Установка выключателей нагрузки перед вводами силовых трансформаторов
Обновлено: 05.05.2024
Вопрос "большим" электрикам. Должен ли быть высоковольтный выключатель в ТП?
Есть садоводство, где стоит старый трансформатор в просторной бутке. Высоковольтка (6 кВ) отключается большим рубильником, установленным на ближайшем высоковольтном столбе. Председатель СНТ решила в этом году привести в порядок ТП и установить там современное оборудование и разводку. Организация, которая всё это делало, хочет так же установить высоковольтный выключатель непосредственно на ТП (т.е. это будет уже второй высоковольтный выключатель), с управлением из самой ТП. Но набежали какие-то особо рьяные члены правления СНТ и начали возмущаться, что дескать это всё лишнее "30 лет без этого жили и еще 30 проживем. нечего народное бабло разбазаривать".
Вопрос. Действительно ли есть какие-то нормы-правила, регламентирующие установку высоковольтного выключателя на ТП или хватит и выключателя на столбе? Лично я бы, в дождь, трогать выключатель на столбе не стал бы.
19.05.2015 в 23:02Roz написал :
установить высоковольтный выключатель непосредственно на ТП
Выключатель на 6(10) кВ есть на подстанции в любом случае.
Roz написал :
что дескать это всё лишнее "30 лет без этого жили и еще 30 проживем. нечего народное бабло разбазаривать".
Достаточно предохранителей на 6(10) кВ и разъединитель.
Наверно на 95% КТП, ТП в промышленности, установлены предохранители+разъединители.
Имхо,выключатель в ТП на 6кВ для СНТ - это перебор или банальный развод.
Просто так выключатели на ТП не ставят. Они нужны например для дистанционного управления, для автоматического переключения фидеров и т.п
19.05.2015 в 23:26Roz написал :
Лично я бы, в дождь, трогать выключатель на столбе не стал бы.
А что Вы там забыли, возле выключателя? Даже в ботах и в перчатках?
19.05.2015 в 23:30Roz написал :
Лично я бы, в дождь, трогать выключатель на столбе не стал бы.
Его и без дождя не следует трогать
19.05.2015 в 23:41Roz написал :
Лично я бы, в дождь, трогать выключатель на столбе не стал бы.
Вам и любому из садоводов там в принципе делать нечего и даже подходить не стоит.
19.05.2015 в 23:54ksiman написал :
. Просто так выключатели на ТП не ставят. Они нужны например для дистанционного управления, для автоматического переключения фидеров и т.п .
Не обязательно для дистанционного управления. Все зависит от конструкции подстанции в СНТ.
Может быть комплектация с выключателем нагрузки, может быть ВН и разъединитель, может быть предохранители и разъединитель и т.д. И все это правильно.
Но забываете и низкую сторону. если стоит рубильник и предохранители, то на низкой стороне обязательно должны быть коммутационные аппараты для того чтобы была возможность для снятия нагрузки, т.к. по высокой стороне не допускается коммутация нагрузки предохранителем или рубильником.
Если на высокой стороне стоит ВН то на низкой достаточно предохранителей, т.к. ВН для того и предназначен чтобы была возможность отключения транса под нагрузкой. Но в этом случае на высокой стороне должен быть и рубильник для "создания видимого разрыва при проведении работ . "
Так что, проще смотреть все в комплексе. Да и готовых "начинок" для ТП вполне хватает.
Это мое мнение и его не навязываю
20.05.2015 в 00:06Roz написал :
второй высоковольтный выключатель), с управлением из самой ТП.
интересно, что будет внутри ТП, если его выключить под нагрузкой?
20.05.2015 в 00:37 20.05.2015 в 01:26Roz написал :
выключателя на столбе? Лично я бы, в дождь, трогать выключатель на столбе не стал бы.
Вообще то работы в дождь и при явном приближении осадков, гроз на ОРУ запрещены. Это тоже является преимуществом установки ячейки внутрь.
20.05.2015 в 01:33Вообщем нашёл старые картинки ТП.
Тут виден столб за ТП, на котором собственно, наверху и стоит "выключатель", а ручка внизу столба. Как я понял, новый "выключатель" планируется ставить на крышу ТП (наверно где три коричневых изолятора), а "ручку" вывести за дверью с надписью РУ-10кв.
Собственно за дверью находится это
Ну и собственно вся новая красота
Оптимальный вариант, как уже сказали - предохранитель + линейный разъединитель. Выключатель это нонсенс и дорого. Плюс требует оперативного питания привода на включение и автоматики.
20.05.2015 в 03:29Roz написал :
Председатель СНТ решила в этом году привести в порядок ТП и установить там современное оборудование и разводку.
Я почему-то думал, что ТП - это комплектное устройство, и просто так добавлять в него оборудование, не предусмотренное проектом ТП, нельзя.
20.05.2015 в 05:32Если мощность трансформатора превышает 630 кВА то одного разъединителя на столбе мало, нужен ещё и выключатель нагрузки например ВН 16 в подстанции. По технике безопасности есть пункт в котором говорится, что разъединителем можно отключать ток холостого тока силового трансформатора мощностью не более 750 кВА. Может быть электрики это и требуют.
20.05.2015 в 05:52BV написал :
интересно, что будет внутри ТП, если его выключить под нагрузкой?
