Содержание

Инструкция по эксплуатации выключатель маломасляный серии вмт

Инструкция маломасляных выключателей ВМТ-110Б-25/1250УХЛ1

—>Инструкция по эксплуатации маломасляных выключателей ВМТ-110Б-25/1250УХЛ1

1. Общие положения

1.1 Настоящая инструкция предназначена для организации эксплуатации маломасляных выключателей типа ВМТ-110Б-25/1250УХЛ1 с приводами ППрК-1400, установленных на ПС-110/6 кВ «Блок-4». Знание инструкции обязательно для оперативного и ремонтного персонала подстанции.
1.2 Инструкция составлена на основании следующих нормативных материалов:
1.2.1. Правила устройства электроустановок. 6-е изд., М. 1985г.
1.2.2. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей. 14-е изд.
1.2.3. ДНАОП 1.1.10-1.01.97. Правила безопасной эксплуатации электроустановок. 2-е изд. Киев. 2000г.
1.2.4. Выключатель маломасляный серии ВМТ. Техническое описание и инструкции по эксплуатации. ИБКЖ.674143.001 ТО.

2.1. Выключатель предназначен для коммутации электрических цепей при нормальных и аварийных режимах в сети трехфазного переменного тока частотой 50 Гц с номинальным напряжением 110 кВ.
2.2. Выключатель изготовлен в климатическом исполнении УХЛ категории размещения 1 по ГОСТ 15150-69, ГОСТ 15543-70 и предназначен для эксплуатации на открытом воздухе в районах с умеренным, холодным климатом при следующих условиях:
— окружающая среда – невзрывоопасная, не содержащая агрессивных газов и паров в концентрациях, разрушающих металлы и изоляцию.
— верхнее рабочее значение температуры окружающего воздуха составляет 40С;
— нижнее рабочее значение температуры окружающего воздуха – минус 60С;
— относительная влажность воздуха при температуре 20С – 80% (верхнее значение 100% при 25С);
— выключатель нормально работает в условиях гололеда, при толщине корки льда до 20 мм и ветре скоростью 15 м/с, а при отсутствии гололеда – при ветре до 40 м/с.
— тяжение провода в горизонтальном направлении перпендикулярно плоскости выключателя, приложенное к выводам, не более 981 Н (100 кгс).
2.3. Выключатель соответствует по длине утечки внешней изоляции категории Б ГОСТ 9920-75.
2.4. Пружинный привод ППрК-1400 выключателя предназначен для дистанционного (оператором или посредством автоматики) и местного (оператором) управления высоковольтными выключателями с собственными отключающими пружинами и работой статического включения от 300-400 до 1400-1500 Дж.
2.5. Привод обеспечивает включение выключателя, удержание его во включенном положении и освобождение подвижных частей выключателя для его отключения.
2.6. Привод климатического исполнения УХЛ категории размещения 1 по ГОСТ 15150-69 и предназначен для работы при условиях, указанных в п. 2.2.

3. Технические данные

3.1. Технические данные выключателей ВМТ-110Б-1250/25УХЛ1 и привода ППрК-1400 указаны в табл.1.

3.2. Выключатель выполняет следующие операции и циклы операции:
1. отключение (О);
2. включение (В);
3. включение-отключение (ВО), в том числе – без преднамеренной выдержки времени между операциями В и О;
4. отключение-включение (ОВ) при любой бестоковой паузе, согласно табл. 1;
5. отключение-включение-отключение (ОВО) с интервалами времени между операциями согласно пп. 3 и 4 раздела 3.2.;
6. коммутационные циклы по ГОСТ 687-78:
цикл 1: О-0,3 с – ВО-180с – ВО;
цикл 1а: О-0,3 с – ВО-20 с — ВО;
цикл 2: О-180с – ВО -180 С – ВО;
7. при отсутствии избыточного давления газа внутри колонн или снижении его ниже значения, указанного в разделе 3.1, п.14, выключатель выполняет операции отключения во всем диапазоне токов вплоть до номинального тока отключения, не гарантируется нормальная работа выключателя при включении на ток кз, а также в цикле АПВ. При снижении давления ниже допустимого не разрешается отключать ненагруженные воздушные линии и конденсаторные батареи.
3.3. Допустимое для каждого полюса выключателя без осмотра и ремонта дугогасительных устройств суммарное количество операций отключения составляет:
— при токах в диапазоне свыше 60 до 100% номинального тока отключения – 8 операций;
— при токах в диапазоне от 30 до 60 % номинального тока отключения – 18 операций;
— при рабочих токах – не более 400 операций.
Допустимое количество операций включения для токов кз составляет 50% от допустимого количества операций отключения.
3.4. Выключатель имеет следующие показатели надежности и долговечности:
— ресурс по механической стойкости до кап. ремонта – (N) – 5300 циклов В – произвольная пауза – О.
— средний срок службы до среднего ремонта – 10 лет с момента выпуска выключателя.
— срок службы до капитального ремонта – 20 лет с момента выпуска.

