Zarya29.ru

Строительный журнал
0 просмотров
Рейтинг статьи
1 звезда2 звезды3 звезды4 звезды5 звезд
Загрузка...

Технология монтажа масляного выключателя

Технология монтажа масляного выключателя

Схемы подстанций 35 кВ с ОДКЗ и предохранителями уйдут в прошлое.
Замена масляных выключателей станет существенно проще.

Презентация реклоузера Smart35, прошедшая 18 июня 2013 г. в пространстве московской «Галереи Коллектор», стала продолжением премьерной демонстрации нового аппарата, которая состоялась в конце 2012 г. в рамках выставки «Электрические сети России».

Реклоузер Smart35 – первый аппарат в классе напряжения 35 кВ, рассчитанный на максимальное рабочее напряжение 40,5 кВ, со встроенными средствами измерения, защиты, автоматики и коммуникации. На премьерной демонстрации акцент был сделан на возможности применения нового реклоузера для организации отпайки. За прошедшее после нее время были выполнены соответствующие пилотные проекты, сформирован портфель заказов.

Новая встреча с представителями компаний была посвящена еще одному направлению массового применения реклоузера Smart35– ретрофиту подстанций (ПС) 35/10 кВ.

НОВЫЙ ВЗГЛЯД НА РЕТРОФИТ ПОДСТАНЦИЙ

– В настоящее время почти половина высоковольтных подстанций российского сетевого комплекса – это ПС 35 кВ. Существенная доля оборудования, которое сегодня используется на этих подстанциях, – морально устаревшие продукты, такие как отделители и короткозамыкатели (ОДКЗ), создающие для отключения аварии еще более серьезную аварию в энергосистеме, или предохранительные вставки, которые в современном мире уже не ставят даже на трансформаторы 10 кВ мощностью 630 кВА и больше», – этим тезисом Алексей Чалый, генеральный и технический директор Промышленной группы «Таврида Электрик», задал вектор презентации нового решения для модернизации подстанций класса 35 кВ.

– Если говорить о возрасте коммутационного оборудования, то тут картина совсем интересная. 13% оборудования отметило золотую свадьбу с эксплуатацией, а 75% – серебряную. Как столь существенный класс напряжения оказался в таком плачевном состоянии с точки зрения оборудования? Думаю, что причины кроются в том, что в 1980-е годы была принята стратегия, согласно которой сети 35 кВ развивать не нужно. Невозможно, конечно, было предугадать, что через несколько лет развалится Советский Союз и социально-экономическая ситуация кардинально изменится.

Мнения экспертов относительно перспектив сетей 35 кВ расходятся: одни рассматривают сети этого класса напряжения как зло, с которым «придется жить, по крайней мере, 50 лет», а другие – как необходимое звено в структуре электроснабжения. Сам Алексей Чалый придерживается второй точки зрения, ведь для относительно новых энергосистем, например в Турции или Северной Африке, сети 35 кВ – основа распределительной системы.

В любом случае пришло время менять оборудование 35 кВ, и делать это нужно максимально эффективно.

ОЦЕНКА СУЩЕСТВУЮЩИХ РЕШЕНИЙ

Чтобы определить оптимальные пути обновления подстанционного оборудования 35 кВ, необходимо проанализировать эффективность имеющихся решений. Этому Алексей Чалый посвятил следующую часть выступления.

В первую очередь он рассмотрел системы РЗА на базе электромеханических устройств, которые сегодня применяются для защиты оборудования ПС 35/10 кВ. По его мнению, не вызывает сомнений способность этих защит идентифицировать технологические аварии, такие как утечка масла, повреждение системы охлаждения и т.д. А вот способность идентифицировать электрические аварии вызывает вопросы. Только максимальная токовая защита (МТЗ) имеет чувствительность во всем необходимом диапазоне. Достаточна ли такая функциональность?

Доступная статистика показывает, что большая часть повреждений трансформаторов – это повреждения вводов и обмоток, причем аварии возникают преимущественно в виде однофазного замыкания на землю (ОЗЗ) и межвиткового замыкания. Эти аварии нужно распознавать и ликвидировать в самом начале, так как они могут развиваться в более серьезные.

– Анализ защиты трансформаторов мощностью меньше 4 МВА (т.е. без дифференциальной защиты) показывает, что токовая отсечка должна быть отстроена от максимального тока короткого замыкания (КЗ) в зоне установки выключателя ввода со стороны 10 кВ, поэтому она не может идентифицировать все виды повреждения в трансформаторе. Работает эта защита быстро, и если видит аварию, то отключает ее немедленно. А если не видит, то, как правило, через две секунды срабатывает МТЗ. За это время многое может произойти. Поэтому, к сожалению, следует признать, что в большинстве случаев на ранней стадии авария в малых трансформаторах не идентифицируется.

В трансформаторах мощностью более 4 МВА есть дифзащита. Межвитковые замыкания она идентифицирует только иногда, а ОЗЗ в сети с заземленной нейтралью никогда не идентифицирует.

На практике встречаются ситуации, когда аварию, возникающую в ранних витках, дифзащита обнаруживает только в момент междуфазного перекрытия. В чем причина такого позднего срабатывания? Во-первых, у трансформатора коэффициент трансформации непостоянен; во-вторых, трансформаторы тока, которые применяются для защиты, не являются идеальными линейными преобразователями и от нелинейности надо отстраиваться. Наконец, в-третьих, необходимо отстраиваться и от режима броска тока намагничивания. Кроме того, есть еще человеческий фактор, то есть персонал не всегда может справиться со сложностью отстройки. То есть, заключил Алексей Чалый, ОЗЗ дифзащита никогда не идентифицирует, а внутренние замыкания на ранней стадии – иногда.