ТП скорее всего ни чего не будет а вот на ножах выключателя дуга не погаснет и может произойти трехфазное КЗ. Если в ячейки питающего фидера защита работает нормально то отделаетесь легким испугом. Если нет то трудно прогнозировать последствия таких действий.
20.05.2015 в 06:20Roz написал :
. Ну и собственно вся новая красота .
Вполне нормальная комплектация. Все что необходимо присутствует - по высокому - защита есть, разрыв создать возможно.
По низкой стороне - общий автомат есть, фидерные - тоже.
Вопрос только один - соответствие номиналов защит тому что требуется. Главное, чтобы их ставили не по принципу: "Пальцем в небо . ", т.е. авария у Вас а отключается на ТП за 100 км (грубо)
andrewkhv написал :
. ТП - это комплектное устройство, и просто так добавлять в него оборудование, не предусмотренное проектом ТП, нельзя. .
По хорошему, можно если вносится изменение в проект, утверждается/подписывается и т.д. Это если по закону.
Но можно и "по другому закону . ". Здесь, скорее всего, ТП эксплуатируют сети и, по-этому, они, под шумок и за чужой счет, сделали реконструкцию старой тп-шки.
BV написал :
. интересно, что будет внутри ТП, если его выключить под нагрузкой? .
Может "маленький пшик . " получиться.
Это мое мнение и его не навязываю
20.05.2015 в 07:26Roz написал :
Высоковольтка (6 кВ) отключается большим рубильником, установленным на ближайшем высоковольтном столбе.
Это разъединитель (для отключения и создания видимого разрыва0
Roz написал :
Организация, которая всё это делало, хочет так же установить высоковольтный выключатель непосредственно на ТП
Скорей всего речь идет про выключатель нагрузки ВН.
Ким написал :
По хорошему, можно если вносится изменение в проект, утверждается/подписывается и т.д. Это если по закону.
Очень похоже, что в первоначальном проекте он был. ТП 10 лет стояла ни к чему не подключена и её потихоньку разграбляли, потом, когда свет дали, собрали что есть и запустили.
Ким написал :
Здесь, скорее всего, ТП эксплуатируют сети
Нет, ТП эксплуатируют садоводы и обновляют её за свой счёт
Нашёл в инете этот "выключатель", выглядит так:
Нашёл. Вот тут как раз пишут, что на КТП как раз должен быть на столбе и на самой КТП по выключателю
20.05.2015 в 11:48Roz написал :
Тут виден столб за ТП, на котором собственно, наверху и стоит "выключатель",
это разъединитель, а не выключатель.
Разъединитель не предназначен для штатного выключения/включения под нагрузкой.
это тоже не выключатель, а разъединитель.
выключатель среднего и высокого напряжения имеет систему дугогашения и бывает масляный, вакуумный, элегазовый. Масляных сейчас становится всё меньше и меньше. В основном вакуумные и элегазовые - они пожаробезопасны.
Alexiy написал :
. это тоже не выключатель, а разъединитель. .
Это как раз и есть выключатель нагрузки. И он имеет камеру гашения дуги. "Пластиковый" сектор на неподвижной части - это и есть дугогасящая камера. Не зря и такой формы подвижный контакт.
А все что Вы перечислили в основном используется в закрытых ТП/ЦТП/ЦРП/энергоблоки и т.д.. А на таких мелких - и ВН достаточно .
Это и есть выключатель нагрузки.
А что касается Вашей ссылки то там написано что ВН ставиться когда транс мощностью выше 400 кВА
Это мое мнение и его не навязываю
20.05.2015 в 12:29Ким написал :
Это как раз и есть выключатель нагрузки.
разъединитель, выключатель нагрузки, рубильник - фактически синонимы с небольшими конструктивными особенностями. Отключать их следует при снятой нагрузке, хотя допускается и отключение под нагрузкой.
Ни один из них не предназначен для отключения/включения на КЗ. Сверхтоки отключаются только полноценными выключателями.
На СНТшной КТП вполне достаточно автомата на низкой стороне для отключения нагрузки и сверхтоков. На высокой стороне КТП никаких дополнительных коммутационных устройств не нужно кроме единственного простейшего разъединителя.
20.05.2015 в 12:32Alexiy написал :
с небольшими конструктивными особенностями.
Ну как бы ВНом можно под нагрузкой гасить а разъединителем нельзя.
20.05.2015 в 12:34Khlebnikov написал :
ВНом можно под нагрузкой гасить
можно, но не нужно.
20.05.2015 в 12:53Мощность ТП известна?
20.05.2015 в 13:46. можно, но не нужно. .
Можно и нужно. А разъединителем - однозначно "низзя" .
Это мое мнение и его не навязываю
20.05.2015 в 14:14В аварийной ситуации.
Но не штатно же.
Правильно называется "Автогазовый выключатель"
Стоит во многих Московских ТП и прекрасно гасит ее по нагрузкой, т.к. по низкой стороне снять нагрузку возможности нет- на отходящие линии там стоят плавкие вставки типа ПН
Для защиты от КЗ и перегрузок по стороне ВН - там еще есть Плавкие вставки.
20.05.2015 в 14:21 20.05.2015 в 14:29Мощность ТП известна?
20.05.2015 в 14:30Ким написал :
А что касается Вашей ссылки то там написано что ВН ставиться когда транс мощностью выше 400 кВА
Следующим коммутационным аппаратам , которым комплектуется трансформаторные подстанции мощностью от 25 кВА до 400кВА включительно (КТП 25, КТП 40, КТП 63, КТП 100, КТП 160, КТП 250, КТП 400), является разъединитель РВЗ.
20.05.2015 в 15:07Я думаю для этой ТП одно разъединителя на столбе вполне хватит, но если есть лишние средства можно дополнительно поставить и ВН в КТП - хуже точно не будет )
20.05.2015 в 17:00Designman написал :
Я думаю для этой ТП одно разъединителя на столбе вполне хватит
Вот и я, когда сети в области проектировал, обычно КТП ставили столбовые и киосковые, а на опоре 10(6) кВ - разъединитель РЛНД и всё.
В киосковую теоретически можно и внутри выключатель нагрузки по верхней стороне засунуть, но нафига?
А в столбовую - уже не впихнёшь
Designman написал :
Сейчас (2014 г.) выключатели нагрузки автогазового типа признаются морально устаревшими и при реконструкции подстанций заменяются вакуумными выключателями нагрузки.
вот именно про это я и написал уже. Автогазовый выключатель нагрузки - штука не очень надёжная - от них все адекватные эксплуатационщики практически полностью отказались
Alexiy написал :
выключатель среднего и высокого напряжения имеет систему дугогашения и бывает масляный, вакуумный, элегазовый. Масляных сейчас становится всё меньше и меньше. В основном вакуумные и элегазовые - они пожаробезопасны.
а знаете сколько такая "игрушечка" стОит?
20.05.2015 в 17:16ВНБ 10/630 с вакуумными камерами можно условно запихнуть в эту категорию?
20.05.2015 в 17:20Alexiy написал :
Автогазовый выключатель нагрузки - штука не очень надёжная
Наверное, при нагрузке меньше 5% от номинала это не так критично.
А на холостом ходу - тем более.
а какая у них мощность?
На даче поставили новую на столб.
Хотят половину участков на новую переключить.
Хотелось бы попасть в эту половину. напряжение 140 вольт уж задолбало.
По идее с вводом новой ТП старая разгрузится и напряжение может прийти в норму.
20.05.2015 в 21:29до 250 кВА - вполне достаточно для 250 участков с невысокой степенью электрификации (то есть, если все дачники по ночам электричеством обогреваться не будут, то достаточно)
volchenok написал :
По идее с вводом новой ТП старая разгрузится и напряжение может прийти в норму.
чаще даже не слабенькая КТП причиной, а старые длинные сети тонким проводом и соединения скрутками. Например, полкилометра ВЛ проводом А25 и 30-50 участков на нём. и получим 140 В в конце даже при недогруженной КТП
20.05.2015 в 21:35ВТБ! написал :
ВНБ 10/630 с вакуумными камерами можно условно запихнуть в эту категорию?
а что это?
Начинка ячейки типа КСО? Дык, это уже конечно скорее вакуумный выключатель, чем банальный воздушный ножевой рубильник уличного исполнения
Уж больно внешний вид неказистый.
Alexiy написал :
чаще даже не слабенькая КТП причиной, а старые длинные сети тонким проводом и соединения скрутками. Например, полкилометра ВЛ проводом А25 и 30-50 участков на нём. и получим 140 В в конце даже при недогруженной КТП
Тут уж все в руках людей. Как хотят так и живут.
21.05.2015 в 01:35Alexiy написал :
до 250 кВА - вполне достаточно для 250 участков с невысокой степенью электрификации (то есть,
сделаю фото. подскажите по габаритам мощность?
21.05.2015 в 01:36volchenok написал :
По идее с вводом новой ТП старая разгрузится и напряжение может прийти в норму.
участок - 50 метров от новой. и очень далеко от старой.
21.05.2015 в 08:21Примерно если только. а на самом трансформаторе разве не написано? На шильдике.
21.05.2015 в 15:05Alexiy написал :
чаще даже не слабенькая КТП причиной, а старые длинные сети тонким проводом и соединения скрутками. Например, полкилометра ВЛ проводом А25 и 30-50 участков на нём. и получим 140 В в конце даже при недогруженной КТП
ППКС. Падение на проводах больше похожих ни нитки это страшное дело. А любой транс от такой перегрузки оччень бысто загнется..
21.05.2015 в 15:41Serafim написал :
Падение на проводах больше похожих ни нитки это страшное дело.
Ну, почему же страшное? Обыденное.
Serafim написал :
А любой транс от такой перегрузки оччень бысто загнется..
обычно на низкой стороне автоматы или хотя бы плавкие вставки установлены - они потребляемый ток ограничивают. Если никто там не нахимичил с номиналами, то фигли трансформатору будет? Он вероятнее от времени проржавеет и масло вытечет.
21.05.2015 в 15:49Alexiy написал :
обычно на низкой стороне автоматы или хотя бы плавкие вставки установлены - они потребляемый ток ограничивают. Если никто там не нахимичил с номиналами, то фигли трансформатору будет? Он вероятнее от времени проржавеет и масло вытечет.
Всего пару раз заходил внутрь ТП с работником, у которого были и допуск и ключи. И оба раза он сказал, что нахимичино всего там много. Тем более если от перегруза по току вырубает по несколько раз в день..
21.05.2015 в 23:46Alexiy написал :
а на самом трансформаторе разве не написано? На шильдике.
на столбе - не допрыгну.
22.05.2015 в 08:03частенько прям на баке крупными буквами мощность пишут
мощность трансформатора легко вычислить по номиналу автомата на низкой стороне, если он адекватно выбран
Мощность подстанции вы не написали, но судя по габариту вводного автомата по низкой стороне мощность в пределах 250 кВа. Для такой мощности допускается исполнение без вводного аппарата по высокой стороне. Проще говоря, достаточно того, что сделано у вас: разъединитель на столбе и высоковольтные предохранители в высоковольтном отсеке подстанции. Выключатель нагрузки в вашем случае применять не требуется. Разумеется обслуживание подстанции должен выполнять персонал имеющий соответствующие категории допуска, а не электрик дядя Вася, у которого просто есть ключи.
22.05.2015 в 10:38Телескоп в помощь или последовательно два бинокля
Это мое мнение и его не навязываю
23.05.2015 в 09:57Ким написал :
Телескоп в помощь или последовательно два бинокля
Телескоп на расстояние менее нескольких км. вообще не форусируецца, а последовательно два бинокля - это серьезная технология. Хорошо, что условный противник пока о ней не знает.. Наверное все-таки тут рулит подзорная труба - за реальные деньги реальная оптика.
23.05.2015 в 10:20Serafim написал :
Телескоп на расстояние менее нескольких км. вообще не форусируецца, а последовательно два бинокля - это серьезная технология. Хорошо, что условный противник пока о ней не знает.. Наверное все-таки тут рулит подзорная труба - за реальные деньги реальная оптика.
В таких случая хорошо помогает "заркалака" и телеобъектив на 70-300мм
23.05.2015 в 10:23зафлудили тему. овощеводы
23.05.2015 в 13:53именно штатно ВН-ом можно и нужно оперировать под нагрузкой
23.05.2015 в 14:25ВТБ! написал :
В аварийной ситуации. Но не штатно же.Ёжек написал :
. именно штатно ВН-ом можно и нужно оперировать под нагрузкой .
Как раз-то для коммутации нагрузки ВН и предназначен, а для аварийных ситуаций - предохранители ставятся "за компанию" с ними. Это стандартная нормальная схема.
В любом случае, перед тем как отключить с помощью ВН транс надежнее будет если его предварительно разгрузить. А отключать под нагрузкой в "крайнем случае" .
Это мое мнение и его не навязываю
23.05.2015 в 18:22После кап. ремонта есть смысл высокую сторону ТП передать по акту на баланс в сетевую организацию и забыть как страшный сон. После капремонта они обычно ведуться на это.
Правда не понятно в каком состоянии ВЛ. Может подсуетиться и через ростехнадзор, как бесхозяйные сети, на них же повесить?
А то на фото видно, в заднике ТП уже склад неликвида организовали. Комплекта защитных средств не наблюдается. Как и везде в СНТ.
Glaen21 написал :
А то на фото видно, в заднике ТП уже склад неликвида организовали. Комплекта защитных средств не наблюдается. Как и везде в СНТ.
Во-во.
Судя по фотографиям, видно что сторона 0,4 кВ недавно отремонтирована капитально и с хорошими финансовыми затратами.
Новые кабель 0.4 кв от трансформатора до вводного автомата, вводной автомат 0,4 кВ, трансформаторы тока для электросчетчика, новые шины 0,4 кВ, разводка до отходящих автоматов 0,4 кв, отходящие автоматы 0,4 кВ, новые отходящие кабели
Новый электросчётчик, даже клеммная коробка перед счётчиком, которая потом пломбируется.
Вот что за устройство в верхнем левом углу, не пойму.
Теперь высокая сторона 6 кВ.
Что имеем. Линейный разъединитель, ошиновка 6 кВ до КТП, далее предохранители. Старые разрядники, разве что. Нормальная схема.
Такое впечатление, что председателю по ушам наездили .И теперь председатель пытается что-то с сетевиками провернуть.
Что можно сделать при данной схеме.
Линейный разъединитель на столбе останется по любому.
Замена предохранителей? Зачем. Да и на что?
Выключатели нагрузки, здесь уже описывали, отключают номинальные токи, если меньше, то образования газа от дуги не происходит.
Выключатель, вообще не понятно. Если ставим вместо предохранителей, то что он будет отключать? Если местное управление , то сильно шикарно.
Отключать ненагруженный трансформатор вполне получается у разъединителя, который находится на столбе.
Ну а если ставить комплект защит на вновь монтируемый выключатель, то это вообще колоссальные деньги, потраченные впустую.
Ваше КТП по высокой стороне нормально защищается защитами питающей Вас подстанции. Трансформатор защищается предохранителями.
Интересно, раз председатель затеял, то его уже не свернёшь. Разве что заменить разрядники на ОПН.
Ну, а свалку из КТП надо убрать из обоих отсеков.
Монтаж коммутационных аппаратов до 10 кВ
Разъединители предназначены для отключения и включения под напряжением участков электрической цепи или отдельных аппаратов при отсутствии нагрузочных токов. Представляют собой коммутационный аппарат с видимым местом разъединения в воздухе. Видимый разрыв цепи при отключенных разъединителях наглядно подтверждает возможность безопасного приближения к отсоединенным частям электроустановки. При условиях, определенных ПУЭ и ПТЭ, допускается включение и отключение разъединителями зарядных токов воздушных и кабельных линий, тока холостого хода трансформаторов и токов небольших нагрузок.
