ
К РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫМ УСТРОЙСТВАМ
И ЗАДАЧИ ИХ ЭКСПЛУАТАЦИИ
Распределительные устройства (РУ) станций и подстанций представляют собой комплекс сооружений и оборудования, предназначенный для приема и распределения электрической энергии. Основным оборудованием РУ являются коммутационные аппараты, сборные и соединительные шины и др. Они бывают открытыми и закрытыми. Широкое распространение получили комплектные распределительные устройства (КРУ) для установки внутри помещений и непосредственно на открытом воздухе (КРУН)1.
К оборудованию и помещениям РУ всех напряжений предъявляются следующие основные требования:
оборудование РУ по своим паспортным данным должно удовлетворять условиям работы как при номинальном режиме, так и при КЗ. Аппараты и шины должны обладать необходимой термической и динамической стойкостью;
изоляция оборудования должна выдерживать возможные повышения напряжения при атмосферных и внутренних перенапряжениях;
все оборудование должно надежно работать при допустимых перегрузках;
помещения РУ должны быть безопасны и удобны при обслуживании оборудования персоналом при всех возможных режимах работы, а также при ремонте;
1 Далее в тексте под КРУ понимаются и КРУН.
в помещениях РУ должны находиться защитные средсг-ва и средства тушения пожара. Окна в закрытых РУ должны быть надежно закрыты, а проемы и отверстия в стенах заделаны для исключения возможного попадания в помещения животных и птиц. Кровля должна быть исправной;
температура и влажность воздуха в помещениях закрытых РУ должны поддерживаться такими, чтобы не увлажнялась изоляция. В закрытых РУ температура не должна превышать 40 °С. Вентиляция помещений должна быть достаточно эффективной;
все помещения РУ должны иметь рабочее и аварийное электрическое освещение.
Задачами эксплуатации РУ являются:
обеспечение соответствия режимов работы РУ и отдельных цепей техническим характеристикам оборудования;
поддержание схемы РУ, подстанции, станции, обеспечивающей надежную работу оборудования и безотказную селективную работу устройств релейной защиты и автоматики;
обеспечение надзора и ухода за оборудованием и помещениями РУ, а также устранение в кратчайший срок неисправностей, так как развитие их может привести к аварии;
своевременное производство испытаний и ремонта оборудования;
соблюдение установленного порядка и последовательности выполнения переключений в РУ.
С ростом нагрузки потребителей пропускная способность ранее установленного оборудования часто оказывается недостаточной. Проверка соответствия параметров оборудования изменяющимся условиям работы в энергосистемах производится систематически путем контроля наибольших нагрузок потребителей и сопоставления их с номинальными данными оборудования, а также путем расчета токов КЗ при включениях нового оборудования (турбо- и гидрогенераторов, трансформаторов) и изменениях схем электрических соединений. В случае выявления несоответствий производится модернизация оборудования или его замена, а также секционирование электрической сети; вводятся в работу автоматические устройства деления сетей для ограничения токов КЗ и т. д.
Надзор за работой оборудования выполняется при наружных осмотрах РУ дежурным и эксплуатационным персоналом.
9.2. ЭКСПЛУАТАЦИЯ КОМПЛЕКТНЫХ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ
Комплектные распределительные устройства изготовляются заводами в стационарном или выкатном исполнении. При стационарном исполнении оборудование внутри каждой ячейки КРУ встраивается неподвижно. При выкатном исполнении выключатели, секционные разъединители, измерительные трансформаторы напряжения размещают на вы-катных тележках, которые можно перемещать внутри шкафа и выкатывать за его пределы.
Конструктивно все пространство в шкафах КРУ разделено металлическими перегородками на отсеки аппаратов высокого напряжения, сборных шин, релейной защиты, измерений и управления. Это сделано с целью локализации очагов аварий и удобства обслуживания.
В КРУ выкатного исполнения тележка выключателя в корпусе шкафа может занимать два фиксированных положения: рабочее и испытательное. В рабочем положении тележки выключатель находится под нагрузкой или под напряжением, если выключатель отключен. В испытательном положении тележки напряжение с выключателя снимается размыканием первичных разъединяющих контактов, заменяющих собой разъединители. При этом вторичные цепи могут оставаться замкнутыми и выключатель может быть опробован на включение и отключение. Для перемещения тележки из рабочего в -испытательное положение и обратно предусмотрено механическое устройство доводки, облегчающее усилия, затрачиваемые при передвижении тележки, и обеспечивающее точное вхождение разъединяющих контактов при вкатывании тележки. Для ремонта выключателя тележка полностью выкатывается из шкафа (ремонтное положение).
Для защиты персонала от случайного прикосновения к токоведущим частям, находящимся под напряжением, в КРУ предусмотрена блокировка. В КРУ стационарного исполнения блокируются сетчатые двери ячеек, которые открываются только после отключения выключателя и разъединителей присоединения. В КРУ выкатного исполнения имеются автоматические шторки, закрывающие доступ в отсек неподвижных контактов при выкаченной тележке. Кроме того, имеется оперативная блокировка, исключающая возможность производства ошибочных операций.
При эксплуатации шкафов КРУ не допускаются принудительное деблокирование аппаратов и защитных ограждений, отвинчивание съемных деталей шкафов, поднятие и открытие шторок, препятствующих проникновению в отсек при наличии там напряжения.
Осмотры КРУ проводятся по графику: при постоянном дежурстве персонала — не реже 1 раза в 3 сут, а при обслуживании электроустановки оперативно-выездной бригадой— не реже 1 раза в месяц. При осмотре проверяются состояние выключателей, приводов, разъединителей, первичных разъединяющих контактов, блокировки; степень загрязненности и отсутствие видимых повреждений изоляторов; состояние вторичных цепей (зажимных рядов, гибких связей соединителей штепсельных разъемов, реле, измерительных приборов); действие кнопок управления выключателей, находящихся в испытательном положении.
Наблюдение за уровнем масла в выключателях и за оборудованием ведется через смотровые окна и сетчатые ограждения. Для осмотра сборных шин без снятия напряжения предусмотрены смотровые люки, закрытые защитной сеткой.
Проверяется работа сети освещения и отопления помещений и шкафов КРУ. Практикой установлено, что при эксплуатации КРУ наружной установки происходят повышение относительной влажности в шкафах (в отдельные периоды до 100%) и увлажнение поверхности изоляторов при резких перепадах температуры наружного воздуха, что приводит к перекрытию изоляции по загрязненной поверхности. Чтобы избежать подобных явлений, необходимо систематически очищать изоляцию от пыли и загрязнений.
Эффективным способом борьбы с увлажнением поверхности изоляторов является обмазка их гидрофобными пастами. Гидрофобное покрытие препятствует возникновению сплошных проводящих ток дорожек при загрязнении и увлажнении поверхности изолятора.
Для создания в шкафах микроклимата с относительной влажностью воздуха 60—70 % необходимо следить за уплотнением дверей, днищ и мест стыковки шкафов; применять утепление стенок и дверей шкафов минераловатными плитами; оборудовать шкафы автоматическими устройствами электрообогрева, включаемыми при недопустимом повышении относительной влажности воздуха.
К особой группе комплектных распределительных устройств относятся устройства с элегазовой изоляцией КРУЭ.
Выбор элегаза (шестифтористая сера SFe) не случаен. Чистый газообразный элегаз химически не активен, безвреден, не горит и не поддерживает горения, обладает повышенной теплоотводящей способностью и удачно сочетает в себе изоляционные и дугогасящие свойства. Электрическая прочность элегаза в 2,5 раза превышает прочность
Рис. 9.1. Секционирование КРУЭ по газу:
I — регулятор плотности; 2 — подвод элегаза; 3 — разделительный изолятор; 4 и 5 — системы шин / и //; 6, 7 — шинные разъединители систем шин / и //; 8 — шиносоедннительный выключатель; 9 — опорный изолятор; 10 — заземлитель;
II — кабельная муфта; 12 — трансформатор тока; 13 — линейный разъединитель
 воздуха. Его электрические характеристики обладают высокой стабильностью. В эксплуатации элегаз не стареет и не требует ухода, как, например, масло.
Комплектуются КРУЭ из стандартных электрических элементов (выключателей, разъединителей, заземлителей, трансформаторов тока и напряжения, сборных шин), помещенных в герметизированные заземленные металлические оболочки, заполненные элегазом под давлением. Оболочки отдельных элементов соединяются между собой при помощи фланцев с уплотнениями из синтетического каучука, эти-ленпропилена и других материалов. Внутренние объемы
оболочек некоторых элементов сообщаются между собой. В целом КРУЭ секционированы по газу (рис. 9.1). Каждая секция имеет свою контрольно-измерительную газовую аппаратуру.
Значение давления элегаза в КРУЭ выбирается с учетом создания необходимой электрической прочности. Так, для аппаратов напряжением ПО кВ при температуре 20°С необходимый уровень электрической прочности в наиболее слабых местах обеспечивается при абсолютном давлении 0,25 МПа. В секциях выключателей элегаз обычно находится под большим давлением, чем в других секциях. В эксплуатации секции заполняют элегазом под давлением до 110% номинального. Утечки газа составляют менее 5% в год.
Давление в секциях контролируется по показаниям манометров или плотномеров при значительных колебаниях температуры окружающей среды.
Ошибочные операции в КРУЭ, как правило, исключены благодаря применению электрических и механических блокировок.
Положения коммутационных аппаратов проверяют по указателям положения, механически связанным с подвижными системами аппаратов. Предусмотрены также сигнализация лампами и возможность наблюдения за положением подвижных контактов через смотровые окна.
Обслуживание КРУЭ сводится главным образом к контролю за давлением в секциях и пополнению их элегазом. Герметизация КРУЭ полностью исключает необходимость периодических чисток изоляции. Такие элементы, как сборные и соединительные шины, вводы, 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.
Перед демонтажем элементов для ремонта элегаз из секций удаляется при помощи специальных передвижных установок. Выше отмечалось, что элегаз не токсичен, но вместе с тем он и не поддерживает жизни. Поэтому при вскрытии элегазовых аппаратов внутренние объемы их предварительно проветриваются. При наличии на деталях и станках оболочек налета в виде белого или сероватого порошка — химических продуктов, образующихся в результате горения в элегазе дуги, его сметают щеткой или отса-
сывают пылесосом. Некоторые химические соединения этих продуктов токсичны. При работах принимаются меры для защиты дыхательных путей работающих от попадания порошка.
9.3. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ВЫКЛЮЧАТЕЛЕЙ
Выключатели служат для коммутации электрических цепей во всех эксплуатационных режимах: включения и отключения токов нагрузки, токов КЗ, токов намагничивания трансформаторов, зарядных токов линий и шин. Наиболее тяжелым режимом для выключателя является отключение токов КЗ. При прохождении токов КЗ выключатель подвергается воздействию значительных электродинамических сил и высоких температур. Кроме того, всякое автоматическое или ручное повторное включение на неустранившееся КЗ связано с пробоем промежутка между сходящимися контактами и прохождением ударного тока при малом давлении на контакте, что приводит к их преждевременному износу. Для увеличения срока службы контакты выполняют из металлокерамики.
В конструкции выключателей заложены различные принципы гашения дуги и используются различные материалы гасящей среды (трансформаторное масло, сжатый воздух, элегаз, твердые газогенерирующие материалы и т. д.). Применяемые на станциях и подстанциях выключатели разделяют на следующие группы: масляные выключатели с большим объемом масла (серий ВМ, МКП, У, С); масляные выключатели с малым объемом масла (серий ВМГ, ВМП, МГГ, МГ, ВМК, ВГМ и др.); воздушные выключатели (серий ВВГ, ВВУ, ВВН, ВВБ, ВВБК, ВНВ), для воздушных выключателей напряжением от ПО до 1150 кВ характерен модульный принцип построения серии; электромагнитные выключатели серий ВЭМ; автогазовые и вакуумные выключатели; выключатели нагрузки.
Каждая из групп выключателей обладает определенными техническими характеристиками, указанными в каталогах, и имеет преимущества и недостатки, определяющие области их применения.
Масляные выключатели. Основными конструктивными частями масляных выключателей являются токоведущие и контактные системы с дугогасительными устройствами, изоляционные конструкции, вводы, корпуса (баки), передаточные механизмы и приводы; вспомогательные элементы
(газоотводы, предохранительные клапаны, указатели уровня масла и положения выключателей).
В масляных выключателях серий МК.П, У, С и др. масло в баке служит для гашения дуги и для изоляции токоведу-щих частей от заземленных конструкций; в маломасляных выключателях серий ВМГ, МГГ, ВМК и др.— для гашения дуги и не обязательно для изоляции от земли частей, находящихся под напряжением. Их баки специально изолируются от земли.
Гашение дуги в масляных выключателях обеспечивается воздействием на дугу дугогасящей среды — масла. Процесс сопровождается сильным нагревом и разложением масла и образованием газа (в первый момент в виде газового пузыря). В газовой смеси содержится до 70 % водорода, что и определяет высокую дугогасящую способность масла, так как в водородной среде дугой отдается в десятки раз больше энергии, чем в- воздухе. Быстрое нарастание давления в газовом пузыре до значений, намного превышающих атмосферное, способствует эффективной деиониза-ции газового пространства между контактами выключателя.
В современных масляных выключателях применяются специальные дугогасительные устройства, ускоряющие восстановление электрической прочности промежутка между контактами во время отключения выключателя. Существенную роль при этом играет скорость движения контактов выключателя. Одним из способов повышения скорости отключения выключателя является увеличение числа последовательных разрывов в каждом полюсе выключателя.
Многообъемные выключатели напряжением 110 кВ и выше снабжаются маслонаполненными вводами. Надежная работа маслонаполненных вводов гарантируется, если обеспечивается тщательный надзор за заполняющим их маслом. Систематические отборы проб масла из вводов производятся при помощи маслоотборных устройств (рис. 9.2), обеспечивающих взятие проб из нижних слоев масла, где обычно концентрируются вода и шлам.
Управление масляным выключателем производится при помощи привода. В приводах используются различные виды энергии, в связи с чем их разделяют на ручные, пружинные, электромагнитные, электродвигательные и пневматические. Широко применяются электромагнитные и пневматические приводы.
Электромагнитные (соленоидные) приводы постоянного тока изготовляются отечественными заводами нескольких
Рис. 9.2. Устройство для отбора пробы масла из ввода:
; — соединительная втулка; 2 — ниппель; 3 — уплотнение; 4. 5—пробки; 6 — поливи-нилхлоридная трубка
типов для выключателей напряжением 10—220 кВ. Приводы должны обеспечивать четкую работу выключателей при понижении напряжения на включающем электромагните до 80 %, а на отключающем — до 65 % номинального.
Для масляных выключателей применяются пневматичес-
 кие поршневые приводы (ПВ). Включение производится сжатым воздухом, поступающим в привод из небольшого резервуара, получающего в свою очередь питание от центральной компрессорной установки; выключатель отключают воздействием на электромагнит отключения. Боек электромагнита отключения действует непосредственно на механизм свободного расцепления привода.
При наружном осмотре масляных выключателей проверяются действительное положение (включенное или отключенное) выключателя; состояние поверхности фарфоровых покрышек вводов, изоляторов и тяг; целость мембран предохранительных клапанов и отсутствие выброса масла из газоотводов; отсутствие течи масла и уровень его в баках и вводах. На слух определяется, нет ли треска и шума внутри выключателя. По цвету термопленок, наклеенных па контактные соединения, устанавливается, не перегреваются ли контакты.
Уровень масла в баках должен находиться в пределах допустимых изменений уровня по шкале указателя уровня. Это имеет исключительно важное значение при гашении электрической дуги и охлаждении газов, образующихся в результате горения дуги. Высокий уровень масла в баке уменьшает объем воздушного пространства над поверхностью масла. В этих условиях при гашении дуги возможны сильный удар масла в крышку выключателя и опасное повышение давления внутри бака, что может вызвать деформацию и даже взрыв бака.
Если уровень масла в баке окажется сильно занижен-
ным, то выделяющиеся при разложении масла горючие газы, проходя через небольшой слой масла над контактами, не успеют охладиться и в смеси с кислородом воздуха взорвутся. Понижение уровня масла особенно опасно в малообъемных выключателях. При значительном понижении уровня масла в баке должны приниматься меры, препятствующие отключению выключателем тока нагрузки и тем более тока КЗ. Для этого достаточно снять предохранители на обоих полюсах цепи электромагнита отключения. Отключение электрической цепи с неуправляемым выключателем производится при помощи других выключателей (например, шиносоединительного, обходного).