4. Устройство и работа выключателя и привода

4.1. Выключатели ВМТ относятся к электрическим коммутационным аппаратам высокого напряжения, в которых гасящей средой является трансформаторное масло.
4.2. В основу конструкции выключателей положено одноразрывное дугогасительное устройство (модуль) на напряжение 110 кВ.
4.3. В выключателях ВМТ-110Б три полюса установлены на общей раме и управляются одним пружинным приводом ППрК-1400.
4.4. Принцип работы выключателей основан на гашении электрической дуги потоком газомасляной смеси, образующейся в результате интенсивного разложения трансформаторного масла под действием высокой температуры дуги. Этот поток получает определенное направление в дугогасительной камере, размещенной в зоне горения дуги.
Включение выключателей осуществляется за счет энергии включающих пружин привода, а отключение – за счет энергии собственных отключающих пружин выключателей, взведение которых происходит в процессе включения.
4.5. Для надежной работы выключателей без повторных пробоев в режиме отключения ненагруженных линий и одиночных конденсаторных батарей с глухозаземленной нейтралью, маслонаполненные колонны герметизированы и находятся под постоянным избыточным давлением газа, что обеспечивает также более высокий уровень электрической плотности внутренней изоляции вне зависимости от внешних условий.
Общий вид выключателя приведен на рис.1.

5. Общие указания по эксплуатации

5.1. Персонал, обслуживающий выключатели, должен быть ознакомлен с настоящей инструкцией, должен знать устройство и принцип действия выключателей и правила технической эксплуатации.
5.2. В процессе эксплуатации контролировать уровень масла и величину избыточного давления в маслонаполненных колоннах. Контролировать по размещенным на колпаках указателям маслам и манометрам.
Уровень масла в колоннах должен находиться в пределах стеклянной трубки маслоуказателя.
Наполнять колонны предпочтительнее сжатым газом. Избыточное давление в колоннах должно быть в пределах 0,5-1 МПа (5-10 кгс/см2). Допускается увеличение давления до 1,5 МПа (15 кгс/см2) в холодное зимнее время при температуре окружающего воздуха ниже минус 30С, которое не может повлиять на работоспособность выключателя и происходит из-за увеличения давления срабатывания выпускного клапана. При значениях давления, отличных от вышеуказанного, выключатели отключать и подвергать ревизии.
5.3. При понижении окружающего воздуха включить подогревательные устройства. Порядок включения ступеней подогревательных устройств указан в табл. 2.
Таблица 2
Количество ступеней Температура окружающего воздуха, С
Одна ступень минус 15С
Две ступени минус 30С – минус 35С
При первом включении блоков подогрева при вводе выключателя в работу в зимнее время, а также в процессе эксплуатации перед наступлением морозов замерить в холодном состоянии сопротивление изоляции каждого ТЭН, величина которого должна быть не менее 1 МОм. Если сопротивление изоляции окажется меньше, то нагреватель необходимо просушить при температуре (100-120)С в течение 4-6 часов. Если сопротивление менее 0,1 МОм, электронагреватели бракуются. Допускается сушку ТЭН производить пропусканием тока при условии приложения к каждому элементу напряжения (50-60) В, при этом возможно последовательное соединение элементов блока подогрева с подсоединением к сети с напряжением 220 В. Сушку блоков подогрева ТЭН следует производить, предварительно сняв их с выключателя. Перед подачей напряжения необходимо исключить касание оболочек ТЭН заземленных конструкций.
5.4. Не допускайте эксплуатацию выключателей с включенными подогревательными устройствами, не соответствующими указаниям табл. 2.
5.5. Сведения о работе выключателя при коммутационных режимах:
— значение коммутируемого тока кз или нагрузки;
— вид кз;
— вид коммутации (отключение, включение на кз и отключение, АПВ);
— характер отказа или неисправности и их причин, а также результаты периодических осмотров заносить в журнал.
5.6. Введение выключателя в эксплуатацию при температуре окружающего воздуха ниже минус 20 С допускается не ранее чем через 10 часов после включения двух ступеней подогрева. По истечении указанного времени количество ступеней подогрева должно соответствовать требованиям табл.2.
5.7. Для предотвращения отказов в работе выключателей, если они не работают периодически, необходимо один раз в три месяца произвести три операции О и В без токовой нагрузки в главной цепи.
5.8. При эксплуатации привода периодически проверять и подтягивать резьбовые соединения, проверять целостность шплинтов, заменять разрушенные.