Рис. 1. Проверка положения ножей разъединителей по отношению к неподвижным контактам: а — неправильное, б — правильное: 1 — нож; 2 — неподвижный контакт; 3 — ось симметрии
Ревизию разъединителей с приводами и устранение обнаруженных дефектов, как правило, производят в мастерской. Там же комплектуют опорные конструкции, крепежные детали и материалы, которые вместе с разъединителем и приводом транспортируют к месту установки. Разъединитель и привод устанавливают таким образом, чтобы осевые линии, выверенные по отвесу и уровню, не отклонялись более чем на ±2 мм.
Завершающей операцией при монтаже разъединителей является их регулировка. При этом проверяют и регулируют центровку ножей и их положение относительно неподвижных контактов (рис. 1); угол поворота ножей при отключении; синхронность включения ножей трехполюсных разъединителей; плотность прилегания контактов; давление контактных пластин на ножи разъединителя; работу привода и сигнальных контактов. Контролируют также действие ограничительных устройств привода и измеряют усилие вытягивания ножа из неподвижного контакта (рис. 2).
Рис. 2. Измерение усилия вытягивания ножей разъединителя: 1 — нож; 2 — приспособление; 3 — динамометр; 4 — основание
Монтаж выключателей нагрузки.
Выключатели нагрузки или разъединители мощности предназначены для отключения токов нагрузки в электроустановках небольшой мощности, рассчитанных в нормальном режиме на напряжение 6—10 кВ.
Выключатель нагрузки ВНП-17 отличается от выключателя ВНП-16 наличием устройства для автоматического отключения при перегорании вставок предохранителя любой фазы.
Установка выключателя нагрузки допускается только в вертикальном положении на стене или специальной конструкции. Раму выключателя подвешивают на двух болтах, выверяют по уровню и отвесу, определяют толщину необходимых прокладок и места их установки. Затем приступают к попеременной затяжке болтов, одновременно контролируя правильность попадания ножей в горловины дугогасительных камер. После окончательной затяжки крепежных болтов следует еще раз убедиться в правильном вхождении ножей в камеры.
Все сочленения с приводом выполняют так же, как и при монтаже разъединителей. После установки на место выключателя и закрепления рамы проверяют отсутствие перекосов и нарушения центровки ножей и обеспечения последовательности включения и отключения главных и дугогасительных контактов. Регулировку полного вхождения в гасительные камеры производят путем изменения длины тяги. Опробование выключателя нагрузки производят путем 25 включений и отключений, после которых не должно наблюдаться нарушения регулировки работы выключателя с приводом.
Монтаж масляных выключателей.
Подстанции и распределительные устройства на напряжение до 10 кВ промышленных предприятий комплектуются малообъемными (горшковыми) выключателями типов ВМГ-10, ВМП-10 и др., имеющими малые габариты и массу. Контакты таких выключателей облицованы дугостойкой металлокерамикой, что значительно увеличивает срок их службы. Дугогасительные устройства легко доступны для осмотра и ревизии, после осмотра не требуют повторной регулировки. Выводы допускают непосредственное присоединение алюминиевых шин.
Выключатель ВМП-10 поставляют в отрегулированном состоянии, без масла. Его установка сводится к укреплению рамы болтами на основание, проверке вертикальности аппарата, соединения выключателя с приводом и токоведущих частей с шинами РУ. При ревизии после монтажа и в эксплуатации выключатель осматривают, проверяют состояние его внутренних частей. Для этого с каждого полюса снимают нижнюю крышку с неподвижным контактом, распорный цилиндр и, проверив состояние внутренних частей, вновь устанавливают снятые детали. Нижняя крышка должна плотно прилегать к фланцу. Выключатель заливают чистым и сухим трансформаторным маслом до уровня по маслоуказателю; при этом проверяют наличие и количество масла в буфере. Затем проверяют регулировочные данные выключателя: ход подвижных контактов (240—245 мм), одновременность их замыкания и размыкания.
Монтаж приводов к выключателям.
Для управления выключателями применяют следующие приводы: электромагнитный ПЭ-11 и пружинный ПП-67 — для ВМГ-10; электромагнитный ПЭ-11 и пружинный ППМ-10 — для ВМП-10.
Приводы для перечисленных масляных выключателей поступают на монтаж в собранном и отрегулированном виде. Монтаж малообъемных выключателей и приводов производят в мастерских, где их подвергают ревизии и предварительной регулировке. Одновременно в мастерских по рабочим чертежам комплектуют и изготовляют опорные и крепежные конструкции и соединительные детали, необходимые для установки и сопряжения выключателей с приводами. Готовые аппараты в комплекте с деталями доставляют на монтажную площадку для установки. На месте монтажа привод крепят, соединяют с выключателем и проверяют их совместное действие.
Монтаж опорных и проходных изоляторов.
Опорные и проходные изоляторы предназначены для электрической изоляции токоведущих частей друг от друга и от земли, а также для крепления шин к стенам, конструкциям и т. п.
По способу установки и назначению изоляторы делятся на подстанционные и аппаратные, опорные, проходные и подвесные (последние называют также линейными). Кроме того, изоляторы изготовляют для внутренней и наружной установки.
До начала монтажа тщательно осматривают изоляторы, проверяют прочность армирования, состояние фарфора, отсутствие отбитых краев и сколов; поверхность изолятора очищают, а в проходных изоляторах, кроме того, зачищают и смазывают техническим вазелином поверхность токоведущего стержня или шины.
Опорные изоляторы сначала устанавливают в крайних точках линии шин. Между ними натягивают шнур (или проволоку), а затем по шнуру устанавливают и выравнивают по высоте все изоляторы, подкладывая в случае необходимости под их основания толь или картон, а при установке на металлических конструкциях — листовую сталь. Прокладки не должны выступать за фланцы изоляторов, которые в свою очередь не должны быть «утоплены» в перегородках или стенах.
Монтаж шин.
Для ошиновок закрытых распределительных устройств применяют плоские шины из алюминия и его сплавов. При токе до 200 А используют также плоскую, круглую или трубчатую сталь.
Технологические операции при выполнении ошиновки закрытых РУ и ПС включают правку, резку, гнутье и монтаж контактных соединений. При отсутствии комплектных камер заводского изготовления работы по ошиновке для РУ цеховых ПС (обработка контактных поверхностей, сварка соединений, сверление для болтовых соединений и гнутье) выполняют в мастерских по эскизам, составленным по предварительным замерам.
Рис. 3. Виды изгибов шин: а — на плоскость; б — на ребро; в — «штопором»; г — «уткой»
Изгибание шин производят по эскизам и шаблонам, изготовленным из стальной проволоки диаметром 3—15 мм, при замерах на месте. Виды изгибов шин приведены на рис. 3.
Алюминиевые и медные шины на изоляторах устанавливают и крепят различными способами в зависимости от количества шин в каждой фазе (рис. 4). Для установок, работающих на большие токи, обычно применяют многополосные шины, блоки шин и шинопроводы, заранее изготовленные в мастерских.
Рис. 4. Способы крепления шин: а — однополосных — плоским болтом;
а — однополосных, б — плоскими болтами и планкой; в — круглых (на головке изолятора) — скобой; г — многополосных плоских — плашмя в шинодержателях; д — многополосных плоских — на ребро в шинодержателях; 1 — шина; 2, 4 — соответственно пружинящая и нормальная стальная шайбы; 3 — болт; 5 — планка; 6 — скоба; 7 — верхняя планка из стали или немагнитного материала; 8 — шпилька; 9 — вкладыш; 10 — нижняя планка; 11 — прокладка из электрокартона
В однополосных шинах, укрепляемых на головках изоляторов, делают овальные вырезы для компенсации изменения длины шины при нагревании ее током. При креплении многополосных шин между верхней планкой шинодержатели и пакетом шин оставляют зазор 1,5— 2 мм. Изменения шин вследствие нагрева напрямую зависят от их длины, поэтому на длинных участках ошиновки (более 20—30 м) устанавливают компенсаторы. В середине такого участка на одном шинодержателе выполняют жесткое крепление, на остальных шины крепят свободно с указанным зазором.
Компенсаторы состоят из набранных в пакет тонких (0,1—0,25 мм) медных или алюминиевых (соответственно материалу шин) лент, суммарное сечение которых равно сечению шины. Ленты по концам, сваренные в общий монолит, как правило, приваривают встык в месте разреза шин. Контактные соединения жестких шин при монтаже современных ПС и РУ выполняют преимущественно электросваркой, иногда используют болты и сжимы. Для соединения гибких шин и присоединения их к аппаратам применяют болтовые и прессуемые зажимы. Болтовые соединения жестких шин внахлестку с помощью сквозных болтов или сжимных накладок (плит) используют только в случае присоединения к аппаратам или в местах, где необходим разъем шин. В остальных случаях, как правило, применяют сварку. Контакт плоских алюминиевых шин с медными стержневыми выводами аппаратов, рассчитанных на токи 600 А и более, осуществляют специальными медно-алюминиевыми переходными пластинами. (Медно-алюминиевая пластина состоит из отрезков медной и алюминиевой шин, сваренных встык на сварочной машине.)
Подготовка и включение в работу
6. ПОДГОТОВКА К ВВОДУ ТРАНСФОРМАТОРОВ В ЭКСПЛУАТАЦИЮ И ВКЛЮЧЕНИЕ ИХ В РАБОТУ.
6.1. Подготовка трансформаторов к работе при первом включении и после ремонта.
6.1.1. Новый трансформатор или трансформатор, находящийся в эксплуатации, может быть введен в работу после окончания монтажных, наладочных или ремонтных работ на трансформаторе и его оборудовании устройств вторичной коммутации при условии соответствия результатов испытаний трансформатора требованиям РД 16.363-87, инструкций по эксплуатации составных частей трансформатора или ГКД 34.20.302-2002 (после ремонта).
6.1.2. При первом включении трансформатора после монтажа или после ремонта, связанного с отсоединением или заменой цепей вторичной коммутации, необходимо проверить воздействие устройств релейной защиты и автоматики (далее – РЗА) трансформатора на отключение выключателей, установленных в его цепи, и ввести эти устройства в работу согласно местной инструкции по эксплуатации устройств РЗА.
6.1.3. На термометрах манометрических и датчиках температуры выполнить следующие уставки:
- 95 °С - термосигнализатор, который сигнализирует о граничной температуре верхних слоев масла трансформатора с системой охлаждения типа “Д”;
- 55 и 50 (40 и 35) °С - соответственно замыкающий и размыкающий контакты термосигнализатора, который используется в схеме управления системой охлаждения трансформатора типа “Д”;
- 5 °С - датчики температуры, которые используются в схеме управления подогрева шкафа привода устройства РПН и ШАОТ;
- минус 25 °С - датчики температуры, которые используются в схеме управления приводами РПН (проверяется согласно с паспортом датчика).
6.1.4. Осмотреть трансформатор, электрооборудование его первичной цепи, убедиться в его исправном состоянии.
При внешнем осмотре трансформатора проверить:
- отсутствие повреждений, нарушений герметичности и маслоплотности, следов коррозии;
- состояние изоляторов вводов (отсутствие трещин и сколов фарфора, загрязнений, протекания масла через уплотнения, следов перекрытия и др.) ;
- состояние фланцевых соединений бака и других узлов (вводов, устройств РПН, термосифонных фильтров);
- отсутствие посторонних предметов, которые влияют на работу трансформатора;
- целостность и исправность измерительных и защитных устройств (манометрических сигнализирующих термометров, газового реле, защитных реле баков контакторов устройств РПН, маслоуказателей, манометров на герметичных вводах);
- состояние видимых контактных соединений и заземлений;
- показания маслоуказателей расширителей на соответствие средней температуре масла в баке трансформатора и в баке контактора устройства РПН
- уровень масла в расширителе неработающего трансформатора должен быть на уровне, соответствующему средней температуре масла в трансформаторе, который устанавливается примерно в соответствии с среднесуточной температурой окружающего воздуха. Уровень масла в отсеке расширителя бака контактора устройства РПН при положительной температуре масла должен соответствовать приблизительно середине шкалы маслоуказателя. В трансформаторе, находящемся в работе, уровень масла должен быть примерно на отметке, соответствующей температуре верхних слоев масла трансформатора.
- проверить уровень масла и состояние индикаторного силикагеля в высоковольтных негерметичных вводах, давление масла в высоковольтных герметичных вводах в соответствии с инструкцией по эксплуатации вводов;
- состояние индикаторного силикагеля в воздухоосушителях;
- уровень масла в масляных затворах воздухоосушителей;
- состояние узлов передачи устройств РПН (отсутствие поломок шарнирных и нониусных муфт, отсутствие нарушений стопорения и покрывания ледом узлов передачи, наличие смазки;
- состояние приводов устройств РПН и взаимное соответствие показаний указателей положения привода и переключающего устройства, а также указателя положений устройства РПН на щите управления;
- состояние ШД, ШАОТ и аппаратуры в них;
- работу схемы обогрева ШАОТ привода устройства РПН;
- состояние системы охлаждения и ее работоспособность.
Дополнительно необходимо проверить:
- открытое положение отсечного клапана (при наличии);
- соответствие положения вентилей на маслопроводах (от расширителей к бакам трансформатора и контакторов устройств РПН ), а также на маслопроводах доливки масла обозначенного на схеме установки расширителя;
- открытое положение запорной арматуры на маслопроводах системы охлаждения, термосифонных и адсорбционных фильтров;
- состояние заземления бака выводов нейтрали обмоток трансформатора, если не предусмотрено ее разземление;
- показания термосигнализаторов и соответствие выставленных на них уставок, указанным в 6.1.3.;
- состояние электрооборудования и ошиновки цепи трансформатора, обращая внимание на подключение вентильных разрядников или ограничителей перенапряжения.
- в зимнее время проверить исправность обогрева шкафа приводного механизма устройства РПН, шкафа автоматики охлаждения трансформатора (ШД).
Кроме того, кратковременным (до появления течи масла) открытием крана на крышке газового реле необходимо удалить из него воздух. Произвести выпуск воздуха через предусмотренные конструкцией трансформатора пробки.
Подготовить к вводу в работу схему управления устройством РПН трансформатора, для чего необходимо:
- в шкафу привода РПН установить в положение “ Д “ (дистанционное) переключатель режима управления устройства РПН;
- на панели щита управления установить в положение “ Д” (Дистанционное) переключатель режима управления устройства РПН;
- подать напряжение 0,23 (0,4) кВ в схему управления устройства РПН;
- с целью очистки контактной системы от окиси и шлама выполнить не менее десять циклов переключения по всему диапазону РПН и ПБВ
- установить переключающее устройство в требуемое положение и зафиксировать. Проверить соответствие указателя положения приводного механизма устройства РПН в шкафу привода указателю положения переключающего устройства на панели управления.
6.1.7. В зимнее время при температуре окружающего воздуха ниже минус 25 °С указанные в п. 6.1.6. переключения устройства РПН не производить.
6.1.8. Установить в необходимое положение привод устройства ПБВ и проверить его застопоренное положение.
6.1.9. Произвести необходимые измерения на предмет соответствия действительному установленного положения переключающих устройств: для устройств ПБВ – во всех случаях, для устройств РПН – в зависимости от состояния трансформатора по результатам предыдущей эксплуатации.
6.2. Подготовка трансформаторов к работе в процессе текущей эксплуатации
6.2.1. Подготовку трансформаторов к работе после простоя длительностью менее 3 месяцев, когда ни на одну обмотку не было подано напряжение, необходимо производить согласно требованиям п.п. 6.14. - 6.1.7. настоящей инструкции. При этом допускается провести только 2-3 цикла переключений устройств ПБВ и РПН.
Необходимо ввести в работу устройства РЗА трансформатора и, при необходимости, проверить их воздействие на коммутационные устройства в цепи трансформатора.