Далее он привлек внимание присутствующих к коммутационным аппаратам 35 кВ, представленным сегодня в эксплуатации. Самый популярный выключатель С35, по словам выступающего, больше чем выключатель, потому что имеет встроенные трансформаторы тока, встроенные расцепители мгновенного и задерживаемого действия, а также устройство автоматического повторного включения (АПВ) однократного действия. То есть функционально это реклоузер, но сделанный по старым технологиям.

По мнению экспертов, отказы выключателей в основном связаны с отказами приводов, утечкой масла и с отказом дугогасительной системы. Встроенные реле отказывают большей частью из-за функциональных недостатков данного класса устройств.

КЛАССИЧЕСКИЙ РЕТРОФИТ

Сегодня для повышения надежности работы ОРУ 35 кВ прибегают к помощи ретрофита, предполагающего замену масляного выключателя на современный, как правило, вакуумный. На особенностях этого варианта модернизации кратко остановился Алексей Чалый.

Большинство вакуумных аппаратов 35 кВ по массогабаритным показателям ненамного меньше масляных и оснащены чаще всего пружинно-моторным приводом, требующим подогрева. Кроме того, поскольку в этих выключателях обычно нет встроенных трансформаторов тока, их необходимо устанавливать дополнительно, причем, согласно имеющимся данным, больше половины отказов ОРУ связаны с отказами измерительных трансформаторов. Кроме того, в процессе ретрофита необходимо установить и настроить микропроцессорные реле, поскольку их тоже нет в составе аппарата, а также проложить токовые цепи из ОРУ в ОПУ и цепи управления из ОПУ в ОРУ. В результате, по мнению специалистов «Тавриды Электрик», получается достаточно громоздкое, недешевое и не очень надежное решение.

С одной стороны, в рамках такого ретрофита масляная изоляция уступает место более современной, дугогашение в масле заменяется на дугогашение в вакууме, что надежнее. С другой стороны, есть проблемы, которые в принципе невозможно решить такой реконструкцией, например, по-прежнему ОЗЗ не идентифицируются, возможны ошибки при настройке устройств релейной защиты. Общую надежность технического решения снижают также существенно разрастающиеся цепи управления.

Читайте так же:
Что такое проходной выключатель легранд с двумя клавишами

– Без сомнения, классический ретрофит позволяет повысить эффективность работы системы (снижается время отключения выключателей, увеличивается точность срабатывания реле), но это повышение по ряду причин ограничено, – подытожил сказанное Алексей Чалый.

РЕКЛОУЗЕРНЫЙ РЕТРОФИТ

Перейдя к главной теме мероприятия – реконструкции ПС 35 кВ с применением Smart35, Алексей Чалый прежде всего объяснил, в чем состоят достоинства реклоузера, основанного на современных технологиях. Конструкция этого аппарата включает в себя встроенную систему измерений, в т.ч. сверхчувствительный датчик тока нулевой последовательности (чувствительность по первичной стороне 0,1 А), линейные датчики тока (катушки Роговского) и датчики напряжения, а также микропроцессорные устройства РЗА, встроенную чувствительную защиту от однофазных замыканий на землю, логическую защиту трансформатора, встроенные телекоммуникационные интерфейсы для местного и дистанционного управления.

– Может быть, самое существенное дополнение, – подчеркнул выступающий, – это то, что перед по-ставкой аппарат программируется и тестируется с учетом особенностей его дальнейшего применения. На всех этапах выполнения проекта, начиная от подготовки технико-коммерческого предложения, разработки проекта, на этапе производства и шефмонтажа, используется один и тот же компьютерный пакет, в котором создается модель сети и модель аппарата. Есть возможность тестирования уставок релейной защиты в реальном времени, причем это можно делать как на моделях в процессе проектирования, так и на этапе производства с реальным аппаратом. Тем самым гарантируется, что поставленный на объект аппарат сразу будет работать правильно.

Что в итоге получает заказчик? Сокращение сроков проектирования, снижение вероятности ошибок в проектировании, сокращение сроков поставки оборудования, сокращение сроков монтажа и пусконаладки.

В процессе выполнения пилотных проектов специалисты компании определили, что с точки зрения демонтажа и монтажа масляный выключатель проще заменять вместе с рамой. Разработаны решения для массовых вариантов применения, таких как замена ОДКЗ и плавкой вставки. По сути, сегодня подготовлен весь набор решений, для того чтобы можно было заменить любой устаревший коммутационный аппарат, который есть в эксплуатации на ПС 35 кВ.

– Проанализируем систему защит реклоузерного ретрофита, – предложил Алексей Чалый. – В структуре защит реклоузера есть все те же самые элементы, что и у классического вакуумного аппарата, и дополнительно – чувствительная защита от ОЗЗ и логическая защита трансформатора. Чувствительная защита построена на базе сверхчувствительного датчика и позволяет идентифицировать ОЗЗ на стадии зарождения и отключить трансформатор до возникновения серьезных повреждений или пожаров. А логическая защита трансформатора – еще одно забытое старое решение – это та же самая МТЗ, ускоренная примерно до 0,1 с, работа которой блокирует МТЗ нижестоящего аппарата. Получается, что мы быстро отключаем в трансформаторе повреждение, если его не видит нижестоящий аппарат. Тем самым выделяется зона защиты. Эта защита, кроме достаточно высокой чувствительности и малого времени срабатывания, отличается тем, что пользуется существующими настройками МТЗ.