Читать еще: Боксы металлические под автоматические выключатели

6. Требования безопасности

6.1. Все работы с выключателями по требованиям техники безопасности производить в соответствии с настоящей инструкцией, действующими «Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей», «Правилами безопасной эксплуатации электроустановок», а также в соответствии с требованиями ГОСТ 12.2.007-3 – 75.
6.2. Каждый работник, допускаемый к работе с выключателями, должен пройти соответствующий инструктаж и учитывать особенности конструкции. При проведении такелажных работ обращать внимание на состояние и правильную установку подъемных устройств. Поднимать и перемещать отдельные колонны за рым-болты. Следует осторожно обращаться с фарфоровыми изоляторами. Крепление троса за ребра изоляторов не допускается. Запрещается поднимать и перемещать колонны при наличии во внутренней полости избыточного давления.
При подъеме и перемещении рамы использовать специальные отверстия в поперечных швеллерах и петли шкафа привода.
Рама выключателя в процессе эксплуатации должна быть надежно заземлена.
Ремонтные работы и обслуживание проводить при отсутствии напряжения на выводах выключателей, на подогревательных устройствах, на силовых и цепях управления привода. Для исключения непреднамеренных срабатываний необходимо производить стопорение сцепляющее-расцепляющих устройств привода специальными задвижками.
Заполнять колонны газом от компрессора или другого источника, имеющего давление выше 0,1 МПа (10 кгс/см2), только при наличии на источнике штатного или дополнительного поверенного манометра. Заполнять газом, контролируя показания манометров колонн выключателя и источника. При несоответствии показаний, а также при отсутствии показаний одного или обоих манометров немедленно прекратить заполнение до выяснения причины и устранения неисправности.
6.3. Обслуживание привода производить после снятия напряжения со всех цепей, при невзведенных пружинах, в отключенном положении выключателя или при застопоренных предохранительными задвижками сцепляющее-расцепляющих устройствах.
6.4. Пользоваться задвижками в том случае, когда необходимо исключить непреднамеренные срабатывания привода.
6.5. Перед динамическим включением привода убедится в отсутствии посторонних предметов (ключей, крепежных деталей и пр.) вблизи подвижных элементов механизмов и удалить предохранительные задвижки.
6.6. Динамическое включение производить при закрытых дверях шкафа привода.
6.7. При работе привода с включенными подогревательными устройствами не прикасаться к их кожухам во избежание ожогов.
6.8. Перед установкой рукоятки на вал редуктора отключить автоматический выключатель. При медленном включении выключателя остерегаться разрыва цепи. Во избежание его не допускать переключения выключателя.

7. Техническое обслуживание

7.1. Техническое обслуживание выключателя должен производить персонал, прошедший специальную подготовку и ознакомившийся с требованиями безопасности, изложенными в разделе 6.
7.2. Техническое обслуживание включает контрольные осмотры, текущий (малый), средний и капитальный ремонты. Ремонт привода производить вместе с ремонтом выключателя.
7.3. Ежедневно в дневное время суток производить осмотры для проверки уровня масла и избыточного давления в колоннах. Если давление в колоннах в результате растворения газа в масле упало ниже допускаемого предела следует довести его до 0,8 МПа (8 кгс/см2).
7.4. Один раз в месяц производить осмотр выключателя в темное время суток для выявления местного нагрева токоведущих частей.
7.5. Проверять техническое состояние привода ежегодно.
При этом выполнять следующее:
— протереть сборочные единицы и детали привода чистой ветошью, смоченной бензином-растворителем (уайт-спиритом) ГОСТ 3134-78;
— проверить целостность деталей, надежность их крепления, обратить внимание на рабочие поверхности сцепляющего рычага, собачек сцепляющее-расцепляющих устройств, всех роликов, а также на состояние пружин и контактов БКМ.
-проверить стрелу прогиба свободной ветви цепи, при необходимости сместить редуктор до образования стрелы прогиба цепи 3-5 мм;
— проверить уровень масла в редукторе, наличие смазки в сборочных единицах трения механизмов. При необходимости долить масло в редуктор, смазать сборочные единицы трения смазки ЛЭП.
— осмотреть зажимы и провода цепей вторичной коммутации, при необходимости подтянуть.
— проверить правильность регулирования механизмов, при необходимости подрегулировать их.
7.6. Текущий ремонт
7.6.1. Текущий ремонт проводить 1 раз в год без демонтажа основных сборочных единиц.
7.6.2. Для ремонта необходимо:
1. отключить выключатель и снять напряжение с его выводов;
2. снять крышки рамы;
3. проверить надежность механических соединений;
4. заменить в доступных местах смазку;
5. проверить исправность ТЭН и при обнаружении дефектных заменить их;
6. проводить чистку наружных поверхностей фарфоровых изоляторов в случае их большого загрязнения;
7. провести несколько контрольных включений и отключений выключателя;
8. установить на место снятые крышки рамы.
7.7. Капитальный ремонт
7.7.1. Капитальный ремонт проводится через 20 лет после выпуска выключателя заводом-изготовителем.

Инструкция на ремонт масляного выключателя ВМТ-110

Содержание материала

Технологическая инструкция на ремонт масляного выключателя ВМТ-110

1. ВВЕДЕНИЕ.

1.1. Назначение документа, классификация технологии.

Настоящая технологическая инструкция на ремонт масляного выключателя 110 кВ типа ВМТ-110Б-25/1250 УХЛ1 (далее по тексту — выключатель) описывает отдельные операции и процесс ремонта выключателя в целом с указанием технологической оснастки, инструмента и приспособлений и предназначена для ремонтного персонала электрического цеха электростанции и подрядных организаций для руководства при организации и проведении ремонтов выключателя.

1.2. Перечень документов, на основании которых составлена технология.

— Стандарт организации. Основные правила обеспечения эксплуатации атомных станций (ОПЭ АС). СТО 1.1.1.01.0678-2007.

— Программа обеспечения качества технического обслуживания и ремонта систем и оборудования электростанции. ПОКАС (рем).Основные положения. Книга 1. № 0-18-01ПОКАС (рем).

— Программа обеспечения качества технического обслуживания и ремонта систем и оборудования электростанции. ПОКАС (рем). Техническое обслуживание и ремонт систем и оборудования. Книга 2. № 0-18-02ПОКАС (рем).

— Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок. ПОТ РМ-016-2001. РД-153-34.0-03.150-00.

— Межотраслевые правила по охране труда при работе на высоте. ПОТ Р М-012-2000

— Инструкция по охране труда для электрослесаря по ремонту оборудования распределительных устройств. № 0-03-136ИОТ.

— Инструкция по пожарной безопасности электрического цеха электростанции. № 0-03-53ИП.

— Руководящий документ. Правила организации технического обслуживания и ремонта систем и оборудования атомных станций. РДЭО 0069-97.

— Объем и нормы испытаний электрооборудования. РД 34.45-51.300-97.

— Правила безопасности при работе с инструментом и приспособлениями. РД 34.03.204-93.

— Нормы периодичности планово–предупредительного ремонта силового электрооборудования электроцеха электростанции.

— Классификация компонентов и деятельности по категориям качества. Руководство. № 0-48-54ИП.

— Выключатель маломасляный серии ВМТ-110. Техническое описание и инструкция по эксплуатации. ИБКЖ.674143.001.ТО

— Приводы пружинные серии ППрК. Техническое описание и инструкция по эксплуатации. 6СЯ.753.021 ТО

— Положение о порядке проверки знаний персонала электростанции. № 0-39-08П.

— Общие положения обеспечения безопасности атомных станций. ОПБ-88/97. ПНАЭ Г-01-011-97.

— Инструкция по входному контролю оборудования, основных материалов, полуфабрикатов и комплектующих изделий, поступающих на электростанцию. № 0-18-02ИП.

— Стандарт организации. Правила охраны труда при эксплуатации тепломеханического оборудования и тепловых сетей атомных станций ФГУП концерн «Росэнергоатом». СТО 1.1.1.02.0673-2006.

1.3. Область применения (распространения).

Настоящая технологическая инструкция распространяет свое действие на ремонт маломасляного выключателя 110 кВ, установленного на электростанции на линии Л-148 и на п./ст. 115.

1.3.1. Назначение выключателя.

Выключатель предназначен для коммутации электрических цепей при нормальных и аварийных режимах, а также для работы АПВ в сетях трехфазного переменного тока частотой 50 Гц с номинальным напряжением 110 кВ.

Выключатель изготовлен в климатическом исполнении УХЛ категории размещения 1 по ГОСТ 15150-69, ГОСТ 15543-70 и предназначен для эксплуатации на открытом воздухе в районах с умеренным, холодным климатом.

1.3.2. Основные технические данные выключателя.

Инновационная технология рентгенографического контроля технического состояния высоковольтных выключателей в эксплуатации

Аннотация

Ключевые слова

Полный текст:

Литература

Непомнящий В. А., Дарьян Л. А. Надежность оборудования электрических сетей 220 — 750 кВ энергосистем // Библиотечка электротехника, приложение к журналу «Энергетик». Вып. 9 (237). — М.: НТФ «Энергопрогресс», 2018. — 124 с.

Michaelson J. SF6 Breaker & GIS Internal Inspection Using Radiography // ABB Library [Электронный ресурс]. URL: library.e.abb.com (дата обращения: 08.11.2016).

Читать еще: Взрывозащищенные выключатели с защитой

Verify SF6 circuit breaker reliability while reducing maintenance costs // Siemens [Электронный ресурс]. URL: www.usa.siemens.com/assetservices (дата обращения: 22.08.2017).

ИБКЖ.674.143.001. Инструкция по эксплуатации. Выключатель маломасляный серии ВМТ. — М.: Внешторгиздат, 1989. — 68 с.

Дарьян Л. А. Зарубежный опыт применения рентгенографии для контроля технического состояния высоковольтного оборудования / Л. А. Дарьян, П. В. Голубев, Р. М. Образцов и др. // Энергоэксперт. 2017. № 3. C. 62 — 66.

Michaelson J., Moglestue A. Seeing through switchgear // T&D World Magazine, 2013, December 4 [Электронный ресурс]. URL: http://www.tdworld.com/ sponsored-articles/seeing-through-switchgear (дата обращения: 19.12.2014).

Shinohara A. H., Santana D. M. F., Oliveira P. P. J. C. Defects Detection in Electrical Insulators and Breaker for High Voltage by Low Cost Computed Radiography Systems // DIR 2007 — International Symposium on Digital industrial Radiology and Computed Tomography, June 25 — 27, 2007, Lyon, France.

Васькин И. В., Якуб А. А. Неразрушающая диагностика электрооборудования методом рентгенографии в электрокомплексе ПАО «Ленэнерго» // Электроэнергия. Передача и распределение. 2017. № 3(42). С. 112 — 114.

Xianhai Pang. Research on Defect Pattern Recognition of GIS Equipment Based on x-ray Digital Imaging Technology / Xianhai Pang, Yanxun Qi, Xiaofeng Li, Han Wu, Hao Jing, Qing Xie // 2018 IEEE International Conference on High Voltage Engineering and Application (ICHVE), September 10 — 13, 2018, Athens, Greece.

Дарьян Л. А., Образцов Р. M. Современные источники рентгеновского излучения для контроля технического состояния высоковольтного оборудования // Энергоэксперт. 2019. № 2(70). C. 48 — 55.

Дарьян Л. А. Рентгенографическое обследование высоковольтных выключателей. Опытно-промышленная эксплуатация рентгенографического комплекса / Л. А. Дарьян, П. В. Голубев, Р. M. Образцов и др. // Электроэнергия. Передача и распределение. 2019. № 1(52). С. 134 — 141.

Патент № 189440. Мобильное устройство рентгенографического контроля высоковольтных выключателей : № 2019100087 : заявл. 10.01.2019 : опубл. 22.05.2019 / Л. А. Дарьян, П. В. Голубев, Р. М. Образцов и [др.] ; заявитель, патентообладатель ПАО «Межрегиональная распределительная сетевая компания Юга» (ПАО «МРСК Юга»).

Darian L. A. Investigation of X-ray Technology to Assess the Technical Condition of High-Voltage Minimum Oil Circuit Breakers / L. A. Darian, E. P. Grabchak, P. V. Golubev, R. M. Obraztsov // International Conference of Doble Clients, March 08 — 13, 2020, Boston, USA.

Дарьян Л. А. Исследование возможности применения рентгенографии для контроля технического состояния маломасляных выключателей / Л. А. Дарьян, Е. П. Грабчак, Р. M. Образцов, П. В. Голубев и др. // Электротехника. 2020. № 8. С. 36 — 41.

Darian L. A. X-ray Testing of High-voltage Oil-filled Electrical Equipment: Physical Background and Technical Requirements / L. A. Darian, P. V. Golubev, R. M. Obraztsov, E. P. Grabchak, et al. // IEEE Transaction on Dielectrics and Electrical Insulation, 2020, Vol. 27, No. 1, pp. 172 — 180.

Ссылки

На текущий момент ссылки отсутствуют.

Сборник распорядительных материалов по эксплуатации энергосистем. Электротехническая часть. Издание пятое, переработанное и дополненное — файл SRM_2000_2.doc

приобрести
Сборник распорядительных материалов по эксплуатации энергосистем. Электротехническая часть. Издание пятое, переработанное и дополненное
скачать (1719 kb.)
Доступные файлы (3):

SMR_2000_3.doc	849kb.	29.11.2004 11:50	скачать
SRM_2000_1.doc	1113kb.	29.11.2004 11:50	скачать
SRM_2000_2.doc	1796kb.	29.11.2004 11:50	скачать

SRM_2000_2.doc

РОССИЙСКОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО

ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ «ЕЭС РОССИИ»
ДЕПАРТАМЕНТ НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКОЙ ПОЛИТИКИ И РАЗВИТИЯ
ДЕПАРТАМЕНТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ

РАСПОРЯДИТЕЛЬНЫХ МАТЕРИАЛОВ ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ ЭНЕРГОСИСТЕМ
Электротехническая часть
Издание пятое, переработанное и дополненное

Часть 2
УДК 621.311.002.5

Разработано Открытым акционерным обществом «Фирма по наладке, совершенствованию технологии и эксплуатации электростанций и сетей ОРГРЭС»

Под общей редакцией Ф.Л. КОГАНА
Составители В.А. ВАЛИТОВ (разделы 1 и 6), И.П. ПЛЯСУЛЯ (раздел 2), В.П. ГЕРИХ (СО-ЦДУ ЕЭС России), Ю.Е. ГУРЕВИЧ и Ю.А. ТИХОНОВ (ОАО «ВНИИЭ»), И.П. МИХАЙЛОВА (раздел 3), Ф.Д. КУЗНЕЦОВ (раздел 4), B.C. БУРТАКОВ (раздел 5), В.И. РОДИОНОВ (раздел 7) и совместно с Е.Ф. КОНОВАЛОВЫМ (раздел 9), В.Б. САТИН (раздел 8), В.М. АРСЕНЬЕВ и А.Н. ЖУЛЕВ (раздел 10), В.А. КРИЧКО (раздел 11)
Согласовано с Департаментом генеральной инспекции по эксплуатации электрических станций и сетей РАО «ЕЭС России» 07.03.2002 г.

Начальник М.И. ЧИЧИНСКИЙ,

ЦДУ ЕЭС России 24.02.2002 г.

Первый заместитель генерального директора А.Ф. БОНДАРЕНКО
Утверждено Департаментом научно-технической политики и развития РАО «ЕЭС России» 27.06.2002 г.

Начальник Ю.Н. КУЧЕРОВ,

Департаментом электрических сетей РАО «ЕЭС России» 01.04.2002 г.

Начальник В.П. ДИКОЙ
С введением в действие настоящего Сборника утрачивает силу СРМ-92, а также все циркуляры и решения, изданные отдельно до 01.01.2001 г.
Настоящий Сборник распорядительных материалов (СРМ-2000) издан в двух частях. В часть 1 включены разделы 1-6, в часть 2 — разделы 7-11.

В Сборнике информационных материалов, изданном в качестве приложения к СРМ-2000, документы систематизированы по тематическим разделам СРМ-2000.
В настоящий Сборник (Ч. 1 и 2) включены действующие распорядительные документы Департамента научно-технической политики и развития и Департамента электрических сетей РАО «ЕЭС России» по электротехнической части, изданные до 01.01.2001 г. Приведенные в Сборнике циркуляры и решения в необходимых случаях переработаны и уточнены.

Требования распорядительных документов Сборника обязательны для всех энергопредприятий и организаций ЕЭС России.

Информационные документы (письма, извещения и т.п.), выпущенные Департаментом научно-технической политики и развития и Департаментом электрических сетей РАО «ЕЭС России» в период с 01.01.1990 г. до 01.01.2001 г., включены в отдельно изданный в качестве приложения к СРМ-2000 «Сборник информационных материалов по эксплуатации энергосистем. Электротехническая часть».
Введение
Настоящий Сборник (СРМ-2000) — пятое, переработанное и дополненное издание «Сборника руководящих материалов Главтехуправления Минэнерго СССР. Электротехническая часть. Издание четвертое, переработанное и дополненное. Ч. 1 и 2» (М.: СПО ОРГРЭС, 1992).

Сборник дополнен циркулярами (Ц) и решениями (Р) департаментов РАО «ЕЭС России», изданными с 1 января 1990 г. по 31 декабря 2000 г. включительно с учетом их актуальности, опыта применения и использования в типовых инструкциях и других документах.

В СРМ-2000 не включены решения и циркуляры, положения которых либо реализованы, либо учтены в ПУЭ, ПТЭ, типовых инструкциях и прочих документах, изданных после выхода решений и циркуляров, а также совместные решения Главтехуправления (или его правоприемников) и других ведомств по частным вопросам.

Сведения о состоянии на 01.10.2001 г. документов Сборника руководящих материалов издания 1992 г. (СРМ-92), а также решений и циркуляров, изданных с 01.01.1990 г. по 31.12.2000 г., приведены в перечнях в конце каждого раздела СРМ-2000. Номера циркуляров и решений указаны в содержании каждой части СРМ-2000.

Ряд содержащихся в СРМ-2000 распорядительных документов обновлен и переработан с учетом опыта эксплуатации, внесения уточнений и дополнений в ранее выпущенные документы и выхода новых.

Контроль за выполнением требований распорядительных документов СРМ-2000 осуществляет Департамент генеральной инспекции по эксплуатации электрических станций и сетей РАО «ЕЭС России» через свои региональные предприятия.
Раздел 7

ТРАНСФОРМАТОРЫ
7.1. О ПРЕДУПРЕЖДЕНИИ ОТКАЗОВ ПЕРЕКЛЮЧАЮЩИХ УСТРОЙСТВ ЗРНОА-110/1000

В энергосистемах продолжают повреждаться автотрансформаторы АТДЦТН-200000/220 и АТДЦТН-200000/330, оснащенные устройствами РПН типа ЗРНОА-110/1000, которые сняты с производства.

Перегревы контактов избирателей с последующим пробоем масляных промежутков, а также разложение масла и выпадение шлама от подогревателей приводят к аварийным отключениям автотрансформаторов.

В целях предупреждения повреждений автотрансформаторов предлагается:

1. Ввести контроль за наличием растворенных газов в масле избирателей в соответствии с «Методическими указаниями по обнаружению повреждений в силовых трансформаторах с помощью анализа растворенных в масле газов» (М.: СПО Союзтехэнерго, 1979). Пробы отбирать не реже одного раза в 6 мес.

2. При обнаружении в пробе масла газов, продуктов разложения масла и изоляции принять меры к выводу автотрансформатора в ремонт с последующей ревизией контактора и избирателя. При этом необходимо:

2.1. Проверить плотность бака контактора во избежание попадания в бак избирателя газов, образующихся при работе контактора. Для этого слить масло из контактора, извлечь выемную часть, вытереть насухо полость бака. Убедиться в отсутствии проникновения масла из бака избирателя в бак контактора через уплотнения или перепускной вентиль между контактором и избирателем. В случае поступления масла восстановить плотность бака контактора. Вентиль на патрубке между избирателем и контактором должен быть надежно закрыт.

Читать еще: Расстояние от радиатора до выключателя

Если между двумя последними отборами проб масла на хроматографический анализ переключения РПН не производились, плотность контактора допускается не проверять.

2.2. Провести ревизию избирателя с полным сливом масла. Во время ревизии проверить состояние контактов, контактное нажатие в соответствии с заводской документацией. Поврежденные элементы заменить. Ревизию контактора и избирателя следует проводить с привлечением специалистов завода-изготовителя.

3. Предусматривать ежегодное переключение устройства РПН во всем диапазоне по 20 циклов на каждой фазе невозбужденного трансформатора. Для редко переключаемых устройств с числом переключений менее 10 в месяц и нагрузкой более 600 А проводить переключения не реже одного раза в 6 мес в диапазоне от + 2 до —2 ступени под нагрузкой (10 циклов).

4. Вывести из работы нагреватели, для чего отсоединить провода питания, вводы нагревателей заземлить, отключить схему обогрева.

Изменить схему температурной и токовой блокировок переключающих устройств в соответствии с рис. 7.1. Заменить один из термосигнализаторов датчиком температуры Т-35-03 (порог срабатывания датчика минус 25°С).

Рис. 7.1. Схема выполнения температурной и токовой блокировок с применением датчика температуры Т-35-03
Перед установкой датчика долить масло в «карман» для термосигнализатора.
7.2. О ПРЕДОТВРАЩЕНИИ УПУСКА МАСЛА ИЗ ТРАНСФОРМАТОРОВ (РЕАКТОРОВ) ЧЕРЕЗ ПРЕДОХРАНИТЕЛЬНЫЕ КЛАПАНЫ

В энергосистемах имеются случаи упуска масла из трансформаторов с пленочной защитой с последующим их отключением из-за недостатков предохранительных клапанов и стрелочных маслоуказателей.

При увеличении нагрузки масло полностью заполняет объем расширителя, что приводит к повышению давления в баке и срабатыванию предохранительного клапана с выбросом масла.

При возврате клапан с круглой прокладкой (рис. 7.2) не полностью закрывается из-за смещения уплотняющей резиновой прокладки, что вызывает течь масла и упуск его из трансформатора.

Отмечены также случаи течи масла через предохранительный клапан вследствие недостаточно надежного уплотнения.

Для устранения указанных недостатков предлагается:

1. Произвести на всех трансформаторах (реакторах) с пленочной защитой замену стрелочных маслоуказателей новыми (с раздельной сигнализацией максимального и минимального уровней масла). В первую очередь такую замену осуществлять на трансформаторах энергоблоков и автотрансформаторах АТДЦТН-200000/330.

Перед установкой на трансформатор (реактор) стрелочного маслоуказателя произвести проверку и испытания его в соответствии с заводской инструкцией. Замену маслоуказателей производить при отключенном трансформаторе (реакторе).

Для сигнализации о максимальном уровне масла использовать резервное табло на щите управления.

После замены стрелочного маслоуказателя на его шкале отрегулировать уровень масла в расширителе в соответствии с температурой верхних слоев масла в трансформаторе (реакторе). Контроль температуры верхних слоев масла осуществлять по штатным термосигнализаторам. Для выравнивания температуры масла по высоте бака трансформатора включить маслонасосы системы охлаждения не менее чем на один час.

В зависимости от диаметра расширителя применять маслоуказатели со следующей длиной рычагов:

— 2090 мм для расширителей диаметром 1570 мм;

— 1610 мм для расширителей диаметром 1260 мм.

2. Заменить на трансформаторах (реакторах) с пленочной защитой масла предохранительные клапаны с круглой резиновой прокладкой (см. рис. 7.2) клапанами с манжетным уплотнением (рис. 7.3) при выполнении ремонтов или работ, связанных со сливом масла.

Клапаны, изготовленные по заводскому чертежу № 5ВБ.456.247, замене не подлежат.

Предохранительные клапаны с круглой прокладкой установлены на трансформаторах (реакторах), выпущенных в 1979—1982 гг.

Для определения типа уплотняющей прокладки осмотреть предохранительный клапан при снятом защитном кожухе. По внешнему виду крышки (поз. 2 на рис. 7.2, 7.3) и наличию прижимного кольца (поз. 5 на рис. 7.3) определить необходимость замены клапана.

Осуществлять хранение и обслуживание предохранительных клапанов с манжетным уплотнением в соответствии с заводской инструкцией.

Производить замену клапанов на трансформаторах (реакторах) напряжением 750 кВ и выше и трансформаторах энергоблоков 500 МВт и более с обязательным привлечением специалистов завода-изготовителя.

Выполнить неплановую замену предохранительных клапанов при обнаружении течи в них.

3. Осуществлять на трансформаторах без пленочной защиты, выпущенных в 1979—1982 гг., замену предохранительных клапанов с круглой резиновой прокладкой клапанами с манжетным уплотнением при обнаружении течи в клапанах.

4. Поставку предохранительных клапанов с манжетным уплотнением и стрелочных маслоуказателей производят заводы — изготовители трансформаторов (реакторов) по заявкам энергосистем.

Рис. 7.2. Предохранительный клапан с круглой резиновой прокладкой:

1 — кожух; 2 — крышка; 3 — круглая прокладка; 4 — корпус

Рис. 7.3. Предохранительный клапан с манжетным уплотнением:

1 — кожух; 2 — крышка; 3 — манжета; 4 — корпус; 5 — прижимное кольцо
7.3. ОБ ОБЛАСТИ ПРИМЕНЕНИЯ И ПОРЯДКЕ СМЕШЕНИЯ ТРАНСФОРМАТОРНЫХ МАСЕЛ

В настоящее время в эксплуатации находится большое количество новых марок трансформаторных масел отечественного и зарубежного производства, область применения которых не отражена в Решении Э-5/88 «Об области применения и порядке смешения трансформаторных масел» и «Методических указаниях по эксплуатации трансформаторных масел: РД 34.43.105-89».

На основании выполненных исследований физико-химических свойств различных марок трансформаторных масел отечественного и зарубежного производства и их смесей устанавливаются следующие области применения и порядок смешения отечественных и импортных трансформаторных масел, применяемых в электротехническом оборудовании.
1. Область применения трансформаторных масел

1.1. Область применения трансформаторных масел в маслонаполненном электротехническом оборудовании приведена в таблице 7.1.
Таблица 7.1
Область применения трансформаторных масел

Инструкция по монтажу выключателя мкп 110 скачать

4. Оборудование применяемое на подстанции 110 кВ.

В выключателях ВМТ-110Б три полюса установлены на общей раме и управляются одним пружинным приводом ППрК. Принцип работы выключателя основан на гашении электрической дуги потоком газомасляной смеси образующейся в результате интенсивного разложения трансформаторного масла под действием высокой температуры дуги. Этот поток получает определенное направление в дугогасительной камере. Размещенной в зоне горения дуги. Устройство и работа составных частей: рама выключателя ВМТ-110Б представляет собой сварную конструкцию, на которой установлены привод и маслонаполненные колонки. В крышке рамы, с правой стороны привода, выполнено смотровое окно планки-указателя положения выключателя. Полюс выключателя представляет собой маслонаполненную колонну, состоящую из опорного изолятора, дугогасительного устройства с токовыми выводами, механизма управления и подогревательного устройства. Дугогасительное устройство состоит из дугогасительной камеры, неподвижного контакта колпака, изолятора, токопровода с подвижным контактом.

Указания по эксплуатации: персонал, обслуживающий выключатели, должен знать настоящую инструкцию, устройство и принцип действия выключателя. Наибольшее рабочее напряжение выключателя 126 кВ, номинальный ток 125 А. В процессе эксплуатации контролировать уровень масла и величину избыточного давления в маслонаполненных колонках, по размещенным на колпаках указателях уровня масла и манометрам. Уровень масла в колонках должен находиться в пределах стеклянной трубки маслоуказателя. Наполнять колонны предпочтительнее сжатым газом. Избыточное давление в колонках должно быть в пределах 0.5-1 МПа.

Допускается увеличение давления до 15 МПа в холодное зимнее время при температуре окружающего воздуха ниже минус 30 С, которое не может повлиять на работоспособность выключателя и происходит из-за увеличения давления срабатывания выпускного клапана. Требования по технике безопасности и пожаробезопасности: персонал, допускаемый к работе с выключателем, должен пройти специальный инструктаж и учитывать специфические особенности конструкции. Рама выключателя в процессе эксплуатации должна быть надежно заземлена. Ремонтные работы и обслуживание проводить при отсутствии напряжения на выводах, на подогревательных устройствах, на силовых и цепях управления привода. Назначение: масляные выключатели типов МКП-110-М и МКП-110-МП являются быстродействующими коммутационными аппаратами, предназначенными для установки на открытых частях станций и подстанций мощных энергетических систем. Выключатель МКП-110-М представляет собой комплект из трех полюсов, соединенных в один агрегат при помощи однофазных соединительных тяг. Управление выключателем осуществляется одним общим для трех полюсов подвесным электромагнитным приводом постоянного тока типа ШПЭ-33.

Выключатель МКП-110 МП представляет собой комплект из трех отдельных полюсов, Каждый полюс управляется своим подвесным электромагнитным приводом постоянного тока типа ШПЭ-31. Выключатели снабжаются встроенными трансформаторами тока. Технические данные: выключатели МКП-110-М и МКП-110-МП изготовляются на номинальное напряжение 110 кВ и номинальный ток 600 А или 1000 А. Выключатели МКП-110-М и МКП-110-МП без производства ревизии могут отключать до 10 мощных коротких замыканий. выключатели МКП-110-М и МКП-110-МП соответствуют ГОСТ 687-41, а приводы ШПЭ-33 и ШПЭ-31 соответствуют ГОСТ 688-41.

Трансформаторное масло должно соответствовать ГОСТ 982-56.