В зимнее время при температуре наружного воздуха ниже —20 СС условия гашения дуги в выключателях, установленных на открытом воздухе или в КРУН, значительно ухудшаются вследствие повышения вязкости масла и уменьшения в связи с этим екорости отключения. Для улучшения условий работы масляных выключателей при длительных (более суток) понижениях температуры включают электрообогрев, отключение которого производят при температуре выше — 20 °С.
Для предупреждения отказов в работе приводов выключателей их действие периодически проверяется. Если выключатель оборудован АПВ, при опробовании его отключение целесообразно производить от релейной защиты, а включение от АПВ. При отказе в отключении выключатель должен немедленно выводиться в ремонт.
Воздушные выключатели. Конструктивные схемы воздушных выключателей различны. Однако общими их элементами являются: дугогасительные устройства и устройства создания изоляционного промежутка между контактами выключателя при его отключенном положении, изоляционные конструкции, шунтирующие резисторы, резервуары для хранения сжатого воздуха, механизмы системы управления.
Дугогасительные устройства состоят из фарфоровых или стальных камер с размещенными в них системами неподвижных и подвижных контактов. Изоляционный промежуток в воздушном выключателе при его отключенном положении обеспечивается отделителями. В выключателях серий ВВН и ВВГ контакты последовательных отделителей при операции отключения размыкаются последними, а при операции включения замыкаются первыми. В выключателях серий ВВБ и ВНВ нет последовательных отделителей. Пос-
ле погасания дуги в этих выключателях их подвижные контакты отходят от неподвижных на полное изоляционное расстояние.
Дугогасительные устройства и отделители изолируются от земли фарфоровыми опорными изоляторами, в полостях которых проходят стеклопластиковые воздухопроводы и тяги для управления клапанами, выполненные из изоляционных материалов.
Для ограничения коммутационных перенапряжений при отключении ненагруженных трансформаторов и линий, а также для уменьшения скорости восстановления напряжения на контактах выключателя при отключении КЗ параллельно контактным разрывам включаются резисторы. Для равномерного распределения напряжения между элементами выключателя используются делительные конденсаторы.
Сжатый воздух в воздушных выключателях выполняет две функции: гашения дуги и управления выключателем. Гашение дуги осуществляется мощным потоком сжатого воздуха, направляемым на контакты дугогасительного устройства и эффективно восстанавливающим электрическую прочность промежутка между ними.
Сжатый воздух хранится в резервуарах, расположенных на земле или в зоне высокого напряжения. Резервуары, расположенные на земле, обычно служат основаниями выключателей. В резервуарах, расположенных в зоне высокого напряжения, размещают дугогасительные устройства. Выключатели серии ВНВ имеют основной резервуар, установленный на земле, и дополнительный резервуар с размещенными в нем главными дугогасительными и вспомогательными контактами. Оба резервуара сообщаются между собой с помощью стеклопластиковых воздухопроводов.
Управление работой воздушных выключателей в требуемой последовательности осуществляется сжатым воздухом механизмами системы управления. Основными элементами системы управления являются: электромагниты включения и отключения; пусковые, промежуточные и дутьевые клапаны; пневматические приводы, приводящие в движение контакты выключателя и другие его части; вспомогательные контакты цепей управления и механизмы их переключения; изолирующие и металлические воздухопроводы, соединяющие отдельные элементы выключателя; изолирующие тяги для соединения подвижных элементов выключателя, находящихся под разными потенциалами.
Часть из названных элементов систем управления находится в шкафах управления полюсами и распределительном шкафу, общем для трех полюсов выключателя.
По способу приведения в действие контактов первичной цепи выключателя, вспомогательных контактов цепей управления и дутьевых клапанов системы управления выполняются с механической передачей (выключатели серии ВНВ), пневматической (ВВБ) и пневмомеханической (ВВБК). В системах управления с механической передачей все движения подвижным элементам выключателя сообщаются общим пневматическим приводом с помощью изолирующих и металлических тяг. В системах управления с пневматической передачей отсутствуют изолирующие и металлические тяги и каждый подвижный элемент выключателя перемещается под действием отдельного пневматического привода.
Воздушные выключатели снабжаются устройствами вентиляции внутренних полостей изолирующих конструкций и устройствами контроля давления сжатого воздуха в резервуарах выключателя.
На внутренних стенках полых изолирующих конструкций, не заполненных воздухом, может конденсироваться влага из атмосферного воздуха, что может в конечном счете привести к перекрытию изоляции по увлажненной поверхности. Для предотвращения конденсации влаги полые изоляционные конструкции подвергают непрерывной искусственной вентиляции или стремятся заполнить их объемы сухим воздухом под небольшим избыточным давлением. Воздух для этой цели забирают из общей питающей воздушный выключатель магистрали. Для понижения давления воздуха применяют механические редукторы или устройства дроссельного типа, не имеющие подвижных частей. Контроль за поступлением воздуха на вентиляцию осуществляют по указателям продувки (стеклянная трубка с находящимся в ней алюминиевым шариком). Под действием струйки воздуха, проходящей через указатель, шарик должен все время находиться во взвешенном состоянии между рисками, нанесенными на стекле, что указывает на движение воздуха. Если через указатель будет проходить, недостаточное количество воздуха, алюминиевый шарик опустится вниз. Регулирование расхода воздуха производится винтом механического редуктора, который устанавливается в распределительном шкафу и является общим для всех вентилируемых пространств выключателя.
Контроль за давлением сжатого воздуха в резевуарах выключателя осуществляется электроконтактными мано* метрами, находящимися в распределительном шкафу. С помощью этих манометров выполнена блокировка, предотвращающая проведение операций выключателем при значительном отклонении давления сжатого воздуха от номинального.
Отечественные воздушные выключатели надежно работают в цикле АПВ в диапазоне давлений 1,9—2,1 МПа (номинальное давление 2,0 МПа) и 1,6—2,1 МПа при отсутствии АПВ. Если по какой-либо причине давление сжатого воздуха в резервуарах станет ниже 1,9 МПа, один из манометров переключит цепи АПВ на отключение выключателя, а другой при давлении ниже 1,6 МПа разомкнет цепи электромагнитов отключения и включения, предотвращая тем самым проведение выключателем любой операции.
Осмотры и техническое обслуживание воздушных выключателей. При осмотре проверяется действительное положение всех полюсов воздушного выключателя по показаниям сигнальных ламп и манометров. Кроме того, по манометрам проверяется давление сжатого воздуха в резервуарах и поступление его на вентиляцию. Обращается внимание на общее состояние воздушного выключателя; целость фарфоровых покрышек и изоляторов, шунтирующих резисторов и емкостных делителей напряжения; степень загрязненности поверхностей фарфоровых изоляторов. На слух проверяется, нет ли утечек воздуха. Контролируется нагрев контактных соединений шин и аппаратных зажимов.
Техническое обслуживание воздушных выключателей в процессе их эксплуатации заключается в следующем. Раз в месяц из резервуаров, расположенных на земле, удаляют накапливающийся в них конденсат. В период дождей увеличивают расход воздуха на вентиляцию полых изоляционных конструкций. При понижении температуры окружающего воздуха ниже —5°С в шкафах управления полюсов и в распределительном шкафу включают электрический обогрев. Работоспособность выключателя проверяют путем контрольных опробований (не реже 2 раз в год) на отключение и включение при давлении 2,0—1,6 МПа.
В резервуары выключателей должен поступать очищенный от механических примесей воздух. Основная очистка воздуха, а также его осушка производятся в компрессорной воздухоприготовительной установке. Для дополнительной очистки сжатого воздуха в распределительных шкафах
выключателей установлены войлочно-волосяные фильтры. Необходимо систематически, в зависимости от загрязненности воздуха, производить смену в них фильтрующих патронов.
Надежность сочленения фарфоровых и металлических деталей в значительной степени зависит от качества резиновых прокладок и равномерности распределения усилий при завинчивании гаек болтов по выступу изолятора. Для работы воздушного выключателя опасно как чрезмерное, так и недостаточное завинчивание гаек болтов крепления изоляторов. Применяемые резиновые уплотнения не обладают достаточной эластичностью и со временем увеличивают свою остаточную деформацию. Поэтому для предупреждения повреждения выключателей 2 раза в год (весной и осенью) производят проверку и подтяжку болтов всех соединений, имеющих уплотнение. Наряду с этим оперативный персонал обязан визуально проверять целость резиновых прокладок в соединениях изоляторов гасительных камер, отделителей и их опорных колонок. Операции с выключателем, имеющим выдавленные или поврежденные уплотнения, не допускаются.
9.4. ЭКСПЛУАТАЦИЯ РАЗЪЕДИНИТЕЛЕЙ, ОТДЕЛИТЕЛЕЙ И КОРОТКОЗАМЫКАТЕЛЕЙ
Основное назначение разъединителей — создание видимого разрыва, отделяющего выводимое в ремонт оборудование от сборных шин и других частей установки, находящихся под напряжением, для безопасного производства работ. Разъединители не имеют дугогасительных устройств, позволяющих отключать более или менее значительные токи. Поэтому для непосредственного отключения и включения разъединители применяют, если ток в коммутируемой цепи значительно меньше их номинального тока. Кроме того, разъединители используются при различных переключениях электрических цепей в схемах РУ, например при переводе присоединений с одной системы шин на другую.
При отключенном выключателе проведение операций с разъединителями под напряжением сопровождается разрывом цепи зарядного тока, обусловленного емкостью присоединенных токоведущих частей (рис. 9.3). Зарядные токи оборудования и сборных шин всех напряжений (кроме конденсаторных батарей) невелики, и отключение и включение их разъединителями не опасно.
 Рис. 9.3. Отключение разъединителем емкостного тока оборудования:
у _ отключенный выключатель; 2 — разъединитель, отключающий емкостный ток
Разъединителями разрешаются операции отключения и включения дуго-гасящих реакторов при отсутствии в сети замыкания на землю, нейтралей силовых трансформаторов, а также намагничивающего тока трансформаторов и автотрансформаторов, зарядного тока кабельных и воздушных линий, значения которых установлены директивными материалами Минэнерго СССР.
В эксплуатации к разъединителям предъявляются следующие требования:
разъединители должны создавать явно видимый разрыв электрической цепи, длина которого должна соответствовать классу напряжения электроустановки;
при длительной работе с номинальным током контактные соединения разъединителей не должны нагреваться свыше 75 °С;
контактная система должна обладать необходимой термической и динамической стойкостью;
при прохождении токов КЗ ножи разъединителей должны удерживаться во включенном положении (запирающим приспособлением привода, механическим или магнитным замком). Необходимое расстояние между контактами полюса разъединителя, находящегося в отключенном положении, должно надежно фиксироваться механическим запором;
изоляция разъединителей должна обеспечивать надежную работу при дожде, гололеде, запыленности воздуха. Опорные изоляторы и изолирующие тяги должны выдерживать механические нагрузки при операциях;
механизм главных ножей разъединителей должен иметь блокировку с выключателем и заземляющими ножами.
Отделители по своей конструкции мало чем остличают-ся от разъединителей. Их контактная система также не приспособлена для операций под током нагрузки. Основное назначение отделителей — быстрое отсоединение поврежденного участка электрической сети после отключения его со всех сторон выключателями. Отделителями отключают намагничивающий ток трансформаторов и зарядный
ток линий. Ток, который способен отключить отделитель, зависит от расстояний между контактами полюса и между соседними полюсами. Управление главными ножами отделителей серии ОД осуществляется приводом типа ПРО-1У1, обеспечивающим автоматическое, дистанционное и местное отключение, а также ручное включение. Процесс отключения продолжается 0,5—0,6 с от момента подачи отключающего импульса. Столь быстрое отключение обеспечивается за счет энергии пружин, сжимаемых при ручном включении отделителя. Отделители применяются на трансформаторных подстанциях без выключателей на стороне ВН. Помимо отделителей на таких подстанциях обычно устанавливаются короткозамыкатели, назначение которых состоит в том, чтобы быстро создать искусственное мощное КЗ, отключаемое затем выключателями. В отключенном положении короткозамыкателя пружины его привода (типа ПРК-1У1) заведены и он готов к включению. При подаче импульса от устройства релейной защиты электромагнит освобождает включающую пружину и короткозамыкатель включается. Отделитель отключается в тот момент, когда прохождение тока КЗ в цепи прекратится. Для правильного срабатывания отделителя в приводе предусмотрена блокировка, разрешающая его отключение только после исчезновения тока в цепи короткозамыкателя.
При внешнем осмотре разъединителей, отделителей и короткозамыкателей основное внимание должно быть обращено на состояние контактных соединений и изоляции этих аппаратов. Контактные соединения являются ответственными и в то же время наиболее слабыми частями разъединителей и отделителей. Методы контроля контактных соединений и уход за контактами рассмотрены в § 2.6—2.8.
Для поддержания и крепления токоведущих частей разъединителей, отделителей и короткозамыкателей наружной установки используются опорно-штыревые и опорно-стержневые изоляторы. Последние изготовляются цельными для напряжений до 110 кВ включительно. Для аппаратов напряжением выше ПО кВ колонки набирают из штыревых или стержневых изоляторов, устанавливаемых друг на друга.
Надежность работы изоляторов определяется их электрической и механической прочностью. Они не должны терять изоляционных свойств при изменяющихся атмосферных условиях (тумане, дожде, снеге, гололеде) и должны
выдерживать воздействие рабочих ударных нагрузок, элек« тродинамических сил, тяжений проводов.
Электрическая прочность опорно-стержневых изоляторов весьма велика, и поэтому электрическим испытаниям в эксплуатации они не подвергаются. Механическая прочность опорно-стержневых изоляторов разъединителей и отделителей напряжением 35—220 кВ проверяется испытани*
 Рис. 9.4. Схема механических испытаний опорно-стержневых изолято ров полюса разъединителя (отделителя):
/ — стягивающее устройство; 2 — динамометр; 3 — хомуты
ями на изгиб. Испытания изоляторов 35—110 кВ производят путем стягивания двух изоляторов одного полюса аппарата при развернутом на 180° положении полуножей, так как изгибающее усилие при включении действует в сторону ошиновки. На рис. 9.4 показана схема механического испытания изоляторов одного полюса разъединителя. Нагрузка создается вращением рукоятки стягивающего устройства. Изгибающее усилие при испытании принимается равным 40—60 % максимального разрушающего усилия и выдерживается в течение 15 с. Так, например, для изоляторов типа КО-110-2000 при минимальном разрушающем усилии 20 000 Н усилие при испытании принимается равным 12 000 Н.
Колонки опорно-штыревых изоляторов на механическую прочность не испытываются. Основным способом конт-
роля исправности многоэлементных опорно-штыревых изоляторов является измерение распределения рабочего напряжения по отдельным элементам. Известно, что на каждый элемент исправной изоляции приходится вполне опре-
 Рис. 9.5. Штанга для контроля изоляторов в электроустановках 110—• 220 кВ:
а — общий вид; б — измерительная головка; 1—5 — бакелитовые трубки; 6 — подвижный электрод со стрелкой; 7 — шкала; 8 — неподвижный электрод; 9, 11 —■ щупы, 10 — коромысло
деленное значение рабочего напряжения. Если в результате повреждения или пробоя изолятора его сопротивление уменьшится, то это повлечет за собой иное распределение напряжения между элементами колонки. Это обстоятельство и позволяет обнаружить поврежденный элемент.
Измерение производится с помощью штанги с переменным искровым промежутком (рис. 9.5). Штанга состоит из двух частей: изолирующей части и измерительной головки. Щупы 9 я И электрически соединены с электродами 6 и 8 соответственно. При измерении штанга опирается щупами на элемент изолятора (рис. 9.6). Поворотом изолирующей части штанги подвижный электрод 6, выполненный в виде эксцентрика, приближается к неподвижному электроду 8. Напряжение, приходящееся на измеряемый элемент, определяется по шкале в момент пробоя искрового промежутка между электродами.
Электрические свойства изоляторов зависят от состояния их поверхности. Изоляторы должны периодически очищаться от загрязнений. В ряде случаев это производится во время ремонта. В закрытых РУ налет пыли удаляется под напряжением специальной щеткой и пылесосом. Для этой цели щетка и всасывающая насадка пылесоса укрепляют* ся на изолирующей штанге и перед работой тщательно очищаются от пыли.
На открытых РУ иногда практикуется обмывка изоляторов прерывистой струей воды под напряжением с помощью специальных прерывателей типа ПСВФ. Допустимые расстояния от прерывателей до обмываемых изоляторов при напряжении 110 кВ не менее 3,5 м, а при напряжении 220 кВ —5 м.
При эксплуатации опорных изоляторов необходимо следить за состоянием мест склейки элементов между собой и с арматурой. Поверхность цементных швов следует защищать влагостойкими покрытиями от проникновения в них влаги, так как замерзание влаги в цементной связке создает дополнительные механические напряжения в фарфоре и фланцах.
9.5. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ И КОНДЕНСАТОРОВ СВЯЗИ
Трансформаторы тока предназначаются для передачи измерительной информации измерительным приборам, устройствам защиты и автоматики. При помощи трансформаторов тока первичный ток пропорционально уменьшается до значений, наиболее выгодных для эксплуатации (номинальные значения вторичных токов 1 или 5 А). Первичны^ обмотки трансформаторов тока включаются в рассечку электрической цепи, а вторичные замыкаются на нагрузку:
приборы, реле. Размыкание вторичной обмотки трансформатора тока приводит к аварийному режиму, при котором резко возрастают магнитный поток в сердечнике и ЭДС на разомкнутых зажимах. При этом пик ЭДС может достигнуть нескольких киловольт. При магнитном насыщении увеличиваются активные потери в магнитопроводе, что приводит к его нагреву и обгоранию изоляции обмоток. Неис-
 Рис 9 7. Схема включения делителя напряжения НДЕ-500
 Рис. 9 8 Схема включения фильтра присоединения:
/ — фильтр присоединения, 2 — кабель для подключения полукомплекта высокочастотной аппаратуры, 3 — разрядник, 4— заземляющий нож, 5—конденсатор связи, 6 — заградитель
пользуемые в эксплуатации вторичные обмотки закорачиваются при помощи специальных зажимов.
Первичные обмотки трансформаторов тока изолируются от вторичных на полное рабочее напряжение. Однако на случай повреждения изоляции принимаются меры, обеспечивающие безопасность работ во вторичных цепях. Для этого один из концов вторичной обмотки трансформатора тока заземляется. В сложных схемах релейной защиты (например, в токовой дифференциальной защите шин) такое заземление допускается выполнять только в одной точке.
Трансформаторы напряжения служат для преобразования высокого напряжения в низкое стандартное напряжение 100 или ЮО/уТГВ. В эксплуатации находятся как однофазные, так и трехфазные трансформаторы напряжения, включаемые в зависимости от назначения по разным схемам. Применяются схемы соединения вторичных обмоток в
открытый треугольник, звезду и разомкнутый треугольник.
Трансформаторы напряжения работают в режиме, близком к холостому ходу. Для защиты от токов КЗ во вторичных цепях устанавливают предохранители или автоматические выключатели с электромагнитным расцепителем на номинальные токи от 2,5 А и выше. Перегорание предохранителей или срабатывание автоматических выключателей контролируется сигнальными устройствами. Для безопасности персонала один из выводов вторичной обмотки трансформатора напряжения обязательно заземляется.
Наряду с трансформаторами напряжения серии НКФ применяются емкостные делители напряжения. Они получили распространение на линиях электропередачи 500 и 750 кВ. Принципиальная схема делителя напряжения типа НДЕ-500 приведена на рис. 9.7. Напряжение между конденсаторами распределяется обратно пропорционально их емкости
UJUt = С2/Си
где С\ и С2 — емкости конденсаторов; U\ и U% — напряжения на них.
Емкость конденсаторов С2 выбирается так, чтобы напряжение на ней находилось в пределах 10—15 кВ. Дальнейшее понижение напряжения до стандартного значения 100 и ЮОКЗ В производится обычным трансформатором напряжения. Реактор Р улучшает электрические свойства схемы при увеличении нагрузки. Заградитель 3 препятствует прохождению токов высокой частоты в трансформаторе Т. Мощность трансформатора Т емкостного делителя НДЕ-500 при классе точности 1 равна 300 В-А (максимальная мощность 1200 В-А). Конденсаторы устройств НДЕ-500 и НДЕ-750 используются также для образования каналов высокочастотной защиты, телемеханики и телефонной связи по проводам линий электропередачи.
На линиях электропередачи высокочастотные каналы обычно создают с помощью конденсаторов связи и заградителей, предотвращающих утечку токов высокой частоты через шины подстанций. Подключение высокочастотных аппаратов производят через фильтр присоединений ФП.
На рис. 9.8 показана схема включения фильтра присоединения. При работах на фильтре присоединения без снятия напряжения с линии электропередачи обязательно включение заземляющего ножа 4.
Эксплуатационный надзор. Эксплуатация измерительных трансформаторов тока и напряжения, конденсаторов связи (для нужд защиты, телемеханики, связи) заключается в периодических осмотрах, текущих ремонтах и эксплуатационных испытаниях. Осмотр проводится одновременно с осмотром всего остального оборудования. При осмотрах обращается внимание на отсутствие течи масла у масло-наполненных аппаратов через армировочные швы и прокладки, на уровень масла по маслоуказателю, состояние и степень загрязнения изоляции, отсутствие разрядов и треска внутри аппаратов. На поверхности изоляторов и фарфоровых покрышек, особенно в местах крепления фланцев, не должно быть сколов и трещин. Наиболее часто трещины появляются в результате механических напряжений, возникающих в сочленениях деталей, изготовленных из разных материалов, при изменениях температуры наружного воздуха. В цементных швах появляются трещины, разрушается замазка. Проникновение воды в поры и трещины цементного слоя и ее замерзание приводят к появлению дополнительных механических напряжений. Это может быть предотвращено, если армировку цементных швов и их защитные влагостойкие покровы систематически восстанавливать. При обнаружении трещин в фарфоре аппарат должен быть отключен и подвергнут детальному осмотру и испытанию. Для предупреждения появления железистых подтеков по поверхности изоляторов необходимы своевременное удаление ржавчины с металлических деталей и их окраска.
По первичным обмоткам трансформаторов тока проходят полные рабочие токи присоединений, поэтому необходимо вести надзор за состоянием и нагревом контактов аппаратных зажимов.
Испытания. Дефекты аппаратов, ухудшающие их электрические характеристики и работоспособность, но не обнаруженные внешним осмотром, выявляются профилактическими испытаниями. Испытания измерительных трансформаторов обычно проводят при капитальном ремонте РУ, но не реже 1 раза в 6—8 лет. Исключением являются трансформаторы тока с конденсаторной бумажно-масляной изоляцией, которые испытывают ежегодно в течение первых 2 лет эксплуатации, а затем 1 раз в 3—4 года. Конденсаторы связи испытывают по мере необходимости "и в зависимости от результатов осмотра.
В объем испытаний измерительных трансформаторов
входят: измерения сопротивления изоляции обмоток мега-омметром напряжением 2500 В — первичной обмотки и 1000 В — вторичной. Значение сопротивления изоляции первичной обмотки не нормируется, сопротивление изоляции вторичной обмотки вместе с присоединенными к ней цепями должно быть не менее 1 МОм;
измерение тангенса угла диэлектрических потерь у трансформаторов тока с бумажно-масляной основной изоляцией. При этом обращается внимание на характер его изменения, а также изменение емкости за время испытаний;
испытание повышенным напряжением промышленной частоты (в условиях эксплуатации — только измерительных трансформаторов напряжением до 35 кВ);
испытание трансформаторного масла (или замена его в трансформаторах напряжения до 35 кВ в случае понижения сопротивления изоляции).
Испытание емкостных делителей складывается из испытания трансформаторного устройства и испытания конденсаторов. У конденсаторов связи и делителей напряжения измеряются сопротивление изоляции, электрическая емкость всех элементов и тангенс угла диэлектрических потерь. Повышенным напряжением конденсаторы делителей и связи в эксплуатационных условиях не испытываются.
9.6. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ШИН И ТОКОПРОВОДОВ
Сборные и соединительные шины закрытых РУ 6—10 кВ выполняются из одной или нескольких алюминиевых полос, закрепляемых на опорных изоляторах. Для установок с большими токами (более 2000 А) применяются шины швеллерного профиля. При изменениях температуры изменения длины жестких шин воспринимаются компенсаторами — пакетами изогнутых медных или алюминиевых лент, соединенных последовательно с шинами. На открытых РУ шины выполняются из гибкого провода или жестких труб. Гибкая ошиновка крепится к гирляндам подвесных изоляторов типа ПФ6, а в условиях загрязненной атмосферы — к гирляндам изоляторов с развитой боковой поверхностью, например серии ПФГ.
При эксплуатации не допускается нагрев шин выше 70 ° С при температуре окружающего воздуха 25 ° С. Задачей эксплуатации является контроль за исправностью контактных соединений шин (методы контроля изложены в § 2.6, 2.7) и состоянием изоляции. Опорные фарфоровые
одноэлементные изоляторы внутренней и наружной установок испытываются повышенным напряжением промышленной частоты, значение которого приведено ниже; продолжительность испытаний 1 мин.
Номинальное напряжение изолятора, кВ.............3 6 10 20 35
Испытательное напряжение изолятора, кВ...........25 32 42 68 100
Опорно-стержневые изоляторы напряжением 35 кВ и выше в эксплуатации не подвергаются электрическим испытаниям.
Состояние подвесных изоляторов на подстанциях контролируется штангой с переменным искровым промежутком.
На электростанциях соединения выводов генераторов с блочными трансформаторами выполняются открытыми шинными мостами или комплектными пофазно экранированными токопроводами. По сравнению с открытыми шинами токопроводы обладают рядом эксплуатационных преимуществ: токоведущие части и изоляторы предохраняются от пыли и атмосферных осадков; исключается возможность возникновения междуфазных КЗ на генераторном напряжении; обеспечивается безопасность обслуживания.
Экраны токопроводов делают составными из ряда секций с телескопическим перемещением подвижных цилиндров по неподвижным, закрепленным на станинах. Такая конструкция обеспечивает доступ к изоляторам при их чистке и ремонте. Для осмотра контактных соединений в кожухах токопроводов предусмотрены смотровые окна.
При осмотре токопроводов измеряется температура экранов и поддерживающих конструкций, которая не должна превышать 50° С. Металлические конструкции, находящиеся в электромагнитном поле переменного тока нагрузки, нагреваются вихревыми токами, для уменьшения которых отдельные секции экранов изолируют друг от друга резиновыми уплотнениями. Одну из опорных станин каждой секции заземляют, а другую изолируют от земли во избежание образования замкнутых контуров. При ремонте проверяют состояние изоляционных прокладок станин и уплотнений между секциями. Их сопротивление, измеренное мегаомметром на 1000 В, должно быть не менее 0,1 МОм,
Оборудование, встроенное в токопроводы (изоляторы, измерительные трансформаторы, разрядники и др.), подвергается электрическим испытаниям в соответствии с установленными для него нормами.
9.7. ЭКСПЛУАТАЦИЯ РЕАКТОРОВ
Токоограничивающие реакторы. Одиночные и сдвоенные реакторы служат для ограничения токов КЗ и поддержания напряжения на шинах при КЗ за реактором. В случае КЗ в распределительной сети реактор должен обеспечить остаточное напряжение на шинах не менее 0,7 £/ном.
Секционные реакторы служат главным образом для ограничения тока КЗ. Их индуктивность составляет 8—12 %, а номинальный ток 50—70 % тока секции шин.
В установках напряжением до 35 кВ распространены сухие бетонные реакторы, представляющие собой обмотки из изолированного медного или алюминиевого провода, закрепленные на бетонных стойках. К торцам стоек шпильками крепятся опорные изоляторы. При изготовлении стойки подвергают сушке и пропитке влагостойким изоляционным лаком. В период эксплуатации сопротивление изоляции обмоток реактора относительно шпилек и фланцев опорных изоляторов проверяется мегаомметром 1000—• 2500 В и должно быть не менее 0,1 Мом. Снижение сопротивления бетонных стоек не представляет опасности для реактора в нормальных условиях работы, но при КЗ по отсыревшему бетону может произойти перекрытие между витками, так как на реакторе в это время будет большое падение напряжения. Опорные изоляторы испытывают повышенным напряжением промышленной частоты.
При работе в реакторе выделяется большое количество теплоты. Охлаждение реакторов, как правило, естественное. Поэтому необходимо следить за тем, чтобы каналы охлаждающего воздуха и вентиляция помещений реакторов действовали исправно.
При прохождении токов КЗ между фазами реактора и отдельными витками внутри каждого реактора возникают электродинамические силы. В связи с этим возможны обрывы и деформация витков, появление трещин в бетоне. После отключения КЗ реакторы следует осмотреть.
Все испытания и ремонтные работы на реакторах производят одновременно с ремонтом оборудования присоединений.
Масляные реакторы применяются в РУ напряжением выше 35 кВ. Они требуют почти такого же ухода, как и трансформаторы.
Дугогасящие реакторы. В трехфазной сети с незазем-ленной нейтралью при металлическом замыкании одной из
 Рис. 9.9. Замыкание фазы на землю в сети с изолированной нейтралью (о), в сети с компенсацией емкостного тока (б)
фаз на землю (рис. 9.9, а) напряжение поврежденной фазы относительно земли падает до нуля, а на двух других устанавливается равным линейному напряжению. В точке замыкания проходит ток, равный сумме емкостных токов неповрежденных фаз:
/с = — 3/шСС/ф,
где /с — ток замыкания на землю, А; С/ф — фазное напря-f жение, В; С — емкость всей сети, Ф; о)=2я/ — угловая частота, с-1.
При замыкании фазы на землю через дугу и большом емкостном токе заземляющая дуга носит перемежающийся характер, т. е. периодически погасает и вновь зажигается; Горение перемежающейся дуги приводит к опасным пере-* напряжениям в сети. Максимально допустимые значение
емкостных токов, при которых возможна длительная рабо« та сети с изолированной нейтралью, приведены ниже:
Напряжение сети, кВ ...... 6 10 20 35
Емкостный ток, А........ 30 20 15 10
Если емкостные токи превышают указанные значения, в нейтраль трансформатора (или генератора) включается дугогасящий реактор, компенсирующий емкостный ток (рис. 9.9, б). Ток в дугогасящем реакторе /р возникает под воздействием напряжения смещения нейтрали £/о=—Ua, появляющегося на нейтрали при замыкании фазы на землю: '
где Lp и LT — соответственно индуктивности дугогасящего реактора и трансформатора, Гн.
При /р=/с=/=0 емкостная составляющая тока замы» кания на землю в месте повреждения полностью компенсируется индуктивным током реактора — наступает резонанс токов. Дугогасящий реактор, как правило, должен иметь резонансную настройку. В эксплуатации допускается настройка с перекомпенсацией (/р>/с), если реактивная составляющая тока замыкания на землю не превышает 5 А,
а степень расстройки) —:—~ не выше 5 %. Настройка с
недокомпенсацией (/р</с) может применяться в кабельных и воздушных сетях, если любые аварийно возникающие несимметрии емкостей фаз сети (например, при обрыве про* вода) не приводят к появлению напряжения смещения нейтрали, превышающего 0,7 £/ф.
Регулирование тока дугогасящих реакторов производится одним из трех способов: переключением ответвлений обмотки; изменением зазора в магнитной системе; изменением индуктивности подмагничиванием постоянным током.
Дугогасящие реакторы типа ЗРОМ, применяемые в се* тях 6—35 кВ, имеют ступенчатое регулирование тока. При» вод переключателя ответвлений находится на крышке бака. Для питания цепей контроля и сигнализации дугогася» Щие реакторы снабжаются сигнальными обмотками (100 В, 10 А). Изменение настройки производится при от» ключенном от сети реакторе. Разъединитель отключается при отсутствии в сети замыкания на землю, о чем судят по сигнальным устройствам на щите и непосредственно у
разъединителя. Переключение ответвлений на неотклю-ченном реакторе не допускается по условию безопасности. Только у специальных подстроечных реакторов, имеющих устройства автоматической настройки под током, допускается настройка без отключения реактора от сети.
Сети с компенсацией емкостных токов могут эксплуатироваться при наличии в сети замыкания фазы на землю без отключения и ограничения электроснабжения потребителей. Но так как длительное прохождение тока проводимости на землю может вызвать переход повреждения в аварию, то отделена места замыкания на землю должно производиться по возможности быстро. Одновременно с отысканием места повреждения должен производиться осмотр работающих реакторов и трансформаторов, к нейтрали которых они подключены. Если отыскание замыкания на землю затягивается,^ эксплуатационный персонал обязан вести тщательное наблюдение за температурой верхних слоев масла в баке реактора, записывая показания термометра через каждые 30 мин. Максимальное повышение температуры верхних слоев масла при этом допускается до 100 °С.
Уход за дугогасящими реакторами мало чем отличается от ухода за силовыми трансформаторами. Капитальный ремонт дугогасящих реакторов проводится по мере необходимости.
9.8. ЭКСПЛУАТАЦИЯ БЛОКИРОВКИ И ЗАЗЕМЛЯЮЩИХ УСТРОЙСТВ
Блокировка. Ошибочные операции с разъединителями под током приводят к авариям и несчастным случаям с персоналом, принимавшим участие в переключениях. Для предотвращения неправильных операций в РУ устанавливаются блокирующие устройства между выключателями и разъединителями, с одной стороны, и между разъединителями и заземляющими ножами — с другой.
Применяется несколько систем блокировки: непосред-, ственная механическая, механическая замковая, электромеханическая, электромагнитная и электрическая.
Непосредственно механическая — это рычажная блокировка. Она применяется, например, в ячейках КРУ и запрещает перемещение тележки в пределах шкафа при включенном выключателе.
Механическая замковая блокировка применяется в РУ с одной и двумя системами шин. При этой блокировке приводы выключателя и разъединителей запираются замками, имеющими один общий ключ. Ключ находится в замке включенного выключателя и может быть вынут только при отключении последнего. Когда выключатель отключен, то вынутым из его замка ключом могут быть открыты замки и отключены линейные и шинные разъединители.
Электромеханическая блокировка отличается от обычной замковой механической блокировки тем, что электромеханические замки выключателей имеют электрическую связь с цепями управления выключателей и устанавливаются не на приводе выключателя, а на щите управления. При отключении выключателя ключом управления на обмотку электромагнита подается напряжение; сердечник электромагнита втягивается, и только тогда ключ может быть вынут из замка. Необходимая последовательность операций с разъединителями достигается обменом ключами в замках.
Электромагнитная блокировка основана на следующем принципе. На каждом приводе разъединителей или дверях сетчатого ограждения устанавливается блокировочный замок, запирающий штифтом блокируемый элемент, и контакты в виде контактных гнезд, к которым подается напряжение, когда операция с разъединителями разрешается. Контакты могут быть встроены в замок или использованы контакты штепеельной розетки. Запорный штифт из замка может быть извлечен переносным электромагнитным ключом. Перед выполнением операции с разъединителями ключ вставляется в контактные гнезда. Намагничивание его сердечника произойдет только при наличии напряжения на контактах, а это возможно лишь при правильной последовательности операций с коммутационными аппаратами.
Электрическая блокировка применяется в том случае, если выключатели и разъединители оснащены автоматическими приводами и все операции производятся с помощью этих приводов. Принцип ее действия заключается в том, что напряжение на цепи управления разъединителей подается вспомогательными контактами соответствующих выключателей электрической цепи.
Наибольшее распространение получили механические, электромеханические и электромагнитные блокировки, В эксплуатации все действующие устройства блокировок
должны обязательно находиться в работе. Электромагнитные блокировки выполняют на выпрямленном оперативном токе. Цепи их питания целесообразно держать постоянно под напряжением, чтобы непрерывно контролировать состояние их изоляции. Во время переключений персоналу запрещается нарушать взаимодействие блокировки. С целью исключения возможности деблокирования замки пломбируют. Деблокирование аппаратов со снятием пломб с замков разрешается только в случае явной неисправности блокировки, удостоверенной вышестоящим ответственным лицом (начальником цеха станции, подстанции и т. д.). Деблокирование коммутационных аппаратов без разрешения вышестоящих лиц может быть допущено только при ликвидации аварии и несчастном случае.
Отказы в работе блокировки иногда возникают при неисправном состоянии вспомогательных контактов, а также при смещении деталей приводов (валов, рукояток, сеток). Для предотвращения случаев отказа ремонт блокировочных устройств включают в планы текущего и капитального ремонта разъединителей, отделителей и выключателей. Кроме того, проводят систематические осмотры и проверки состояния блокировочных замков, переносных электромагнитных ключей, защищают их от коррозии, попадания влаги и загрязнения.
Заземляющие устройства станций и подстанций состоят из искусственных заземлителей (вертикальных труб и горизонтальных полос) и наземных заземляющих магистралей и проводников, связывающих заземляемое оборудование с заземлителями. Каждый заземляемый элемент присоединяется к заземляющей магистрали отдельным проводником. Присоединение заземляющих проводников к корпусам аппаратов и конструкций выполняется сваркой или надежным болтовым соединением. Заземляющие проводники, проложенные в помещениях РУ, должны быть доступны для внешнего осмотра, при котором проверяются целость, состояние соединений, непрерывность проводки. Открыто проложенные магистрали и проводники окрашиваются, как правило, в черный цвет.
Состояние заземляющих устройств периодически контролируется. Не реже 1 раза в 10 лет на ОРУ станций и подстанций проводятся выборочная проверка- заземлителей и их элементов, находящихся в земле, и измерение сопротивления заземляющего устройства. В первую очередь осматриваются заземлители близ силовых трансформато-
ров, короткозамыкателей, вентильных разрядников, так как эти заземлители подвержены воздействию наибольших по значению токов, проходящих в землю.
Изменение сопротивления заземляющего устройства проводят методом амперметра — вольтметра, компенсации онным и мостовым методами.
Для измерения применяется переменный ток, так как при постоянном токе в местах соприкосновения электродов с землей (обладающей
ионной проводимостью) возникает ЭДС поляризации, которая может внести ошибку в результаты измерения.
Наиболее простым является методом амперметра — вольтметра (рис. 9.10). Для измерения сопротивления заземляющего устройства два вспомогательных электрода 3 и ВЭ забивают в землю
 Рис. 9.10. Схема измерения сопротивления растеканию методом амперметра — вольтметра
на глубину 0,5 м. Минимальное расстояние между одиночным заземлите-лем или контуром заземления и вспомогательным электродом принимаются согласно рис. 9.11. По значениям тока и падения напряжения на испытуемом заземлителе определяется сопротивление за-землителя Rx, Ом.
RXWI.
Для измерений указанным методом используются обычные приборы переменного тока. При этом погрешность измерений может достичь 10 %. Существенно меньшую по* грешность (±1,5 %) дает измерение специальным прибором типа МС-08. Прибор состоит из генератора переменного тока с ручным приводом и логометра, токовая и потенциальная рамки которого включаются в схему измерений вместо амперметра и вольтметра соответственно. Шкала прибора МС-08 проградуирована в омах.
При измерениях любым методом сопротивление заземляющих устройств электроустановок напряжением выше 1000 В не должно превышать значений:
на станциях и подстанциях, работающих с глухозазем-ленной нейтралью, — указанных в проекте заземляющего устройства;
на станциях и подстанциях, работающих с изолированной нейтралью и компенсацией емкостных токов, — не более 10 Ом;
для отдельно стоящих молниеотводов — 25 Ом.
 Рис. 9.11. Схема размещения электродов при измерении сопротивления растеканию одиночного заземлителя (а) и контура заземления (б)
Чтобы сопротивление Rx находилось в пределах установленных норм при любых атмосферных условиях, измерения должны производиться в периоды наименьшей проводимости почвы, т. е. в сухой или промерзшей почве.
9.9. ЭКСПЛУАТАЦИЯ УСТАНОВОК
ДЛЯ ПРИГОТОВЛЕНИЯ СЖАТОГО ВОЗДУХА
И ВОЗДУХОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОЙ СЕТИ
Требования к сжатому воздуху. Сжатый воздух применяется в РУ для приведения в действие пневматических приводов выключателей и разъединителей. В воздушных выключателях сжатый воздух используется для гашения электрической дуги и вентиляции внутренних полостей изоляционных конструкций. Потенциальная энергия сообщается воздуху в процессе его сжатия. Сжатый воздух хранится в резервуарах выключателей. Резервуары пополняются от установок, предназначенных для приготовления сжатого воздуха.
Основными показателями качества сжатого воздуха являются давление и влажность. Колебания давления, подводимого к выключателям и пневматическим приводам воздуха, не должны выходить за пределы установленных паспортными данными значений, так как только при этих условиях заводы-изготовители гарантируют надежную работу аппаратов. Влажность сжатого воздуха имеет особое значение, поскольку при большой влажности возможна конденсация влаги в распределительной сети и на внутренних поверхностях изолирующих воздухопроводов воздушных выключателей. В холодное время года влага может замерзнуть в клапанах и вентилях и вызвать отказ в работе выключателя.
Содержание влаги в сжатом воздухе оценивается значением его относительной влажности, представляющей собой отношение массы водяного пара, находящегося в данном объеме воздуха, к массе насыщенного водяного пара в том же объеме воздуха и при той же температуре. Относительная влажность воздуха увеличивается как при его сжатии, так и при понижении температуры. В обоих случаях относительная влажность будет повышаться, пока не достигнет 100 %. Дальнейшее увеличение давления или понижение температуры воздуха (а также одновременное изменение этих параметров) приводит к конденсации излишка водяного пара. Осушка сжатого воздуха производится в процессе его получения термодинамическим способом.
Сжатый воздух должен быть свободен от механических примесей (пыли, продуктов коррозии и пр.), так как, попадая на клапаны, эти примеси препятствуют плотному их закрыванию и увеличивают утечки.
Установка для приготовления и схема распределения сжатого воздуха состоят из следующих элементов: компрессоров с электрическим приводом и автоматическим управлением пуска и остановки; змеевиковых охладителей воздуха с водомаслоотделителями и продувочными клапанами после каждой ступени компрессора; воздушных всасывающих фильтров для очистки воздуха; воздухосборников (ресиверов) для хранения сжатого воздуха; редуктор-ных клапанов; воздухопроводов, арматуры, приборов и вспомогательных устройств.
На рис. 9.12 представлена схема приготовления и распределения сжатого воздуха. В установке применены воздушные трехступенчатые поршневые компрессоры 4 типа ВШ-3/40В производительностью 180м'/ч
 Рис. 9.12. Схема приготовления и распределения сжатого воздуха:
1 — электродвигатель компрессора; 2 — система маслоЬмазки; 3 — воздушный вса* сывающий фильтр; 4 — компрессор; 5 — вентилятор; 6 — змеевиковые охладителя трех ступеней давления; 7, 8, 9 — водомаслоотделители; 10—соленоидный клапану // — крестовина распределения воздуха, управляющего продувкой; 12 — клапаны ступенчатой продувки; 13 — обратный клапан; 14 — воздухосборник; 15 — вентиль для удаления влаги; 16 — предохранительный пружинный клапан; /7 — манометра 18 — редукторный клапан; 19 — предохранительный клапан редуктора; 20 — манометры; 21, 22 — точки присоединения питающих магистралей; 23 — кольцевая воздухораспределительная сеть; 24 — запорный вентиль в распределительном шкафу выключателя, 25 — фильтр; 26 — обратный клапан; 27 — резервуары выключателя
на конечное давление 4,0 МПа с воздушным охлаждением цилиндров и охладителей. Воздух через воздушные фильтры 3 всасывается в первую ступень компрессора, где он сжимается до 0,25 МПа. Нагретый при сжатии воздух поступает в охладитель 6. В процессе охлаждения от« носительная влажность повышается до 100 % и излишек водяного пара конденсируется в водомаслоотделителе 7, откуда конденсат удаляется продувкой. Во второй ступени воздух сжимается до 1,1 МПа, в третьей —
до 4,0 МПа и так же, как и в первой ступени, подвергается осушке. Цз охладителя третьей ступени воздух поступает в воздухосборники 14, Влага, накапливающаяся в воздухосборниках при охлаждении поступающего в них воздуха, удаляется через спускные вентили 15. В холодное время года спускные вентили обогреваются. Из воздухосборников в распределительную сеть сжатый воздух проходит через редукторные клапаны 18, снижающие его давление с 4,0 до 2,0 МПа. Редукторные клапаны автоматически открываются при снижении давления в воздухораспределительной сети 23 до 1,9 МПа и закрываются при давлении 2,1 МПа. Редукторные клапаны на стороне низшего давления снабжаются предохранительными клапанами 19 от повышения давления в магистралях более чем до 2,3 МПа.
Воздухораспределительная сеть служит для доставки сжатого воздуха к распределительным шкафам воздушных выключателей. Эта сеть, как правило, выполняется кольцевой отдельно для каждого РУ. Питание подводится к кольцу в точках 21 и 22.
Для вентиляции внутренних полостей выключателей воздух подается через редукторный клапан, понижающий его давление. При небольшом избыточном давлении относительная влажность воздуха понижается до 5 % и менее, что и способствует эффективному удалению влаги из внутренних полостей.
Эксплуатация компрессорной установки. Необходимое давление воздуха в воздухосборниках поддерживается периодическими пусками компрессоров. Время между остановкой и последующим пуском, определяемое расходом воздуха на утечки и вентиляцию, должно быть не менее 60 мин.
Операции включения и отключения компрессоров автоматизированы. Блокировки в цепи включения компрессоров исключают: одновременный пуск нескольких компрессоров, чтобы резко не снижать напряжение в сети с. н.; пуск при температуре масла в картере ниже 10 °С; включение электродвигателя компрессора прежде, чем произойдет включение электродвигателя вентилятора.
Автоматическая остановка резервного и рабочих компрессоров происходит при давлении воздуха в сети выше номинального (4,05 МПа).
Компрессорные установки снабжаются устройствами технологической защиты, действующими на остановку компрессоров.
В обязанности эксплуатационного персонала, обслуживающее компрессорную установку, входят: систематичес-
кое (не реже 1 раза в сутки) наблюдение за работой компрессора и электродвигателей, их температурой, давлением масла в системе смазки и воздуха в каждой ступени; про* верка уровня масла в картере, доливка и смена его; наблюдение за давлением воздуха, запасенного в воздухосборниках; продувка водомаслоотделителей и мест сбора конденсата; содержание в чистоте оборудования и помещения компрессорной установки.
В компрессор заливается профильтрованное специальное масло. При пониженном уровне масла работа компрессора не допускается. Смену масла в картере производят через 800—1000 ч работы компрессора.
За работой редукторных клапанов и установленных на них манометров необходимо вести тщательное наблюдение. Об исправности редукторного клапана и правильности его регулировки судят по показаниям манометра.
Капитальный ремонт компрессоров производится по мере надобности, но не реже 1 раза в 2—3 года, а также после использования механического ресурса.
Вопросы для повторения
1. Какие требования предъявляются к РУ?
2. В чем состоят задачи эксплуатации РУ?
3. Что проверяется при внешнем осмотре КРУ?
4. Какими свойствами обладает элегаз?
5. На что обращается внимание при внешнем осмотре масляных выключателей?
6. С какой целью вентилируются внутренние полости изоляционных конструкций воздушных выключателей?
7. Как регулируется расход воздуха на вентиляцию воздушных выключателей?
8. Что произойдет, если давление воздуха в резервуарах воздушного выключателя понизится до 1,5 МПа при номинальном давлении 2,0 МПа?
9. Какие мероприятия должны проводиться с воздушными выключателями в процессе их эксплуатации?
10. Какие требования предъявляются к разъединителям?
11. Как проверяется механическая прочность опорно-стержневых изоляторов?
12. Как проверяется электрическая прочность опорно-штыревых изоляторов?
13. Для чего заземляются выводы вторичных обмоток измеритель» ных трансформаторов тока и напряжения?
14. Для чего служат дугогасящие реакторы?
15. Допускается ли деблокировка разъединителей?
16. Перечислите требования к сжатому воздуху.
Содержание
Предыдущий § Следующий
| 