Мы рекомендуем также несколько изменить подход к использованию дифференциальной защиты. Предлагается схема, которая позволяет разделить аварии, возникающие на ошиновке со стороны высокого напряжения, и собственно аварии трансформатора. Такое разделение очень полезно, так как эти аварии имеют совершенно разные регламентные последствия, и выполнить его несложно, потому что трансформаторы 35/10 кВ имеют встроенные трансформаторы тока.

Какова же в итоге эффективность РЗА? Идентифицируется ОЗЗ, что недостижимо при классическом ретрофите. Существенно уменьшается время ликвидации внутренних повреждений в трансформаторе, что особенно актуально для малых трансформаторов без дифференциальной защиты. Значительно снижается вероятность ошибочной работы РЗА.

Говоря о надежности предложенного решения в целом, Алексей Чалый подчеркнул, что новый аппарат – это сумма технологий и компонентов (вакуумная камера, привод, изоляционная система, система измерения), которые компания уже многие годы применяет в своих продуктах. Поэтому, чтобы определить параметры надежности аппарата, опыт эксплуатации которого пока очень ограничен (сегодня в эксплуатации находится всего несколько десятков реклоузеров Smart35), данные по отказам этих компонентов суммировали как независимые отказы и получили показатели, на которые необходимо выйти.

Например, сегодня в эксплуатации по всему миру находится более 400 тысяч вакуумных выключателей «Таврида Электрик» с магнитной защелкой. Компания, получая информацию об их отказах, использует ее для повышения надежности конструкции. Вся информация об отказах по вине производителя (включая логистические просчеты) поступает в базу данных и анализируется. По самому массовому аппарату компании ситуация стабильная – около 0,25% отказов при вводе в эксплуатацию и примерно 0,025% отказов в год при эксплуатации, что соответствует наработке на отказ 4000 лет. В свою очередь статистика по эксплуатации соответственно 1,2 миллионов приводов с магнитной защелкой, по мнению Алексея Чалого, вполне доказывает надежность их конструкции.

Убедительным эпилогом презентации стал фильм о реализованных пилотных проектах ретрофита ОРУ 35 кВ на базе реклоузера Smart35 на объектах «Курганэнерго» (замена масляных выключателей) и Глазовского завода «Химмаш» (замена ОДКЗ).

Завершая рассказ о продукте, Алексей Чалый сказал, что в сравнении с классическим ретрофитом сроки выполнения проектов и вообще все временные показатели снижаются на 50%, а стоимость уменьшается на 20%. При этом компания «Таврида Электрик» готова брать на себя ответственность за корректную установку защит. Кроме того, для больших трансформаторов появляется условно-бесплатный резервный канал защиты от внутренних повреждений.

Монтаж распределительных устройств 110-220 кВ — Монтаж масляных выключателей МГ

Выключатель типа МГ-110 (масляный, горшковый) в основном используется с трехфазным управлением при помощи электромагнитного привода типа ШПС-30. Выключатели поставляются заводами-изготовителями частично разобранными и упакованными в деревянные ящики, причем опорные изоляторы, шкаф с приводом штанги и прочие детали упаковываются отдельно. Верхняя часть каждого полюса (дугогасительная камера) закрепляется на время транспортировки на опорной раме (рис. 35) и заполняется маслом для предохранения изолирующих деталей от увлажнения. При этом отверстия на кожухе для аварийного клапана и газоотводной трубы плотно закрываются заглушками, а под фланец маслоуказателя устанавливается плотная сплошная резиновая прокладка.

Рис. 35. Крепление дугогасительного устройства выключатся МГ-110 на опорной раме.
1 — опорная рама; 2 — коробка приводного механизма; 3—промежуточные фланцы; 4— гайки; 5 —заглушка; 6 — газоотводная труба: 7 — крепление фланцев; 8 и 9 — боковые щиты; 10— маслоуказатель; 11 — заземляющий болт.
Распаковка ящиков с деталями производится в закрытом помещении, в крайнем случае под плотным навесом. Хранение выключателя без масла категорически запрещается.
Перед монтажом необходимо проверить исправность упаковки и произвести тщательный наружный осмотр
отдельных узлов и деталей для выявления возможных повреждений.
Монтаж выключателя производится с использованием автокрана грузоподъемностью 5—7 т со стрелой не менее 6 м. Монтажная сборка выключателя осуществляется в следующем порядке.
На тщательно выверенный при приемке от строителей фундамент устанавливаются все три полюса выключателя и привод. Полюсы выверяются по общей оси, центрируются, проверяются по отвесу и по высоте установки. Выверка осуществляется подбивкой стальных просадок под опорные рамы полюсов и привода. После выверки каждая опорная рама закрепляется десятью болтами М24. С рам снимаются щиты и между полюсами устанавливает распорки, а между полюсом и приводом — распорные угольники.
Далее на место временных заглушек устанавливаются аварийные клапаны и газоотводные трубки. После слива из полюсов масла с них снимаются гасительные камеры, которые временно ставят на инвентарные подбавки. Резиновые прокладки между фланцами также снимают, промывают бензином, смазывают глифталевым лаком и просушивают на воздухе не менее 3 ч. Затем прокладки укладывают на опорной раме, предварительно сняв крышки с нижних передаточных коробок.

Читайте так же:
Установка двухклавишного выключателя легранд

Рис. 36. Схема регулировки положений механизма выключатели МГ-110.
1 — ось; 2 — серьга: размер А установлен г для первого полюса 97 мм, для второго — 95 мм, для третьего — 93 мм.
Основные опорные изоляторы выключателя очищается, промываются бензином и устанавливаются на место с помощью автокрана. Затяжка нижних гаек должна выполняться равномерно по окружности во избежание перекосов и поломок. После закрепления изоляторов через них пропускают штанги нарезными контактами вниз и ввертывают их в вилки на внутренних рычагах передаточных коробок на глубине не менее 24 мм. При этом ось отверстия в головке штанги должна быть на расстоянии 86 мм под плоскостью верхнего фланца изолятора.
Окончив предварительную регулировку штанг, снимают крышки с корпусов механизмов и маслоуказатели вынимают прокладки и после просечки отверстий в них ставят маслоуказатели на место.
Далее устанавливаются на изоляторы (на резиновых прокладках) верхние части полюсов и закрепляются болтами, после чего производится окончательная регулировка работы механизмов выключателя. Длина штанг регулируется ввинчиванием или вывинчиванием их из вилок. Регулировка считается оконченной, когда размер А (рис. 36) на первой (от привода) фазе будет равен 97 мм, на второй — 95 мм, на третьей — 93 мм. Затем верхние наконечники штанг соединяются с серьгами при помощи осей, а все гайки законтриваются. Далее налаживается работа привода. Для этого снимаются боковые щиты шкафа привода, удаляются транспортные крепления и вилки штанг соединяются с рычагами привода с помощью валиков. При отключенном положении всех полюсов устанавливаются тяги 5 (рис. 37) между полюсами, а также к приводу. Зазор между штоком сердечника электромагнита и роликом механизма привода должен быть равен 10 мм. При помощи специального домкрата привод включается, при этом во всех полюсах должен быть выдержан установочный размер 28±:1 мм, как указано на рис. 36. Изменяя длины тяг, производят окончательную регулировку, причем ось ролика механизма должна сесть на удерживающую «собачку», закрепляют окончательно все гайки на тягах, а затем проверяют «вжим» контактов с помощью электролампочек. После загорания лампочки ось 1 (рис. 36) должна пройти до полного включения еще 17—19 мм.
Не допустимо быстрое отключение привода при отсутствии масла в нижних буферных коробках. Во избежание случайного отключения при регулировке «собачка» привода должна быть завязана или заклинена.
При проверке работы привода одновременно производится проверка правильности работы всех блок-контактов.
После завершения всех работ по регулировке устанавливаются и закрепляются крышки передаточных коробок. Затем в каждый полюс заливается 15—20 л сухого трансформаторного масла с электрической прочностью 40—45 кВ, после чего работа выключателя опробуется от оперативного тока с повторной проверкой размеров (рис. 36). Допустимые отклонения в пределах ±3 мм. Полностью отрегулированный выключатель с приводом проверяется несколько раз на включение и отключение, что производится при пониженном (80 )1 номинальном (100%) и повышенном (110%) напряжении оперативного тока.

Рис. 37. Общая схема работы привода для выключателя МГ-110. 1 — междуполюсная распорка; 1 — распорный угольник; 3 — пружина; 4 — валик соединения вилки с рычагом; 5 — тяга; 6 — стяжка регулировочная; 7 — защитный кожух.

Далее устанавливаются и закрепляются крышки корпусов механизмов, выключатель заливается сухим трансформаторным маслом по маслоуказателям. Масло заливается или через отверстие одного из аварийных клапанов, или через одно из отверстий для масловыпускателя. Через 8—10 ч после заливки отбирают пробы масла. При этом электрическая прочность должна быть не менее 35—40 кВ.

масляный выключатель МГ-110

Рис. 38. Выключатель МГ-110 в сборе.
Затем междуполюсные тяги и тягу к приводу закрывают стальными кожухами, установив предварительно резиновые прокладки.
Рамы полюсов и шкаф привода должны быть надежно заземлены стальной полосой, соединенной с контуром заземления ОРУ.
Законченный монтажом выключатель МГ-110 показан на рис. 38.

Устройство и монтаж электрических сетей — Монтаж масляных выключателей

Доставленные к месту монтажа упакованные масляные, выключатели и привод осматривают, проверяя сохранность заводской упаковки. Вскрывать ящик надо осторожно, чтобы не повредить детали выключателя и их окраску. Освобожденные от упаковки выключатель и привод тщательно осматривают. При этом особое внимание обращают на целость и комплектность всех частей выключателя, а также соответствие его паспортных данных проекту электроустановки, где монтируется выключатель. Выключатель и привод до монтажа должны храниться полностью собранными в сухом помещении.
Монтаж выключателя должен производиться после окончания работ по установке изоляторов и прокладке токоведущих шин. Шины, непосредственно присоединяемые к контактам выключателя, устанавливают после его монтажа и регулирования.
Выключатель с приводом соединяют тягами и регулируют привод, управля я им вруч ную.
При регулировке категорически запрещаются какие-либо переделки механизма выключателя и привода (подпиливание упоров и собачек, изменение силы натяжения пружин и т. д.), кроме тех операций, которые разрешены заводской инструкцией.
При монтаже выключателя типа ВМГ-133 размечают отверстия для его установки, сверлят отверстия и вставляют в них болты крепления. Навешивают раму выключателя на два верхних анкерных болта М16, навертывают на них гайки (не до отказа), после чего с помощью отвеса проверяют вертикальность подвески рамы. Если нижний опорный угольник рамы не прилегает вплотную к стене, заполняют образовавшийся зазор разрезными шайбами, надев их на анкерные болты. После этого затягивают до отказа гайки и контргайки всех анкерных болтов.
После установки и крепления рамы проверяют, не заедает ли вал в подшипниках, что может быть вызвано неправильной ее установкой (перекосом)·.
Далее заливают масляный буфер чистым трансформаторным маслом примерно на 5—10 мм выше поршня, после чего проверяют, нет ли заедания поршня и штока при их перемещении от руки. В случае какой-либо неисправности буфер снимают с рамы, разбирают и детали тщательно промывают в трансформаторном масле. После этого смазывают вазелином или другой равноценной смазкой пружину и стержень пружинного буфера.
Разбирать цилиндр и вынимать его внутренние детали можно только в случае крайней необходимости. Если возникает необходимость внутреннего осмотра цилиндров выключателя, то сначала удаляют из цилиндра подвижный контактный стержень, предварительно отсоединив его от фарфоровой тяги. Затем снимают крышку с цилиндра п, получив доступ к его внутренним частям, приступают к разборке деталей (рис. 182).

Рис. 182. Последовательность разборки деталей цилиндра (а) и проверка правильности установки розеточного контакта и дугогасительного устройства (б):
1 — распорный бакелитовый цилиндр, 2—дугогасительная камера, 3 и 4 — опорные бакелитовые цилиндры, 5 — розеточный контакт, 6 — кольцо из фанеры, 7 — уплотняющая прокладка, 8 — гайка, крепящая розеточный контакт к дну цилиндра, 9 — гайка для присоединения шины РУ к выключателю
Осторожно, чтобы не повредить лаковый покров, вынимают распорные 1, опорные 3 и 4 цилиндры и дугогасительную камеру 2; получая таким образом доступ к розеточному контакту 5. Состояние розеточного контакта, расположенного на дне цилиндра, определяют осмотром и ощупыванием рукой. Розеточный контакт разбирают и вынимают из цилиндра только в случае неисправности, устранить которую невозможно без разборки контакта. Чтобы не повредить уплотняющую прокладку 7 при отвертывании гайки 8,. розеточный контакт удерживают гаечным ключом, надетым на гайки, служащие для присоединения шин распределительного устройства к выключателю.
Неисправность розеточного контакта заключается в повреждении и ослаблении ламельных пружин. Чтобы разобрать и отремонтировать розеточный контакт, отвертывают винты, удерживающие контактные пружины, затем болты, крепящие гибкие связи с сегментом, и, наконец, извлекают контактные ламели (сегменты). При разборке розеточного контакта ламели предварительно маркируют, чтобы при сборке установить их на прежнее место и таким образом сохранить заводскую приработку контактных поверхностей.
Поврежденные и слабые пружины или токоведущие гибкие связи. имеющие надрывы или иные повреждения, заменяют новыми заводского изготовления.
У выключателя может оказаться неисправным гетинаксовое кольцо, в котором расположены ламели розеточного контакта. Повреждение кольца выражается в его расслоении и деформировании. Такое кольцо заменяют новым, изготовленным из листового гетинакса. Заменять гетинаксовое кольцо металлическим нельзя, так как это может вызвать нагрев контактных пружин, ослабление создаваемых ими усилий и повышенный нагрев всей контактной системы.
Сборку выключателя начинают со сборки деталей цилиндра и выполняют в последовательности, обратной разборке.
При сборке цилиндров особое внимание обращают на правильность установки в них розеточного контакта и дугогасительной камеры, так как от этого в значительной мере зависит нормальная работа выключателя. Розеточный контакт выключателей ВМГ-133 устанавливают на уплотняющей прокладке. Поверхности уплотняющей прокладки, прилегающие к дну цилиндра и розеточному контакту, предварительно покрывают глифталевым лаком. Установив и закрепив гайками розеточный контакт, проверяют расстояние от него до верхней кромки цилиндра, затем монтируют дугогасительную камеру.
Перед монтажом дугогасительной камеры определяют усилие контактных пружин розеточного контакта. Для этого определяют усилие, которое нужно приложить к токоведущему стержню, чтобы выдернуть его из розеточного контакта. Это усилие при плавном вытягивании контактного стержня из розеточного контакта должно быть 7—10 кГ, При указанной проверке контактный стержень должен быть нормально включен (вжим 35—40 мм), а рычажнотяговая система и гибкие связи отсоединены.
При установке дугогасительной камеры проверяют расстояние от ее нижней поверхности до розеточного контакта. Это расстояние должно быть 2—4 мм для выключателей ВМГ-133-1 и 15 мм для выключателей ΒΜΓ-133-Π и ВМГ-133-П1.

Читайте так же:
Что значит модульный автоматический выключатель

Указанную проверку производят следующим образом. До установки в цилиндр дугогасительной камеры измеряют ее высоту Б (рис. 182, б); измеряют линейкой расстояние от ламелей розеточного контакта до верхнего торца цилиндра (размер А); устанавливают камеру в цилиндр, после чего измеряют линейкой расстояние от камеры до верхней кромки цилиндра (размер В). Расстояние до розеточного контакта (размер Г) определяют как разность расстояний, т. е. Г=А —(Б+В). Если размер Г не выдержан, то меняют соответственно высоту установки камеры в цилиндре (величина В), прокладывая картонные шайбы между фанерным кольцом и нижним опорным цилиндром.
Дугогасительные камеры устанавливают так, чтобы выхлопные отверстия были обращены в сторону опорных изоляторов. Отверстия в распорных бакелитовых цилиндрах должны совпадать с соответствующими отверстиями в цилиндрах (горшках).
После установки в цилиндр внутренних деталей и проверки правильности их. взаимного расположения на цилиндре монтируют крышку с проходным изолятором, предварительно смазав уплотнение в пазу густым бакелитовым лаком.
В правильно собранном цилиндре все детали плотно прилегают друг к другу, а контактный стержень перемещается легко и плавно. При резком покачивании цилиндра на угол 45° его детали не должны перемещаться (проверяется на слух).
Собранные и проверенные цилиндры навешивают на опорные изоляторы в соответствии с имеющейся на цилиндрах и фланцах заводской маркировкой, соблюдая расстояние между осями цилиндров в пределах 250±3 мм.
Установив цилиндры, присоединяют контактный стержень к тяге механизма управления, а затем уже приступают к регулированию выключателя.
Различные положения подвижных частей выключателя ВМГ-133 показаны на рис. 183. При включенном положении выключателя зазор между шайбой пружинного буфера 1 и его корпусом должен быть в пределах 0.5 -1,5 мм.
Зазор, меньший 0,5 мм ( и тем более отсутствие зазора), может преждевременно ограничить движение вала при включении, что не позволит удерживающей защелке механизма привода стать на свое место и обеспечить таким образом удержание выключателя во включенном положении. Зазор более 1,5 мм может привести к удару контактного стержня о дно розеточного контакта и повреждению частей выключателя.
Поворот вала и движение контактов при включении выключателя ограничиваются упором среднего рычага в головку болта пружинного буфера (рис. 183, б). Инерционный переход контактных стержней должен быть не более 15—20 мм, поэтому запасной ход контактных стержней при включенном положении выключателя должен быть в пределах 25—30 мм. Нарушение этого требования приведет к тому, что в момент включения выключателя электро-
магнитным приводом контактные стержни по инерции перейдут свое нормальное положение, ударят в дно розеточного контакта и разрушат его.
У монтируемого выключателя проверяют наличие запасного расстояния между нижним концом контактного стержня и дном розеточного контакта при включенном вручную выключателе.

9)
Рис. 183. Различные положения подвижным частей выключателя ВМГ-133 при регулировке;
а — положение рычага и пружинного буфера при включенном выключателе, б — положение рычага и масляного буфера при включении и отключении выключателя, в — положение подвижной контактной системы во включенном состоянии, 1 — пружинный буфер, 2 — головка бойка, 3 — масляный буфер, 4 — наконечник, 5 — контргайка, 6 — колодка, 7 — стержень, 8 — колпачок

Читайте так же:
Сколько сантиметров от пола должен быть выключатель

Для этого отсоединяют токоведущий стержень 7 (рис. 183, в) от фарфоровой тяги и опускают его вниз до упора в основание розеточного контакта. В этом положении наносят на стержень метку на уровне колпачка 8 проходного изолятора. Затем в том же положении выключателя поднимают стержень и соединяют его с фарфоровой тягой и также наносят метку. Расстояние между метками равно запасному ходу контактного стержня.
Если запасной ход меньше 25 мм, то верхний наконечник контактного стержня навертывают на стержень, при запасном ходе больше 30 мм наконечник отвертывают. При этом величина входа контактного стержня в розеточный контакт при включенном положении выключателя определится как разность между полной высотой розеточного контакта (70 мм) и недоходом стержня до упора в основание розеточного контакта. При правильной регулировке эта величина составит 40±2 мм.
Установив выключатель на место и соединив его механизм с механизмом привода, проверяют правильность регулирования и совместной работы выключателя с приводом путем включения и отключения выключателя вручную. Включение или отключение выключателя дистанционно допустимо только после окончания регулирования выключателя совместно с приводом.

Рис. 184. Кинематическая схема механизма малообъемного выключателя ВМП-10
Окончив регулировку, присоединяют раму выключателя к сети заземления.
Выключатели ВМП-10 поступают на монтаж в полностью собранном и отрегулированном виде. При установке выключателя ВМП-10 выполняются в основном те же операции, что и при установке выключателей ВМГ-133. Механизм выключателя с приводом соединяется с помощью дистанционной тяги, кронштейна и вилок или вала, тяги п соединительной муфты. Рычаги на валу выключателя и привода, а также соединительную муфту с удлинителем и валом засверливают на месте и заштифтовывают коническими штифтами 8χ60 мм.

Рис. 185. Способы регулирования механизма и контактов выключателя ВМП-10:
а

определение отключенного положения вала выключателя, б — схема проверки одновременности включения контактов выключателя
Регулировка выключателя ВМП-10 производится (рис. 184) при снятых с полюсов верхних крышках и без маслоотделителей. Перед регулировкой на каждом полюсе в резьбовое отверстие на торце подвижного контакта ввертывают до упора контрольный металлический стержень диаметром 6 мм, длиной около 400мм, имеющий на конце резьбу Мб, а затем, собрав электрическую схему для определения момента касания контактов в каждом полюсе выключателя (рис. 185), приступают к регулированию.
В процессе регулировки включение и отключение выключателя приводом могут производиться только вручную. Регулировку следует начать с установки главного вала выключателя в отключенное положение. Отключенное положение проверяется с помощью шаблона и фиксируется масляным буфером.
В отключенном положении выключателя устанавливают отключающие пружины, сохраняя при этом заданную на заводе величину их предварительного натяга.
Контакты полюсов включают и отключают до отказа с помощью наружных рычагов и делают на контрольных стержнях, ввернутых в подвижные контакты каждого полюса, отметки, соответствующие этим положениям. Наносят отметку недохода на 5 мм до отметки крайнего отключенного положения стержней.
Соединяют в отключенном положении вал выключателя с механизмом полюсов изоляционными тягами, длину которых регулируют так, чтобы, отметки отключенного положения на контрольных стержнях совпадали с отметками недохода стержней на 5 мм до крайнего положения.
Доводят путем ручного включения привода подвижные контакты выключателя до касания с неподвижными, наблюдая, чтобы неодновременность касания контактов не превышала 5 мм.
Необходимую регулировку касания контактов производят путем изменения длины изоляционной тяги. В этом случае проверяют недоход до крайнего отключенного положения, который должен быть не менее 4 мм. Доводят выключатель до включенного положения, определяемого посадкой на удерживающую защелку привода, и следят за тем, чтобы при этом был полный ход подвижных контактов 240—245 мм, ход в контактах 60±4 мм (для 600 и 1000а) и 56±4 мм (для 1500а), угол поворота вала 87±2°, а недоход до крайнего включенного положения не менее 4 мм. Указанные величины регулируют положением пружинного буфера. При этом зазор в пружинном буфере должен быть 0,5—1,5 мм, а его рабочий ход—22—23 мм.
При медленном ручном отключении выключателя приводом проверяют работу выключателя, правильность взаимодействия всех его частей и отсутствие заеданий в механизме.
Вывертывают контрольные стержни, устанавливают на место маслоотделители и верхние крышки.

РД 34.47.602 Руководство по капитальному ремонту масляного выключателя ВМД-35/600

Руководство по организации и технологии капитального ремонта масляного выключателя В МД-35/600 предусматривает применение ремонтным персоналом энергопредприятий и других специализированных предприятий наиболее рациональных форм организации ремонтных работ и передовых технологических приемов их выполнения.

Руководство разработано на основе чертежей и инструкций завода-изготовителя и передового опыта ремонта на ряде предприятий.

В Руководстве определена строгая последовательность и объем ремонтных операций, приведены нормативные материалы по технологии и трудозатратам на ремонт, квалификационному составу ремонтного персонала, а также рекомендации по выявлению дефектов деталей. Дается перечень средств (инструмента, приспособлений, крепежа и др.), необходимых для выполнения ремонтных работ (приложения 1, 2, 3 и 4).

Суммарные затраты на капитальный ремонт одного выключателя составляют 28,2 чел.-ч, в том числе непосредственно на ремонт 24,0 чел.-ч, на наладку выключателя 4,2 чел.-ч.

Трудозатра ты, указанные в операционных картах, не могут быть использованы для определения сроков и стоимости ремонтных работ, так как в них не учтено время на подготовительные и заключительные работы, простои, перерывы, отдых и т.д. Это время составляет примерно 8,5 % общего времени на ремонт выключателя.

I. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

Настоящее Руководство предназначено для производственных предприятий в качестве нормативного документа при планировании, подготовке и производстве ремонтных работ.

Так как Руководство предусматривает ремонт всех узлов выключателя, то суммарные трудозатраты выше нормативных. Объем ремонтных работ может быть сокращен или увеличен по решению лиц, ответственных за эксплуатацию и ремонт оборудования, но фактические трудозатраты при этом не должны превышать нормативных.

Читайте так же:
Номинальный ток автоматического выключателя для дома

Дальнейшее совершенствование настоя щего Руководства, направленное на повышение качества, уровня организации и производства ремонтных работ, на сокращение сроков ремонта, будет производиться по мере накопления и принятия новых технологических решений.

Технологией капитального ремонта предусматривается замена поврежденных или изношенных деталей запасными.

Ремонт деталей, удлиняющий срок простоя оборудования в ремонте, не рекомендуется. Ремонт таких деталей производится в межремонтный период с использованием их в да льнейшем в качестве обменного фонда запасных частей.

Руководством предусматривается проверка и ремонт устройств релейной защиты, автоматики, цепей вторичной коммутации и электрические испытания персоналом соответствующих служб.

Трудозатраты, приведенные в Руководстве, определены на основании «Норм времени на капитальный, текущий ремонты и эксплуатационное обслуживание оборудования подстанций 35 — 500 кВ», утвержденных Минэнерго СССР в 1971 г., и в дальнейшем могут быть снижены за счет усовершенствования организации и технологии выполняемых ремонтных работ.

В процессе производства работ ремонтный персонал обязан строго выполнять действующие правила техники безопасности.

Обеспечение условий безопасного производства ремонтных работ возлагается на эксплуатационный (о перативный) персонал электросетевого предприятия и электростанции.

II. ПОДГОТОВКА К КАПИТАЛЬНОМУ РЕМОНТУ

Подготовка к капитальному ремонту должна производиться в соответствии с конкретным объемом работ, предусмотренным для данного оборудования.

Наиболее рациональным я вляется следующий порядок выполнения подготовительных работ:

— ознакомление с ведомостью объема ремонтных работ;

— ознакомление с мероприятиями, рекомендуемыми заводскими инструкциями, циркулярами Главтехуправления Минэнерго СССР по повышению надежности работы оборудования;

— ознакомление с документацией предыдущих ремонтных работ или монтажа;

— определение квалификационного и кол ичественного состава ремонтной бригады;

— проработка с ремонтным персоналом указаний по организации и те хнологии капитального ремонта выключателя;

— разработка плана оборудования рабочих мест и размещения деталей, узлов, приспособлений и инструментов.

До начала ремонтных работ следует проверить:

— наличие необходимых запасных частей;

— наличие технической документации;

— наличие приспособлений, инструмента, инвентаря и средств механизации работ;

— наличие подъемно-транспортных механизмов и такелажных приспособлений и их пригодность для эксплуатации в соответствии с правилами Госгортехнадзора СССР (совместно с эксплуатационным персоналом);

— пригодность помещений или передвижных кладовых для хранения инструмента, приспособлений и материалов для ремонта оборудования.

III. ОРГАНИЗАЦИЯ РЕМОНТНЫХ РАБОТ

Ремонтом руководит представитель ремонтного подразделения (руководитель ремонта). Приемка оборудования из ремонта производится эксплуатационными службами в соответствии с существующими положениями.

Сроки ремонта оборудования должны определяться с учетом следующих организационных мероприятий:

— состав бригады определяется схемой технологии капитального ремонта выключателя (приложение 5 — см. вклейку). Смена состава бригады до окончания работ на отдельных узлах не допускается;

— обеспечивается непрерывная загрузка отдельных звеньев и бригады в целом;

— режим работы ремонтного персонала должен быть подчинен максимальному сокращению сроков ремонтных работ;

— для обеспечения выполнения ремонтных работ рекомендуется выдача нормированных план-заданий, применение агрегатно-узлового способа ремонта и использование обменного фонда деталей.

Окончание ремонтных работ оформляется техническим актом (при ложение 6) и подписывается представителями ремонтных и эксплуатационных предприятий (служб).

IV. ОСНОВНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ МАСЛЯНОГО ВЫКЛЮЧАТЕЛЯ ВМ-35/600 (ГОСТ 687-67)

Номинальное напряжение, к В. 35

Наибольшее рабочее напряжение, кВ. 40,5

Номинальный ток, А. 600

Предельный сквозной ток, кА:

действующее значение. 10

Ток термической устойчивости (кА) для промежутка времени, с:

Ток отключения, кА. 6,6

Мощность отключения, МВ · А. 400

Скорость отключения подвижных контактов (м/с) при:

размыкании. 1, 1 ± 0,2

выходе из камер. 2,6 ± 0,2

максимальная. 2,7 ± 0,2

Собственное время отключения выключател я (с момента подачи команды на отключение до расхождения контактов), с. Не более 0,06

Масса выключателя без привода, кг. 900

Масса масла, кг. 300

V. ОСНОВНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ ПРИВОДА ПЭ-11 (ГОСТ 688-67)

Номинальное напряжение включающего и отключающего электромагнитов, В.

Номинальный ток обмоток электромагнитов, А:

Номинальный ток включающей обмотки контактора КМВ-521 (А) при напряжении, В:

Угол поворота вала, град.

Масса привода, кг.

VI. ТЕХНОЛОГИЯ КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА ВЫКЛЮЧАТЕЛЯ

НАРУЖНЫЙ ОСМОТР ВЫКЛЮЧАТЕЛЯ И ПРИВОДА

Узел 0 1. Выключатель

Трудозатраты — 1,0 чел.-ч

Состав звена: электрослесар ь 4-го разряда — 1 чел.

01.1 * . Произвести пробный цикл включения и отключения выключателя, обратив внимание на правильное положение всех рычагов и тяг, а также указателя положения.

* Цифры до точки — номер операции, после точки — номер перехода.

0 1.2. Очистить от грязи и пыли вводы выключателя. Выявить дефекты (приложение 7).

Оснастк а: ветошь .

0 1.3. Убедиться в отсутствии течи масла. При наличии течи выявить причину и в процессе ремонта устранить.

0 1.4. Проверить правильность установки каркаса 28 (рис. 1 ** ) выключателя и горизонтальность положения его верхнего основания, на котором укреплена крышка 32. В случае отклонения от горизонтальной плоскости каркас выровнять установкой подкладки под опорные лапы.

Рис. 1. Масляный выключатель ВМ-35/600:

1 — колпачок; 2 — стальная проволока диаметром 0,5 мм (ГОСТ 3282-46); 3 — табличка; 4 — заклепка диаметром 3×8 мм; 5 — шайба пр. 20Н; 6 — гайка М20; 7 — болт М20×1015; 8 — шайба 10,5/22×2; 9 — болт М10×20; 10 — шайба пр. 1 6 Н; 11 — болт М16×70; 12 — гайка М16; 13 — труба; 14 — винт М6×12; 15 — шайба диаметром 6,5 (14×15); 16 — гайка М6; 17 — шайба; 18 — ограничительный винт; 19 — гайка М12; 20 — прокладка; 21 — крепление изолятора и трансформатора тока; 22 — скоба; 23 — болт М10×30; 24 — шайба пр. 1 0 Н; 25 — гайка М20; 26 — шайба пр. 20Н; 27 — дугогасительное устройство; 28 — каркас; 29 — бак; 30 — съемная лебедка; 31 — кожух; 32 — крышка; 33 — конденсаторный ввод; 34 — ось диаметром 10×40 мм; 35 — шплинт 3,2×40 мм; 36 — штанга; 37 — гайка М10; 38 — ушко; 39 — пружина; 40 — стакан; 41 — пружина; 42 — болт М10×18; 43 — шайба 11/18×1,5; 44 — цилиндр; 45 — гайка М30; 46 — соединительная труба

Оснастк а: уровень брусковый.

0 1.5. Осмотреть крепление каркаса к фундаменту. Анкерные болты должны иметь контргайки. Каркас должен быть надежно заземлен.

0 1.6. Осмотреть шкаф с приводом (рис. 2), очистить его от пыли. Обратить внимание на состояние уплотнений, отсутствие подтеков, ржавчины и механических повреждений.

голоса
Рейтинг статьи
Ссылка на основную публикацию
Adblock
detector