6.2.2. Подготовку трансформатора к работе после простоя в резерве длительностью более трех месяцев и более, когда ни на одну из его обмоток не было подано напряжение, необходимо производить согласно с п. 6.2.1., но в этом случае дополнительно:
- отобрать пробу масла из бака трансформатора и проверить его пробивное напряжение, влагосодержание, газосодержание;
- отобрать пробу масла из бака контактора устройства РПН и проверить пробивное напряжение и влагосодержание масла;
Результаты проверок должны соответствовать требованиям пунктов приложения настоящей инструкции. При несоответствии качества масла требованиям вышеуказанных пунктов необходимо выяснить и устранить причину ухудшения характеристик масла.
- произвести измерения характеристик изоляции (R60 и tgd) трансформатора и оценить полученные результаты в соответствии с РД 16.363 – 87 или ГКД 34.20.302 – 2002 с учетом результатов предыдущих испытаний.
6.2.3. Подготовку трансформатора к работе после его автоматического отключения действием защит от внутренних повреждений необходимо производить в такой последовательности.
6.2.3.1. По действию сигнальных устройств определить типы защит, срабатывание которых привело к отключению трансформатора.
6.2.3.2. Произвести внешний осмотр трансформатора и оборудования с целью выяснения причины отключения трансформатора.
6.2.3.3. Осмотреть газовое реле и отобрать пробы газа и масла для проверки газа на горючесть и проведения химического анализа.
Отобрать пробы масла из бака трансформатора для проведения анализа, если причины отключения не объясняются неправильным действием релейной защиты или повреждением оборудования, входящего в зону действия сработавшей защиты.
6.2.3.4. Провести электрические испытания и измерения трансформатора в следующем объеме: замер сопротивления изоляции, тока холостого хода, напряжения короткого замыкания, сопротивления обмоток постоянному току.
6.2.3.5. При отключении трансформатора действием реле бака контактора дополнительно руководствоваться указаниями п.7.4.3.2. настоящей инструкции.
6.2.4. Трансформатор необходимо вывести в ремонт в случае:
- его видимого повреждения;
- если газ горючий;
- если в газе содержатся (по результатам физико-химического анализа и хроматографического анализа растворенных в масле газов) продукты разложения изоляции или масла, подтвержденные результатами электрических испытаний и измерений;
- неудовлетворительных результатов электрических испытаний и измерений;
При срабатывании защитного реле бака контактора РПН трансформатор выводится из работы для ревизии контактора.
После окончания ремонта трансформатора его необходимо испытать в соответствии с п.8.2.2. настоящей инструкции. При соответствии результатов испытаний требованиям ГКД 34.20.302 – 2002 трансформатор необходимо подготовить к включению в работу согласно п. 6.2.1. настоящей инструкции.
6.2.5. В случае отключения трансформатора действием защит от внешних повреждений при отсутствии при этом признаков повреждения его первичной цепи, трансформатор может быть включен в работу без проверок.
6.2.6. Если причиной отключения явилось ложное срабатывание защит, трансформатор следует включать в работу после устранения неисправности.
6.2.7. Во всех случаях включение трансформатора в работу после его автоматического отключения производится с разрешения главного инженера предприятия.
6.2.8. Подготовку к работе комплектующих изделий и составных частей трансформатора после выполнения ремонтных или профилактических работ на них выполнить в соответствии с указаниями инструкций по эксплуатации.
6.3. Включение трансформаторов в работу.
6.3.1. После выполнения подготовительных работ и получения разрешения на ввод трансформатора в работу необходимо собрать его схему первичных соединений согласно указаний местной инструкции по оперативным переключениям.
6.3.2. Включать трансформатор следует не раньше чем через 12 часов после последней заливки масла в трансформатор. По окончании работ, связанных с частичным сливом масла, допускается включение трансформатора в работу через 6 часов после доливки масла.
6.3.3. Включать трансформатор в работу следует толчком на полное напряжение со стороны ВН, СН или НН.
Перед включением необходимо проверить отсутствие воздуха в газовом реле путем кратковременного открытия вентиля на газовом реле до появления масла.
После включения необходимо в течение не менее 12 часов осуществлять контроль за появлением воздуха в газовом реле трансформатора, периодически открывая вентиль газового реле и выпуская скопившийся воздух с соблюдением необходимых мер безопасности.
При первом включении после монтажа или ремонта трансформатор следует включать на холостой ход при отключенных вентиляторах системы охлаждения не менее чем на 30 минут для прослушивания и наблюдения за его состоянием.
При первом включении после монтажа при наличии выключателей со стороны питания рекомендуется осуществить от трех до пяти включений трансформатора толчком на номинальное напряжение для проверки отстройки его защиты от толчков намагничивающего тока.
На панелях защит и сигнализации необходимо проверить отсутствие сигналов неисправности трансформатора. При их наличии необходимо устранить причину неисправности, после чего включить трансформатор под нагрузку.
Вентиляторы обдува должны включаться автоматически при достижении температуры масла 55 °С или при номинальной нагрузке независимо от температуры масла. Дутье должно отключаться при снижении температуры масла до 45 - 50 °С, если при этом ток нагрузки менее номинального.
6.3.5. Включение трансформаторов на полную нагрузку в зимнее время допускается при температуре верхних слоев масла минус 40 °С и выше в трансформаторах с охлаждением вида М и Д.
Читайте также: