Инструкция по эксплуатации ТП и РП 6-10/0.4 кВ - файл n1.doc

приобрести
Инструкция по эксплуатации ТП и РП 6-10/0.4 кВ
скачать (148.5 kb.)
Доступные файлы (1):
n1.doc149kb.07.07.2012 03:59скачать
Победи орков

Доступно в Google Play

n1.doc






________________________

«СОГЛАСОВАНО» «УТВЕРЖДАЮ»


ЗАМ. ДИРЕКТОРА

______________________ ______________________

«____»__________ 2008г. «____»__________ 2008г.

ИНСТРУКЦИЯ № Э-2
ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ ОБОРУДОВАНИЯ

РП-6 (10) кВ, ТП- 6(10)/0,4 кВ
Инструкция обязательна:
1. Для персонала по обслуживанию электрооборудования.

2. Для оперативного и оперативно производственного персонала

3. Для ИТР ЭВС и ЭХЗ.
_____________

2008 г.

ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ



1.1. Настоящая инструкция распространяется на все типы трансформаторных подстанций 6-10/0,4 кВ, находящихся в эксплуатации __________________.

1.2. Эксплуатация оборудования трансформаторных подстанций 6-10/0,4 кВ производится в соответствии с требованиями Правил технической эксплуатации электроустановок потребителей, ПУЭ, ПБЭЭП, положениями настоящей инструкции и другими нормативными документами.

1.3. Эксплуатацию оборудования трансформаторных подстанций 6-10/0,4 кВ осуществляет специализированный персонал, прошедший обучение и имеющий необходимую группу по электробезопасности и допуск на производство работ в действующих электроустановках

1.4. Капитальный ремонт оборудования трансформаторных подстанций 6-10/0,4 кВ производится, как на месте их установки так и в ремонтном цехе.

1.5. Измерение сопротивления изоляции оборудования трансформаторных подстанций 6-10/0,4 кВ производит специально обученный и имеющий право на выполнение этих работ персонал.
1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О НАЗНАЧЕНИИ И ОСНОВНЫХ ОСОБЕННОСТЯХ РП, КТП, МТП, ЗТП

Подстанцией называется электроустановка, служащая для преобразования и распределения электроэнергии и состоящая из трансформаторов, распределительных устройств, устройств управления и вспомогательных сооружений. Трансформаторные подстанции 6-10/0,4 кВ питают распределительные трехфазные четырех-проводные линии 0,4 кВ с заземленной нейтралью.

Распределительный пункт (РП) – это распределительное устройство, предназначенное для приема и распределения электроэнергии на одном напряжении без преобразования и трансформации, не входящее в состав подстанции.

В РП одно или несколько присоединений являются питающими, а остальные – распределительными. Распределительный пункт представляет собой распределительное устройство, состоящее из нескольких секций сборных шин, камер для оборудования, коридора управления и помещения для установки устройств защиты, автоматики и телемеханики.

Сборные шины размещают в верхней части РП горизонтально на расстоянии не менее 0,5 м от перекрытия. Расстояние между сборными шинами различных фаз должно быть не менее 100 мм при напряжении 6 кВ и 130 мм при 10 кВ. Шины крепят к опорным изоляторам, установленным на металлических конструкциях или бетонных стенах. Секции шин РП разделяют секционным выключателем с секционными разъединителями.

Камеры РП в зависимости от вида установленного в них оборудования делятся на камеры выключателей, измерительных трансформаторов напряжения, разрядников, разъединителей. В камерах выключателей установлены линейные разъединители с заземляющими ножами, трансформаторы тока, выключатели, шинные разъединители с заземляющими ножами. В камере трансформатора напряжения находятся трансформатор напряжения, предохранители и шинный разъединитель с заземляющими ножами, а также установлены заземляющие разъединители шин.

Во избежание ошибочных операций с разъединителями в камерах выключателей имеется блокировка, допускающая отключение разъединителей только при отключенном выключателе. Обычно применяют механическую блокировку.

В камерах с заземляющими разъединителями имеется дополнительная механическая блокировка, не позволяющая включить заземляющие ножи при включенном шинном или линейном разъединителе и, наоборот, шинный или линейный разъединитель при включенных заземляющих ножах.

В распределительном пункте имеются также измерительные приборы, реле защиты и автоматики, заземляющее устройство.

Коридор управления представляет собой помещение, где установлены приводы выключателей и разъединителей.

Широкое применение находят РП, совмещенные с трансформаторной подстанцией. В состав такой ТП входит распределительное устройство 6, 10 кВ, один или два силовых трансформатора и распределительное устройство 0.4 кВ.

Комплектная трансформаторная подстанция (КТП) - это подстанция, состоящая из трансформатора и распределительных щитов, поставляемых в собранном или полностью подготовленном для сборки виде. Силовой трансформатор монтируется на салазках. Разъединитель располагается на концевой опоре линии. Комплектная трансформаторная подстанция может устанавливаться на фундаменте, блоках, ж/б приставках. Высота от земли до токоведущих частей высокого напряжения должна быть не менее 4,5 м. При выполнении данного условия ограждать КТП не обязательно.

Мачтовая трансформаторная подстанция (МТП) – это подстанция, основные элементы которой расположены на сложной деревянной или ж/б конструкции.

Преимуществом такой подстанции является ее долговечность, связанная с отсутствием подвергающегося коррозии корпуса, рассредоточенности оборудования на значительном расстоянии друг от друга.

Недостатком такой подстанции является неудобство при обслуживании трансформатора, при необходимости замены высоковольтных предохранителей, так как эти элементы расположены на значительной высоте.

На мачтовой трансформаторной подстанции монтируют один понижающий трансформатор мощностью до 400 кВА. Трансформатор устанавливают на площадке, устроенной на сложной деревянной или ж\б опоре. Площадку устраивают на высоте не менее 3м от земли и окружают перилами. Выше трансформатора размещают предохранители наружной установки, разъединитель и разрядники. Разъединитель устанавливают на высоте не менее 2,5 м от площадки.

На высоте 0,9-1,1 м от земли размещают на площадке в закрытом металлическом шкафу распределительный щит 0.4 кВ с рубильниками и предохранителями или автоматическими выключателями. Проводку от силового трансформатора до распределительного щита и вывода линий 0.4 кВ выполняют в трубах для защиты от механических повреждений. Изоляторы для крепления ВЛ 0.4 кВ располагают на высоте не менее 3,5 м от уровня земли.

Закрытая трансформаторная подстанция (ЗТП) – это подстанция, все элементы которой находятся в закрытом помещении, строительная часть которого выполнена из кирпича или бетонных блоков. Подстанции такого типа выполняются, как правило, двух трансформаторными.

На стороне 10(6) кВ, как правило, имеются две секции шин, питающихся от двух линий 10(6) кВ, что дает возможность устанавливать по стороне 10(6) кВ АВР. Высоковольтное оборудование размещено в ячейках типа КСО.

На стороне 0,4 кВ так же предусматриваются две секции шин, что в значительной степени повышает надежность электроснабжения потребителей и возможность обслуживания силовых трансформаторов без отключения потребителей.

Закрытая трансформаторная подстанция является наиболее совершенным видом подстанций.

ЗТП делятся на два основных вида. ЗТП зального типа представляет собой кирпичное или железобетонное здание, в котором установлены распределительное устройство 6, 10 кВ, один или два силовых трансформатора и распределительное устройство 0.4 кВ. В ЗТП зального типа коммутационная аппаратура напряжением 6, 10 кВ, оборудование 0.4 кВ и силовые трансформаторы находятся в одном помещении. ЗТП состоящие из нескольких помещений с отдельными входами, в которых раздельно расположены распределительное устройство 6, 10 кВ, 0.4 кВ и силовые трансформаторы.

Оборудование распределительных устройств 6, 10 кВ монтируют в камерах типа КСО-366( комплектное сборное распределительное устройство одностороннего обслуживания ) и КСО-272.

Камеры КСО-366 предназначены для установки разъединителей, предохранителей, выключателей нагрузки, трансформаторов напряжения, разрядников. Камеры КСО-272 предназначены для размещения масляных выключателей ВПМ-10 и ВМП-10 с приводами ПЭ-11 и ПП-67, выключателей ВПМП-10 и ВМПП-10 с приводом ППВ-10 и такой же аппаратуры, что и в камерах КСО-366.

2. ОБОРУДОВАНИЕ РП, РП-ТП, ЗТП, КТП, МТП 6,10/0,4 кВ

В зависимости от типа и конструкции они могут содержать следующие основные элементы:


3. СИЛОВОЙ ТРАНСФОРМАТОР

Силовой трансформатор является основным элементом трансформаторных подстанций.

Силовой трансформатор – это статический электромагнитный аппарат, предназначенный для преобразования электрической энергии переменного тока одного напряжения в электрическую энергию другого напряжения при неизменной частоте переменного тока. С помощью трансформаторов 10(6)/0,4 кВ осуществляется понижение напряжения от 10(6) кВ, на котором обеспечивается распределение электроэнергии, до уровня 0,4 кВ, которое используется у потребителей. Эксплуатация силовых трансформаторов выполняется в строгом соответствии с требованиями Инструкции по эксплуатации силовых трансформаторов 10(6)/0,4кВ-2008.
4. РАЗЪЕДИНИТЕЛИ 6,10 кВ

4.1. КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА

Разъединители применяют для присоединения ТП к ВЛ-6,10кВ, для секционирования сети, присоединения ответвлений от магистральных ВЛ и предназначены для отключения и включения цепей высокого напряжения , с созданием видимого разрыва (при отключении), для отключения участка электроустановки при производстве работ. Разъединители не имеют специальных устройств для гашения дуги при разрыве электрической цепи с токами большой величины. Разъединителями КТП можно отключать и включать холостой ход трансформатора подстанции (нагрузка трансформатора отключается выключателем на стороне низкого напряжения) и токи нагрузки до 15А (для разъединителей наружной установки). Конструкции разъединителей на напряжение 6 – 10кВ различаются по характеру движения ножей и могут быть разделены по этому признаку на два типа:

1. вертикально-рубящие

2. горизонтально-поворотные

По месту установки различают разъединители для внутренней и наружной установок. Разъединителями внутренней установки производить отключения объектов под нагрузкой запрещается.

Разъединители различаются также по номинальному напряжению – 6, 10кВ, по номинальному току - 200, 400А и т.д. Подвижные токоведущие части разъединителей в отключенном состоянии не должны быть под напряжением (ПУЭ, п.4.1.9).

На приводах разъединителей должны быть четко указаны положения «Включено» и «Отключено» (ПУЭ, п.4.1.11).

Наименьшее расстояние от токоведущих частей разъединителей в отключенном положении должно быть (ПУЭ, п. 4.2.63):


№ п/п

Наименование расстояния

Изоляционные расстояния, мм, для напряжения, кВ

6

10

Наруж. уст.

Внутр. уст.

Наруж. уст.

Внутр. уст.

1

До заземленных конструкций и частей здания

200

90

200

120

2

До ошиновки своей фазы, присоединенному ко второму контакту

240

110

240

150

3

До ошиновки других присоединений

950

120

950

150


Расшифровка обозначения разъединителей:
наружная установка внутренняя установка

Р – разъединитель; Р – разъединитель;

Л – линейный; В – высоковольтный;

Н – наружной установки; ? – однополюсный;

Д – двухколонковый; З – с заземляющими ножами;

числитель дроби – номинальное напряжение,

знаменатель дроби – номинальный ток.

По исполнению разъединители бывают однополюсные, трехполюсные и трехполюсные с заземляющими ножами. Однополюсные разъединители обозначают РВО, трехполюсные – РВ и трехполюсные с заземляющими ножами – РВЗ с указанием номинальных напряжений и токов. Разъединители с заземляющими ножами имеют три варианта исполнения: I- заземляющие ножи со стороны разъемных контактов, II- со стороны шарнирных контактов и III- с двух сторон. Например: РВО-10/400- однополюсный, РВ-10/400- трехполюсный и трехполюсный с заземляющими ножами с двух сторон – РВз-10/400-III.

Управление разъединителями производят вручную: однополюсными- с помощью изолирующей штанги, трехполюсными-с помощью рычажного привода ПР. Разъединитель РВз имеет два привода- один для основных, второй для заземляющих ножей, причем предусмотрена блокировка между валами основных и заземляющих ножей, что исключает возможность включения заземляющих ножей при включенном разъединителе и, наоборот, включения разъединителя при включенных заземляющих ножах.

Разъединители наружной установки имеют изоляцию, рассчитанную для работы в неблагоприятных атмосферных условиях, а также повышенную прочность, поскольку операции с ними производят и при гололеде на контактах. Для КТП и МТП применяют разъединители типа РЛН (разъединители с линейным контактом для наружной установки) рубящего типа и РЛНД – двухколонковые поворотного типа. Ножи разъединителей РЛНД выполнены из медных пластин, РЛНДА – из алюминия, однако контактные пластины – из меди, соединенные с алюминием холодной сваркой.

4.2. УСЛОВИЯ ВЫБОРА

4.2.1. По величине номинального напряжения.

4.2.2. По величине продолжительного рабочего тока в нормальном режиме.
4.3. ВОЗМОЖНЫЕ ДЕФЕКТЫ И ПОВРЕЖДЕНИЯ

4.3.1. Возможные повреждения привода разъединителя заключаются в поломке, износе деталей привода разъединителя. Устраняется путем замены или ремонта привода разъединителя при техническом обслуживании.

4.3.2. Дефект контактов разъединителя выражается в повышенном обгорании ножей и губок разъединителя, искрении контактов, перекосе ножей и т.д. Устраняется путем замены поврежденных деталей, регулировки разъединителя или замены разъединителя при техническом обслуживании, капитальном ремонте.

4.3.3. Скол изолятора разъединителя. Выражается в сколе поверхности изолятора разъединителя площадью свыше 1 см2. Устраняется путем замены изолятора при капитальном ремонте.

4.3.4. Загрязнение поверхности изолятора разъединителя. Устраняется путем замены изолятора разъединителя при техническом обслуживании.

4.3.5. Уменьшенное расстояние между ножами и губками разъединителя в отключенном положении. Устраняется путем регулировки или замены привода.
4.4. ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ

При техническом обслуживании разъединителей необходимо выполнить следующие виды работ:


4.5. ТЕКУЩИЙ РЕМОНТ

При текущем ремонте разъединителей необходимо выполнить следующие виды работ:


4.6. ПРОВЕРКИ И ИСПЫТАНИЯ

4.6.1. Измерение сопротивления изоляции необходимо производить мегаомметром на напряжение 2500 В. Наименьшее допустимое значение сопротивления изоляции должно превышать 1000 МОм при приемке в эксплуатацию и 300 МОм после капитального ремонта.

4.6.2. Проверка работы разъединителя с ручным управлением осуществляется выполнением 5ч10 операций включения и отключения при номинальном напряжении.
4.7. КРИТЕРИИ И ПРЕДЕЛЫ БЕЗОПАСНОГО СОСТОЯНИЯ И РЕЖИМОВ РАБОТЫ

При эксплуатации разъединителей к ним предъявляются следующие требования:

- характеристики разъединителей и приводов к ним должны соответствовать типу и параметрам оборудования в которых они применяются

- холостой ход рукоятки привода, вызванный зазорами и упругими деформациями всей системы передачи от рукоятки привода до ножей, наблюдающийся при покачивании рукоятки в момент касания ножей разъединителя его губок, не должен превышать 5о;

- тяги приводов разъединителей внутренней установки должны проходить через скобы-тягоуловители во избежание соприкосновения тяг с токоведущими частями в случае неисправности тяг или соединительных звеньев передачи;

- ножи разъединителей должны правильно (по центру) попадать в неподвижные контакты, входить в них без ударов и перекосов и при включении не доходить до упора на 3-5 мм;

- подстанционный разъединитель КТП должен быть установлен на высоте от земли 6 м, привод – 1,5 м;

- части, остающиеся под напряжением при отключенном положении разъединителя, должны находиться на высоте не менее 2,5 м от уровня площадки обслуживания МТП;

- рукоятки приводов заземляющих ножей должны быть окрашены в красный цвет, а рукоятки других приводов – в цвет оборудования.
5. ВЫКЛЮЧАТЕЛИ НАГРУЗКИ (ВН)

5.1. КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА

Выключатель нагрузки является безмасляным трехполюсным коммутационным аппаратом, снабженным специальным устройством для гашения дуги. Он предназначен для включения и отключения нагрузочных токов цепей, но не токов КЗ. Поэтому, при использовании выключателей нагрузки функцию отключения токов КЗ должны выполнять предохранители, устанавливаемые последовательно с ними, либо выключатели головных участков сети. Кроме конструктивных особенностей, отличие выключателей нагрузки от разъединителей состоит в наличии маломощного газогенерирующего дугогасительного устройства со сменными газогенерирующими вкладышами из органического стекла.

Подвижные токоведущие части выключателей нагрузки в отключенном состоянии не должны быть под напряжением (ПУЭ, п.4.1.9).

На приводах выключателей нагрузки должны быть четко указаны положения «Включено» и «Отключено» (ПУЭ, п.4.1.11). Если выключатель не имеет открытых контактов и его привод отделен стеной от выключателя, то указатели положения «Включено» и «Отключено» должны быть и на выключателе, и на приводе (ПУЭ, п.4.2.18).

В зависимости от конструктивного исполнения выпускают следующие выключатели нагрузки: ВНР-10/400-10зУ3, ВНРп-10/400-10зУ3, ВНРп-10/400-10зпУ3, ВНРн-10/400-10зЗУ3, ВНРн-10/400-10зпЗУ3.

В обозначениях выключателей буквы и цифры означают: В- выключатель, Н- нагрузки, Р- с ручным приводом, п- с предохранителем ПКТ, 10- номинальное напряжение, кВ, 400- номинальный ток, А, 10- номинальную периодическую составляющую сквозного тока короткого замыкания, кА, з- с заземляющими ножами, п- с заземляющими ножами, расположенными за предохранителями, З- устройство для подачи команды на отключение при перегорании предохранителя, У- климатическое исполнение, 3- категория размещения.

Заземляющие ножи на выключателях нагрузки могут быть расположены сверху или снизу выключателя либо за предохранителями ПКТ. Выключатели могут быть снабжены дополнительным устройством для подачи команды на отключение при перегорании предохранителя.

Предохранители ПКТ установлены на полураме, крепящейся к раме выключателя с противоположной стороны ножей заземления. Ножи заземления приварены к валу, который с помощью дополнительных конструкций прикреплен к раме выключателя. Управление заземляющими ножами производят ручным приводом ПР-10, причем валы заземляющих ножей и выключателя нагрузки связаны блокировкой, не позволяющей включать ножи заземления при включенном выключателе и включать выключатель при включенных ножах заземления.

Выключатель нагрузки ВНР-10/400-10з состоит из стальной рамы, на которой укреплены шесть опорных изоляторов. На изоляторах установлены дугогасящее устройство, неподвижные и подвижные контакты. Для быстрого отключения ножей имеются отключающие пружины.

Дугогасящее устройство представляет собой пластмассовую камеру. В которой находятся газогенерирующие вкладыши из органического стекла. Подвижный контакт выключателя перемещается внутри вкладыша. При отключении выключателя нагрузки размыкаются сначала рабочие контакты, затем дугогасительные, при этом между последними образуется электрическая дуга, которая затягивается в узкую щель между вкладышами. Под действием высокой температуры дуги органическое стекло выделяет большое количество газов, давление в дугогасительной камере повышается и газы устремляются к выходу через зазоры между подвижным ножом и вкладышами, образуя продольное дутье, вследствие чего дуга гаснет.

На рис. показан выключатель нагрузки с предохранителем ПКТ и приводом ПРА-17 для включения и отключения выключателя нагрузки. Привод имеет механизм свободного расцепления. Включение производят поворотом рукоятки привода снизу вверх, отключение-вручную, поворотом рукоятки сверху вниз и автоматически. В случае ручного отключения, при повороте рукоятки привода на небольшой угол, механизм свободного расцепления освободит вал выключателя нагрузки и под действием пружины подвижные контакты быстро отделятся от неподвижных. Пружина может быть установлена как на отключение, так и включение выключателя.

5.2. УСЛОВИЯ ВЫБОРА

5.2.1. По величине номинального напряжения

5.2.2. По величине продолжительного рабочего тока в нормальном режиме.

5.2.3. По электродинамической стойкости.

5.2.4. По термической стойкости.

5.2.5. По коммутационной (отключающей и включающей) способности.
5.3. ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ

При техническом обслуживании выключателей нагрузки необходимо выполнить следующие виды работ:


5.4. ТЕКУЩИЙ РЕМОНТ

При текущем ремонте выключателей нагрузки необходимо выполнить следующие виды работ:



5.5. ПРОВЕРКИ И ИСПЫТАНИЯ

5.6.1. Определение степени износа дугогасящих вкладышей производится по следующему критерию. Минимальная толщина стенки вкладышей для выключателей нагрузки должна быть не менее 0,5 мм.

5.6.2. Определение степени обгорания контактов. Обгорание подвижного и неподвижного контактов полюса в сумме не должно превышать 4 мм.

5.6.3.Испытание предохранителей производится при их наличии в конструкции выключателей нагрузки.

6. МАСЛЯНЫЕ ВЫКЛЮЧАТЕЛИ

Для оборудования РП и некоторых ЗТП чаще всего применяют масляные выключатели ( МВ ). Масляные выключатели применяют для отключения и включения электрических цепей при прохождении по ним рабочих токов в нормальных условиях работы и для автоматического отключения этих цепей при перегрузках или коротких замыканиях в них.

В распределительных сетях применяют МВ с малым объемом масла ВМП-10, ВМПП-10.

Наиболее распространенный тип МВ – ВМП-10, рис. 1.

Выключатель ВМП-10 на напряжение 10 кВ рассчитан на мощность отключения 400 МВА, что соответствует току отключения 20 кА и изготовляется на номинальные токи 630 А (ВМП-10-20/630) и 1000 А (ВМП-10-20/1000).

Каждый полюс ( “горшок”) МВ рис.2 имеет по две скобы для крепления к опорным изоляторам, резервуар с маслоотделителем, маслоналивную пробку и маслоуказатель. Внутри полюса расположены изоляционные цилиндры , между которыми установлена дугогасительная камера. В верхней части цилиндра укреплен проходной изолятор с целью изолирования стержня (подвижного контакта) от цилиндра, электрически связанного с неподвижным розеточным контактом. На головке проходного изолятора закреплена скоба для присоединения к ней шин и гибкой связи с колодкой, надеваемой на подвижный контактный стержень. Последний имеет в нижней части съемный наконечник, а в верхней части – скобу для соединения контактного стержня с изолирующим рычагом. Розеточный контакт,расположенный в нижней крышке полюса выключателя, состоит из пяти ламелей, соединенных через гибкие связи с нижней крышкой. Давление ламелей на контактный стержень создается пружинами, размещенными внутри латунного кольца. Для повышения стойкости контактов к действию электрической дуги съемный наконечник контактного стержня и верхние части ламелей розеточного контакта покрыти термостойкой металлокерамикой. В нижней крышке имеется маслоспускной болт. Приводной механизм выключателя расположен внутри рамы и состоит из вала , с приваренными к нему двуплечим рычагом с роликами, тремя рычагами и тремя изоляционными рычагами. К малым плечам рычагов боковых полюсов прикреплены отключающие пружины и буферная пружина. Двуплечий рычаг с роликами на концах приварен на валу выключателя между боковым и средним полюсами и предназначен для ограничения включенного и отключенного положений выключателя. При включении выключателя один из роликов подходит к упорному болту, при отключении другой ролик упирается в стержень масляного буфера. Для передачи движения от вала выключателя к контактному стержню большие плечи рычагов, выполненные из изоляционного материала, соединены с контактным стержнем с помощью серьги. Для управления выключателем чаще всего применяют привод типа ПП-67.

Включение выключателей ВПМ-10 происходит за счет энергии привода ПП-67, а отключение – за счет отключающих пружин выключателя.

Пружинный привод ПП-67предназначен для ручного управления выключателем ВМП-10 , осуществления автоматического отключения и повторного включения АПВ, а также включения резерва АВР. Включение выключателя пружинным приводом происходит за счет энергии предварительно натянутых пружин рис. 3 , расположенных у правой стенки корпуса привода, и груза, укрепленного на траверсе. Траверса с грузом для безопасности защищена диском. Завод пружин выполняют или вручную с помощью рукоятки или с помощью моторного редуктора, приводимого в действие электродвигателем.

6. РАЗРЯДНИКИ ВЫСОКОВОЛЬТНЫЕ
6.1. КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА

Разрядники предназначены для защиты элементов электрооборудования трансформаторных подстанций от возникающих перенапряжений в распределительной сети 10 кВ, что позволяет применять в электроустановках аппараты с более низкой электрической прочностью.

Для защиты электрооборудования подстанций, как правило, применяются вентильные разрядники, как наиболее совершенный вид разрядника. Основные элементы вентильных разрядников – искровые промежутки и вилитовые диски.

Особенностью вилитовых дисков является то, что повышение приложенного к ним напряжения сопровождается резким снижением их сопротивления и наоборот.

При возникновении перенапряжения (в результате грозовой деятельности, коммутационных процессов в сети и т.д.) пробиваются искровые промежутки, сопротивление вилитовых дисков уменьшается, и импульсный ток разрядника отводится в землю.

Расшифровка обозначения разрядников

Р – разрядник;

В – вентильный;

П – подстанционный;

Цифры после букв – номинальное напряжение в кВ.

Например: РВП-10- разрядник вентильный подстанционный на напряжение 10 кВ.

Имеются и другие типы разрядников. В настоящее время внедряются в эксплуатацию ОПН – ограничитель перенапряжения нелинейный. Для защиты трансформатора и другого электрооборудования трансформаторной подстанции от атмосферных перенапряжений со стороны 0,4 кВ на низковольтных выводах трансформатора устанавливаются вентильные разрядники 0,4 кВ типа РВН. Принцип работы этих разрядников аналогичен работе разрядников РВП-10.

Расшифровка обозначения низковольтных разрядников:

Р – разрядник;

В – вентильный;

Н – низковольтный;

цифры после букв – класс напряжения в кВ.

Например: РВН-0,5 – разрядник вентильный низковольтный на напряжение 0,5 кВ.
6.2. УСЛОВИЯ ВЫБОРА

6.2.1. По величине номинального напряжения на защищаемом оборудовании.

6.2.2. По уровню электрической прочности изоляции вентильного разрядника.

6.2.3. По наиболее возможной величине напряжения частотой 50 Гц между проводом и землей в месте присоединения разрядника к сети.
6.3. ВОЗМОЖНЫЕ ДЕФЕКТЫ И ПОВРЕЖДЕНИЯ

6.3.1. Ослабление крепления разрядника. Устраняется путем регулирования крепления.

6.3.2. Разрушение разрядника. Устраняется путем его замены при техническом обслуживании.

6.3.3. Ослабление болтового соединения контакта «земля». Устраняется путем затяжки гайки контакта.
6.4. ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ

При техническом обслуживании вентильных разрядников необходимо выполнить следующие виды работ:


6.5. ЗАМЕНА ВЕНТИЛЬНОГО РАЗРЯДНИКА

Порядок замены вентильных разрядников следующий:

6.6. ПРОВЕРКИ И ИСПЫТАНИЯ

6.6.1. Измерение сопротивления разрядника или его элемента производится мегомметром на напряжение 2500В. Это сопротивление не должно отличаться более чем на 30% от результатов измерения на заводе-изготовителе или предыдущих измерений в эксплуатации. Сопротивление изолирующих оснований разрядников измеряется мегомметром на напряжение 1000-2500 В. Оно должно быть не менее 1 МОм.

6.6.2. Измерение тока проводимости разрядников.

6.6.3. Проверка герметичности разрядников.

6.6.4. Измерение пробивных напряжений при промышленной частоте.
7. ПРОХОДНЫЕ И ОПОРНЫЕ ИЗОЛЯТОРЫ
7.1. КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА

Изоляторы представляют собой электрически и механически прочные конструкции, служащие для электрической изоляции токоведущих частей и аппаратов электроустановок.

В электроустановках применяются изоляторы из электротехнического фарфора, способного длительно работать при максимально возможной температуре токоведущих частей, установленной техническими условиями на соответствующее электротехническое оборудование.

В распределительных устройствах подстанций 6-10кВ применяются опорные и проходные изоляторы, которые подразделяются:

Проходные изоляторы РУ подстанций подразделяются в зависимости от номинального тока на 250, 400, 650, 1000 А.

Расшифровка обозначения проходных изоляторов:

П – проходной;

А, Б, В, Д – указывает на принадлежность к соответствующей группе по механической прочности установки;

Числитель дроби – номинальный ток в А. Знаменатель дроби - номинальное напряжение в кВ;
Например: ПВ-1000/10
7.2. УСЛОВИЯ ВЫБОРА

7.2.1. По величине номинального напряжения.

7.2.2. По величине продолжительного рабочего тока в нормальном режиме (только для проходных изоляторов).

7.2.3. По электродинамической стойкости.
7.3. ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ ПРОХОДНЫХ И ОПОРНЫХ ИЗОЛЯТОРОВ

Техническое обслуживание проходных и опорных изоляторов заключается в следующем:


7.4. ЗАМЕНА ПРОХОДНЫХ И ОПОРНЫХ ИЗОЛЯТОРОВ

Порядок замены проходных и опорных изоляторов следующий:


7.5. ПРОВЕРКИ И ИСПЫТАНИЯ
7.5.1. Измерение сопротивления изоляции.

7.5.2. Испытание повышенным напряжением.
8. ПРЕДОХРАНИТЕЛИ

Предохранители предназначены для защиты электрооборудования трансформаторных подстанций от токов короткого замыкания и токов перегрузки, возникающих при различных авариях и анормальных режимах. Предохранители автоматически отключают цепи при достижении их плавкими вставками определенных температур, которые зависят от величины протекающего через них тока. При обнаружении обрыва (перегорания) плавкой вставки патроны заменяют.
9. РУБИЛЬНИКИ
9.1. КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА

У подстанции с трехфазным трансформатором ввод от трансформатора на шины напряжением 0,4 кВ осуществляется через главный рубильник (или главный автомат). Их необходимость обусловлена требованием ПУЭ о необходимости обеспечения возможности снятия напряжения на время ремонта или демонтажа с каждого автоматического выключателя всех отходящих от РУ линий. Для этой цели п.4.1.12 ПУЭ предписывает в необходимых местах устанавливать рубильники или другие отключающие аппараты.

Рубильники с непосредственным ручным управлением (без привода), предназначенные для включения и отключения тока нагрузки и имеющие контакты, обращенные к электромонтеру, обслуживающему трансформаторную подстанцию, должны быть защищены, согласно ПУЭ, несгораемыми кожухами без отверстий и щелей. Однако ПУЭ допускают в порядке исключения установку рубильников, предназначенных лишь для снятия напряжения, открыто при условии, что они (рубильники) будут недоступны для неквалифицированного персонала (ПУЭ, п.4.1.10).

Подвижные токоведущие части рубильников в отключенном состоянии не должны быть под напряжением (ПУЭ, п.4.1.9).
9.2. УСЛОВИЯ ВЫБОРА

9.2.1. По величине номинального напряжения

9.2.2. По величине продолжительного рабочего тока в нормальном режиме.

9.2.3. По электродинамической стойкости.

9.2.4. По термической стойкости.

9.2.5. По коммутационной (отключающей и включающей) способности
9.3. ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ

При техническом обслуживании рубильников необходимо выполнить следующие виды работ:


9.4. РЕМОНТ

Капитальный ремонт рубильников выполняется в следующем порядке:


9.5. ЗАМЕНА РУБИЛЬНИКА

Порядок замены рубильника следующий:



10. ТРАНСФОРМАТОРЫ ТОКА
10.1. КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА

Трансформаторы тока, устанавливаемые в потребительских подстанциях 10(6)/0,4 кВ, предназначены для измерения величины тока в первичной цепи и для питания токовых цепей трехфазные счетчиков учета электроэнергии.

Первичная обмотка трансформатора тока включается последовательно с приемником энергии и ток через нее равен току нагрузки. Вторичная обмотка трансформатора тока замкнута на измерительные приборы, имеющие очень малое сопротивление. Следовательно, трансформатор тока практически работает в режиме короткого замыкания (его степень точности зависит от сопротивления нагрузки вторичной обмотки). Поэтому, сопротивление измерительных приборов, включаемых последовательно во вторичную цепь трансформатора тока, не должно превышать определенных допустимых значений, указанных в паспорте трансформатора.

На потребительских подстанциях 10(6)/0,4 кВ применяются трансформаторы тока классов точности 0,5; 1 и 3 с вторичным током 5 А.

Расшифровка обозначения трансформаторов тока:

Т – трансформатор;

К – катушечный;

Ш – шинный;

Л – литой.

цифра после букв - номер разработки.

Например: ТК-20; ТШ-10; ТКЛ-20.

Внимание! Запрещается работа трансформатора тока при разомкнутой вторичной обмотке. Это может привести к поражению человека электрическим током или выходу из строя трансформатора тока вследствие резкого повышения напряжения на его вторичной обмотке.

10.2. УСЛОВИЯ ВЫБОРА

10.2.1. По величине номинального напряжения

10.2.2. По величине продолжительного рабочего тока в нормальном режиме.

10.2.3. По электродинамической стойкости.

10.2.4. По термической стойкости.

10.2.5. По нагрузке вторичных цепей.
10.3. ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ

Техническое обслуживание трансформатора тока необходимо выполнять в следующем порядке:


11. СЧЕТЧИКИ УЧЕТА АКТИВНОЙ ЭНЕРГИИ

Учет электроэнергии на потребительских подстанциях осуществляется трехэлементным счетчиком типа СА4У, включаемым на стороне 0,4 кВ через катушечные трансформаторы тока типа ТК-20 и непосредственно на напряжение 220ч380 В, или счетчиками прямого включения типа СТ.

Расшифровка обозначения счетчиков:

С – счетчик;

А – активной энергии;

Цифра после первых двух букв – количество проводов в линии;

У – универсальный.

Например: СА4У – универсальный счетчик активной энергии для четырехпроводной сети.
12. АВТОМАТИЧЕСКИЕ ВЫКЛЮЧАТЕЛИ

Автоматические выключатели (автоматы) предназначены для автоматического отключения в трансформаторных подстанциях отходящих фидеров 0,4 кВ при коротких замыканиях. Они снабжены мощными контактами и встроенными тепловыми и электромагнитными расцепителями, действующими на отключение при возникновении токов КЗ. Промышленность выпускает автоматы, рассчитанные на применение в цепях переменного тока напряжением до 500В. В зависимости от типа автоматических выключателей их номинальные токи могут быть в пределах от 1 А до 2,5 кА., а токи короткого замыкания, отключаемые ими, могут достигать 50 кА.

Автоматы могут быть использованы для оперативных включений и отключений, если их число не превышает двух-трех в час. Более частые отключения приводят к быстрому износу контактов.

Несмотря на значительную стоимость, большие габариты и сложную конструкцию, автоматы имеют ряд существенных преимуществ по сравнению с плавкими предохранителями. Эти преимущества (готовность к более быстрому включению после срабатывания, стабильные характеристики и др.) обусловили широкое применение автоматов в распределительных сетях.

Автоматические выключатели выбирают по номинальному напряжению, максимально возможному току нагрузки и максимально возможному току трехфазного КЗ в месте установки автоматического выключателя. Проверяют автоматические выключатели на чувствительность к минимально возможным токам КЗ (чаще всего, это – однофазные токи КЗ), возможным на самых удаленных участках защищаемых линиях 0,4 кВ (в конце этих линий).

Наиболее распространенные серии автоматов - АЕ20, А37, А31, ВА.
13. ЗАЗЕМЛЯЮЩЕЕ УСТРОЙСТВО ТРАНСФОРМАТОРНОЙ ПОДСТАНЦИИ

13.1. КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА

Заземляющее устройство – это совокупность заземлителя и заземляющих проводников.

Заземлителем называют металлический проводник или группу проводников, непосредственно соприкасающихся с землей. Заземляющим проводником служит металлический проводник, который соединяет заземленные части трансформаторной подстанции с заземлителем. Заземлением какой-либо части электроустановки подстанции называют ее преднамеренное электрическое соединение с заземляющим устройством.

Каждый, подлежащий заземлению элемент электроустановки, должен быть присоединен к заземлителю или заземляющей магистрали при помощи отдельного ответвления. Последовательное включение в заземляющий проводник нескольких заземляющих элементов запрещается.

Заземляющее устройство трансформаторной подстанции представляет собой контур заземления, состоящий из вертикальных заземлителей из стали длиной не менее 2,5 м, вбитых в землю вокруг подстанции и соединенных между собой при помощи сварки стальной шиной. К этой шине параллельно присоединены: бак трансформатора, нулевой вывод низковольтной обмотки трансформатора, корпус подстанции.

Сопротивление заземляющего устройства трансформаторной подстанции, к которому присоединена нейтраль трансформатора, в любое время года должно быть не более 4 Ом.

13.2.ВОЗМОЖНЫЕ ДЕФЕКТЫ И ПОВРЕЖДЕНИЯ

13.2.1. Обрыв заземляющего спуска. Устраняется путем ремонта спуска непосредственно после обнаружения.

13.2.2. Сопротивление заземления выше нормы. Устраняется путем ремонта или монтажа дополнительного заземления при капитальном ремонте.

13.2.3. Разрушение контура заземления. Устраняется путем замены контура заземления при капитальном ремонте.

13.2.4. Нарушение контакта заземления. Заключается в отсутствии контакта между заземляющим спуском и арматурой опоры, контуром заземления. Устраняется путем восстановления контакта при капитальном ремонте.
13.3. КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ

13.3.1. Замерить сопротивление заземляющего устройства прибором М 416

13.3.2. Отсоединить заземляющий проводник от контура заземления.

13.3.3. Откопать контур заземления, состоящий, например, из 8 вертикальных заземлителей, соединенные 10 шинами из полосовой стали (количество вертикальных заземлителей зависит от удельного сопротивления грунта).

13.3.4. Выявить дефектные элементы контура заземления.

13.3.5. Заготовить вертикальные заземлители из угловой стали длиной не менее 2,5 м (кол-во вертикальных заземлителей определяется расчетом).

13.3.6. Разметить и изготовить из полосовой стали (40х4 или 50х5) соединительные шины в необходимом количестве.

13.3.7. Призвести антикоррозионную покраску заземляющих спусков.

13.3.8. Выкопать траншею шириной 0,5м, глубиной 0,7м согласно разметке нового (дополнительного) контура заземления.

13.3.9. Установить вертикально заземлители на дно траншеи, забить их в землю согласно разметки.

13.3.10. Проложить шины заземления в траншее.

13.3.11. Соединить шины заземления с вертикальними заземлителями электросваркой.

13.3.12. Произвести замер сопротивления контура заземления.

13.3.13. Подсоединить заземляющий проводник ТП к контуру заземления при помощи электросварки.

13.3.14. Засыпать траншею грунтом и утрамбовать его.

13.3.15. Привести в порядок рабочее место и оформить окончание работы.
14. БЕЗОПАСНОСТЬ ТРУДА ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ОБОРУДОВАНИЯ КТП, МТП, ЗТП.

14.1. Подстанции 6-10/0,4 кВ должны иметь диспетчерские наименования, запираться на замки, иметь предупредительные плакаты.

14.2. Все работы на трансформаторных подстанциях 6-10/0,4 кВ должны выполняться по наряду или распоряжению..

14.3. При производстве осмотров оборудования ТП, КТП и МТП нельзя приближаться к токоведущим частям 6-10кВ на расстояние ближе 0,6м и не допускать приближения к токоведущим частям 0,4-10кВ на расстояние ближе 1 м машин и механизмов. Если указанные расстояния до токоведущих частей по производственной необходимости невозможно обеспечить, то производство осмотров оборудования трансформаторных подстанций необходимо выполнять только после выполнения технических мероприятий по снятию напряжения с данной электроустановки.

14.4. Сварочные работы на отключенном оборудовании, при необходимости , необходимо выполнять по наряду.

14.5. Запрещается хранить на подстанции горючие материалы. Разжигать паяльные лампы и разогревать мастику следует вне РУ.

14.6. Места проведения огневых работ необходимо обеспечить средствами тушения пожара (огнетушителем, ящиком с песком, асбестовой тканью); если вблизи этих работ находятся возгораемые конструкции, они должны быть защищены от огня. Запрещается пользоваться открытым огнем при работе с лаками и красками, содержащими в своем составе огнеопасные и взрывоопасные летучие растворители и разбавители (ацетон, бензин и др.).

14.7. К проведению огневых работ допускаются лица, знающие «Правила пожарной безопасности при проведении огневых работ» и усвоившие программу противопожарного минимума.

14.8. При загорании бригада должна немедленно вызвать пожарную охрану и приступить к тушению пожара всеми имеющимися средствами.

14.9. Помещения РУ и ЗТП должны быть укомлектованы первичными средствами пожаротушения ( огнетушителями) согласно п.6.4.9. ППБ в Украине приложение №2.

14.10. Тушение пожара электрооборудования необходимо производить при снятом напряжении, не допуская перехода огня на рядом расположенные установки. . При загорании маслонаполненной аппаратуры необходимо использовать средства пожаротушения: огнетушители и воздушно-механическую пену. Тушить компактными струями воды горящее масло не рекомендуется во избежание увеличения площади пожара.

ЛИТЕРАТУРА



1. Правила устройства электроустановок. М.,Энергоатомиздат.1987г.

2. Правила безопасной эксплуатации электроустановок потребителей. 1998г.

3. Правила технической эксплуатации электроустановок потребителй. 2006г.

4. Нормы испытания электрооборудования, СОУ-Н ЕЕ 20.302-2007

4. Баптиданов Л.А., Тарасов В.И. Электрооборудование электрических станций и подстанций, 1960.

5. Селивахин А.И., Сагутдинов Р.Ш. Эксплуатация электрических распределительных сетей, 1990.

6. Козлов В.А. Городские распределительные электрические сети, 1982.

7. Идельчик В.И. Электрические системы и сети, 1989.

8.Неклепаев Б.Н. Электрическая часть электростанций и подстанций, 1986.

9. Электрическая часть станций и подстанций. ( Под ред. А.А. Васильева, 1980.)

10. Электрическая часть станций и подстанций.( Под ред. С.В. Усова, 1977).

11. Справочник по электроснабжению и электрооборудованию. (Под ред. А.А. Федорова, 1986).

12. Инструкция по эксплуатации силовых трансформаторов 6-10/0,4 кВ, 2008.

Главный энергетик _______________

Ст. инженер ОГЭ _____________
Начальник отдела охраны труда

и окружающей среды ____________
Ст. инженер по пожарной _________

безопасности

Учебный материал
© nashaucheba.ru
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации