Ivalt.ru

И-Вольт
0 просмотров
Рейтинг статьи
1 звезда2 звезды3 звезды4 звезды5 звезд
Загрузка...

Выключатель у110 проведение ремонта

Осмотр и текущий ремонт высоковольтных выключателей переменного тока

Масляные выключатели

Осмотры масляных выключателей проводят без снятия напряжения 1 раз в день на подстанциях с постоянным обслуживающим персоналом и в сроки, установленные местны­ми инструкциями, но не реже 1 раза в 10 дней — на тех подстанциях, где его нет.

При осмотрах масляных выключателей проверяют:

— внешнее состояние выключателя и привода;

— отсутствие загрязнений, видимых сколов и трещин изоляторов; следов выброса масла из дополнительных резервуаров или выхлопных устройств (клапанов);

— состояние наружных контактных соединений;

— уровень и отсутствие течи масла в полюсах выключателя;

— работу подогрева выключателя и привода (в период низких температур);

— показания счетчика числа аварийных отключений;

— соответствие показании указа­телей действительному положению масляного выключателя.

Текущий ремонт масляных вык­лючателей производится со снятием на­пряжения бригадой в составе трех чело­век (на масляных выключателях напря­жением 110 и 220 кВ) и двух — на ос­тальных выключателях.

При текущем ремонте мало­объемных масляных выключателей выполняют сначала осмотр выключателя и привода. При осмотре проверяют загряз­нение наружных частей выключателя, осо­бенно изоляционных деталей, отсутствие на них трещин; наличие выбросов масла и следов его подтекания через уплотнения по­люсов; уровень масла в полюсах; отсут­ствие признаков чрезмерного перегрева (на­пример, по цветам побежалости).

Рис. 4.12. Полюс выключателя ВМПЭ-10: 1 — крышка нижняя; 2 — фланец нижний; 3 — цилиндр; 4 — фланец верхний; 5 — корпус; 6 — головка; 7 — крышка верхняя; 8—пробка маслоспускного отверстия; 9 — клапан; 10 — подшипник; 11 — буфер; 12 — рычаг механизма внутренний; 13 — уплотнение; 14 — вал ме­ханизма; 15—механизм; 16—рычаг механизма наруж­ный; 17—стержень направляющий; 18—токоотводы; 19 — втулка; 20 — планка; 21 — камера дугогасительная; 22 — маслоуказатель; 23 — цилиндр распорный; 24 — стержень подвижный; 25 — серьга; 26— пружина

Протирают изоляторы и наружные части выключателя ветошью, смоченной в керосине, возобновляют смазку на трущих­ся частях, проверяют работу маслоуказа-телъных устройств. Проверяют надежность крепления выключателя и привода; исправ­ность крепежных деталей, правильность сочленения привода и выключателя; выпол­няют пробное включение и отключение выключателя. Уточнив объем работ, при­ступают к текущему ремонту.

Текущий ремонт выключателя ВМПЭ-10 с частичной разборкой проводят в следующем технологическом порядке:

— снимают междуполюсные пере­-
городки, сливают масло из полюсов
(рис. 4.12), снимают нижние крышки 1 с

розеточными контактами, вынимают дугогасительные ка­меры 21 и распорные цилиндры 23. Вынутые из полюсов детали тщательно промывают сухим маслом, протира­ют и осматривают;

— переводят выключатель вручную в положение,
соответствующее включенному, и осматривают концы
подвижных стержней;

— если контакты и камеры имеют несущественный из­нос (небольшие наплывы металла на рабочих поверхностях контактов, поверхностное обугливание перегородок камеры
без увеличения сечения дутьевых каналов), то достаточно
зачистить их поверхности напильником или мелкой наждач­ной шкуркой, а затем промыть маслом. В этом случае следу­ющий очередной ремонт производят раньше срока в зависимости от степени износа контактов и камер. Если контакты и камеры сильно повреждены дугой (имеются раковины и сквоз­ные прожоги тугоплавкой облицовки контактов и повреждения медной части ламелей и стержней, увеличенные размеры
дутьевых каналов и центрального отверстия камеры более
чем на 3 мм по ширине или диаметру и т. п.), они должны
быть заменены из комплекта запасных частей;

— при ремонте розеточного контакта (рис. 4.13) следят за тем

Рис 4 13 Контакт неподвижный чтобы в собранном контакте ламели 4 были установлены без

розеточного типа: перекосов, при вытянутом стержне находились в наклонном

1 — крышка нижняя; 2 — кольцо положении к центру с касанием между собой в верхней части

опорное; 3—кольцо; 4—ламель и опирались на опорное кольцо 2.

(на выключателях с номинальным При необходимости замены контакта подвижного стержня

током 630 и 1000 А — пять производят дальнейшую разборку полюса в следующем

ламелей ,1600 А – шесть ламелей, порядке:

см. вид А); 5 – прокладка изоля- — отсоединяют верхние шины;

ционная; 6- пружина; 7 болт М8; — снимают корпус с механизмом, предварительно
8 — связь гибкая; 9—пробка отсоединив его от тяги, изоляционного цилиндра и верх-

маслоспускного отверстия; ней скобы изолятора;

10 — прокладка

— снимают планку 20 (см. рис. 4.12) и вынимают токоотводы 18,

— переводят механизмы во включенное положение и отсоединяют вал механизма 14, от­соединив при этом стопорную планку. При замене новый контакт подвижного стержня должен быть ввинчен до отказа (зазор между стержнем и контактом недопустим), протачивают контакт и надежно раскернивают в четырех местах. В случае значительного повреждения медной части стержня над контактом заменяют его новым из комплекта запасных частей;

— собирают детали полюсов в последовательности, обратной разборке. Токоведущие
части промывают и протирают. Контактные выводы полюсов смазывают тонким слоем
смазки ГОИ-54 или ПВК. При сборке обеспечивают плотное прилегание головки 6, верхнего фланца 4 с корпусом 5, нижней крышки 1 с фланцем 2. В собранных полюсах проверяют работу механизма. При повороте его за наружный рычаг подвижный стержень должен сво­бодно, без заеданий, перемещаться по всему ходу до розеточного контакта;

— тщательно очищают все изоляционные части, фарфоровые изоляторы и масло-
указатели;

— проверяют исправность масляного буфера, в случае необходимости его разбирают,
промывают и заполняют индустриальным маслом, буферную пружину очищают и смазывают.

При ремонте привода выключателя особое внимание обращают на рабочую поверх­ность «собачек», состояние блок-контактов и пружин.

После текущего ремонта проводят испытания по ограни­ченной программе.

Кроме измерения сопротивления постоянному току контак­тов масляного выключателя, сопротивления обмоток включаю­щей и отключающей катушек, сопротивления изоляции вторич­ных цепей, обмоток включающей и отключающей катушек и ис­пытания масла из бака выключателя, обязательно опробуют вык­лючатель трехкратным включением и отключением с определе­нием зазора между роликом на валу выключателя и упорным бол­том 4 буферного устройства (рис. 4.14). Величина зазора должна быть 1—1,5 мм при включенном положении привода.

Текущий ремонт многообъемных масля­ных в ы к л ю ч а те л е и выполняют без вскрытия баков в следующем порядке.

Технической салфеткой, смоченной в бензине, протирают вводы, проверяют отсутствие сколов и трещин фарфора и арми-ровок. Проверяют крепление ошиновок, наклеивая на контакт­ные поверхности термопленки; отсутствие течи в маслоуказате-

лях и уровень масла во вводах, доливая его при необходимости. Открывают боковые крышки механизма выключателя, проверяют сопротивление изоляции трансформаторов тока ме-

Рис. 4.14. Устройство буферное:

1, 3 — пружинодержатель; 2 — планка; 4 — болт упорный; 5 — шайба; 6- буфер масляный;

гаомметром на 1000 В, измеряют переходное сопротив- 7— вал выключателя с рыча-

ление контактов. гами; 8 — пружина буферная

Внеочередной ремонт выключателя производят после выработки механического ресурса или нормированного допусти­мого количества операций по износостойкости (табл. 4.4). Коммутационный (механичес­кий) ресурс для часто переключаемых выключателей преобразовательных агрегатов опре­деляется числом коммутаций рабочего тока и составляет для металлокерамических кон­тактов 1000 операций, для медных контактов — 250 операций.

Читать еще:  Как подцепить розетку с выключателем схема

При наличии сумматоров-фиксаторов отключаемых токов необходимость внеочередного ремонта определяется по допустимому значению суммарного коммутируемого тока (табл. 4.5).

Общие условия выбора системы дренажа: Система дренажа выбирается в зависимости от характера защищаемого.

Механическое удерживание земляных масс: Механическое удерживание земляных масс на склоне обеспечивают контрфорсными сооружениями различных конструкций.

Организация стока поверхностных вод: Наибольшее количество влаги на земном шаре испаряется с поверхности морей и океанов (88‰).

Текущий ремонт масляного выключателя ВМП-10

Текущий ремонт масляных выключателей производится со снятием напряжения бригадой из двух человек.

При текущем ремонте сначала выполняют осмотр выключателя и привода. При осмотре проверяют загрязнение наружных частей выключателя, особенно изоляционных деталей, отсутствие на них трещин; наличие выбросов масла и следов его подтекания через уплотнения полюсов; уровень масла в полюсах; отсутствие признаков чрезмерного перегрева (например, по цветам побежалости).

Протирают изоляторы и наружные части выключателя ветошью, смоченной в керосине, возобновляют смазку на трущихся частях, проверяют работу маслоуказательных устройств. Проверяют надежность крепления выключателя и привода; исправность крепежных деталей, правильность сочленения привода и выключателя; выполняют пробное включение и отключение выключателя. Уточнив объем работ, приступают к текущему ремонту.

Текущий ремонт ВПМ-10 с частичной разборкой проводят в следующем технологическом порядке:

· Снимают межполюсные перегородки, сливают масло из полюсов (рис. 1), снимают нижние крышки 1 с розетчатыми контактами, вынимают дугогасительные камеры 21 и распорные цилиндры 23. Вынутые из полюсов детали тщательно протирают сухим маслом, протирают и осматривают;

· переводят выключатель вручную в положение соответствующее включенному и осматривают концы подвижных стержней;

Рисунок 1 – Полюс выключателя ВМП-10

· если контакты и камеры имеют не существенный износ (небольшие наплывы металла на рабочих поверхностях контактов, поверхностое обугливание перегородок камеры без увелечения дутьевых каналов), то достаточно зачистить их поверхности напильником или мелкой наждачной бумагой, а затем промыть маслом. В этом случае следующий очередной ремонт производят раньше срока в зависимости от степени износа контактов и камер. Если контакты и камеры сильно повреждены дугой (имеются раковины и сквозные прожоги тугоплавкой облицовки контактов и центрального отверстия камеры более чем на 3мм по ширине или диаметру и т.п.), они должны заменены из комплекта запасных частей;

Рисунок 2 –Контакт неподвижный розетчатого типа

· при ремонте розеточного контакта (рис. 2) следят за тем, чтобы в собранном контакте ламели 4 были уставлены без перекосов, при вытянутом стержне находились в наклонном положении к центру с касанием между собой в верхней части и опирались на опорное кольцо 2.

При необходимости замены контакта подвижного стержня производят дальнейшую разборку полюса в следующем порядке:

· отсоединяют верхние шины;

· снимают корпус с механизмом, предварительно отсоединив его от тяги, изоляционного цилиндра и верхней скобы изолятора;

· снимают планку 20 (см. рис. 1) и вынимают токоотводы 18;

· переводят механизмы во включенное положение и отсоединяют вал механизма 14, отсоединив при этом стопорную планку. При замене новый контакт подвижного стержня должен быть ввинчен до отказа (зазор между стержнем и контактом недопустим), протачивают контакт и надежно раскернивают в четырех местах. В случае значительного повреждения медной части стержня над контактом заменяют его новым из комплекта запасных частей;

· собирают детали полюсов в последовательности обратной разборке. Токоведущие части промывают и протирают. Контактные выводы полюсов смазывают тонким слоем смазки ГОИ-54 или ПВК. При сборке обеспечивают плотное прилегание головки 6, верхнего фланца 4 с корпусом 5, нижней крышки 1 с фланцем 2. В собранных полюсах проверяют работу механизма. При повороте его за наружный рычаг подвижной стержень должен свободно без заеданий, перемещаться по всему ходу до розетчатого контакта;

· тщательно очищают все изоляционные части, фарфоровые изоляторы и маслоуказатели;

· проверяют исправность масляного буфера, в случае необходимости его разбирают, промывают и заполняют индустриальным маслом, буферную пружину очищают и смазывают.

Рисунок 3 – Устройство буферное

При ремонте привода выключателя особое внимание особое внимание обращают на рабочую поверхность «собачек», состояние блок контактов и пружин.

Таблица 3 – Типовые нормы времени на текущий ремонт масляного выключателя ВМП-10

Состав исполнителейКол-во исполнителейИзмеритель работыНорма времени на измеритель, Нормо-ч
Электромеханик – 1 Электромонтер ТП 3-го разряда – 11 выключатель1,43
Содержание работыУчтенный объем работы на измерительОперативное время на учтенный объем работы, Нормо-мин
1.Наружный осмотр выключателя с проверкой состояния заземления1 выключа- тель8,0
2.Проверка состояния контактных соединенийТо же13,0
3.Проверка маслоуказательного устройства«4,0
4.Проверка масляного и пружинного буфера«9,6
5.Чистка изоляторов и других частей выключателя«7,6
6.Проверка состояния, чистка, смазка трущихся частей и опробование привода1 привод23,3
7.Опробование выключателя на включение и отключение1 выключа-тель6,6
Итого:72,1

Применяемые приборы, инструмент, приспособления и материалы: ключи гаечные, отвертка, молоток слесарный, щуп, стеклянное полотно, смазка, обтирочный материал.

Объявления

Если вы интересуетесь релейной защитой и реле, то подписывайтесь на мой канал

Технологическая защита элегазовых выключателей 110 кВ (Страница 1 из 2)

Советы бывалого релейщика → Студенческий Раздел → Технологическая защита элегазовых выключателей 110 кВ

Чтобы отправить ответ, вы должны войти или зарегистрироваться

Сообщений с 1 по 20 из 21

1 Тема от dinara.petuhova95 2016-12-02 14:35:45 (2016-12-02 18:30:37 отредактировано dinara.petuhova95)

  • dinara.petuhova95
  • Пользователь
  • Неактивен
  • Откуда: Казань
  • Зарегистрирован: 2016-12-02
  • Сообщений: 6
  • Репутация : [ 0 | 0 ]
Тема: Технологическая защита элегазовых выключателей 110 кВ

Всем здравствуйте!
Дали данную тему для магистерской, нужна помощь тех, кто сталкивался, работал, продолжает работать с эксплуатацией элегазовых выключателей, техническим обслуживанием при различных схемах электроустановок, а именно на ПС с обслуживающим персоналом, на ПС без осблуживающего персонала, на ТЭС, на электроустановках с обходным выключателем и без. Как справлялись с трудностями когда происходила утечка элегаза? Как долго вы ее искали? Какая последовательность вывода в ремонт? Как долго он был в ремонте и что ему служило заменой? Также интересуют проблемы сжижения элегаза при низких температурах, кто с этим сталкивался и как решали проблему? Больше интересуют информация по выключателям ВЭБ 110 (220) и ВГТ 110 (220), но и про другие тоже интересно было бы послушать, просто при ответе указывайте марку и тип выключателя, пожалуйста. Спасибо заранее за отзывчивость и ответы! Всем добра)

2 Ответ от doro 2016-12-02 15:50:06

  • doro
  • свободный художник
  • Неактивен
  • Откуда: г. Краснодар
  • Зарегистрирован: 2011-01-08
  • Сообщений: 9,543
Re: Технологическая защита элегазовых выключателей 110 кВ

Утечка элегаза — главная проблема элегазового оборудования. Поскольку раздел студенческий, а я являюсь куратором (то бишь, модератором) этого раздела, попытаюсь изложить по-простому.
Если это — коммутационный элемент (выключатель), при снижении давления до первого выдается соответствующий предупредительный сигнал. Если оперативный персонал «промухал» эту информацию, происходит блокировка любых операций с этим выключателем (ну не справится он с заданными коммутации хоть при КЗ в соответствующей зоне, хоть при обычных оперативных переключениях). В таком случае есть два варианта:
1. Блокируются все команды на управление выключателя с выдачей соответствующего сигнала. В этом случае диспетчер принимает оперативные меры по выводу выключателя в ремонт (уж чем это будет выполнено, зависит оти конкретной схемы объекта)
2. Давление элегаза катастрофически упало, и при этом происходит КЗ в соответствующей зон действия защиты, работает УРОВ с раздачей слонов по смежным элементам.

Читать еще:  Автоматический выключатель защиты двигателя iskra

3 Ответ от Klim 2016-12-02 16:06:40

  • Klim
  • Пользователь
  • Неактивен
  • Зарегистрирован: 2015-11-13
  • Сообщений: 71
  • Репутация : [ 0 | 0 ]
Re: Технологическая защита элегазовых выключателей 110 кВ

Никак не искали. Когда оперативники отключили выключатель нагрузки UNISWITCH SDF от АВВ, он зашипел и развалился )

SAM_1967.JPG 3.44 Мб, 7 скачиваний с 2016-12-02

You don’t have the permssions to download the attachments of this post.

4 Ответ от Lekarь 2016-12-02 16:38:18 (2016-12-02 16:50:07 отредактировано Lekarь)

  • Lekarь
  • Пользователь
  • Неактивен
  • Зарегистрирован: 2014-12-26
  • Сообщений: 4,748
  • Репутация : [ 9 | 0 ]
Re: Технологическая защита элегазовых выключателей 110 кВ

Не все так просто и однозначно при снижении давления блокировки. Файл который приведен ниже является выдержкой из руководства по эксплуатации одного из наших российских выключателей, который изготовлен в соответствии с ТУ на элегазовые выключатели.
Вот если элегаз ушел из отдельностоящих ТТ с элегазом, то как правило в большинстве случаев на выключателе присоединения блокируются цепи управления. А вот если элегаз ушел из выключателя тут возможны варианты. Я сторонник того, чтобы при снижении элегаза до уставки второй блокировки (когда элегаз ушел полностью) — выключатель сам отключался. Особенно это актуально для ПС и станций , где есть постоянный персонал.
С точкит зрения надежности схемы лучше когда выключатель сам отключится. Какая разница произошел обрыв ошиновки выключателя или ушел элегаз. Оборудование и в том и в этом случае будет выводится в ремонт. Если мы при уходе элегаза просто блокируем выключатель на проведение с ним операций, то далее идет тьма операций, которые достаточно опасны и длительны. Если же выключатель отключится сам, то нам остается только отключить два разъединителя с каждой из сторон.
Более того, посмотрел паспорт на ВГТ и в таблице параметров есть такая строка: давление блокировки или принудительного отключения с запретом на включение.
С точки зрения главного инженера ПЭС или ПО я бы требовал обоснования принудительного неотключения выключателя, т.е. нормально по-моему выключатель, который неисправен (уход элегаза это и есть неисправность), отключается сам, тем более это предусмотрено конструкцией самого выключателя.

Требования к элегазовым выключателям.PDF 104.35 Кб, 35 скачиваний с 2016-12-02

You don’t have the permssions to download the attachments of this post.

5 Ответ от dinara.petuhova95 2016-12-02 18:28:46 (2016-12-02 18:10:54 отредактировано dinara.petuhova95)

  • dinara.petuhova95
  • Пользователь
  • Неактивен
  • Откуда: Казань
  • Зарегистрирован: 2016-12-02
  • Сообщений: 6
  • Репутация : [ 0 | 0 ]
Re: Технологическая защита элегазовых выключателей 110 кВ

Никак не искали. Когда оперативники отключили выключатель нагрузки UNISWITCH SDF от АВВ, он зашипел и развалился )

Жесть) неприятное зрелище конечно..а можно поподробнее он был уже достаточно старый или что? непонятно мне почему так взял зашипел и развалился

Добавлено: 2016-12-02 18:14:36

Утечка элегаза — главная проблема элегазового оборудования. Поскольку раздел студенческий, а я являюсь куратором (то бишь, модератором) этого раздела, попытаюсь изложить по-простому.
Если это — коммутационный элемент (выключатель), при снижении давления до первого выдается соответствующий предупредительный сигнал. Если оперативный персонал «промухал» эту информацию, происходит блокировка любых операций с этим выключателем (ну не справится он с заданными коммутации хоть при КЗ в соответствующей зоне, хоть при обычных оперативных переключениях). В таком случае есть два варианта:
1. Блокируются все команды на управление выключателя с выдачей соответствующего сигнала. В этом случае диспетчер принимает оперативные меры по выводу выключателя в ремонт (уж чем это будет выполнено, зависит оти конкретной схемы объекта)
2. Давление элегаза катастрофически упало, и при этом происходит КЗ в соответствующей зон действия защиты, работает УРОВ с раздачей слонов по смежным элементам.

Спасибо за ответ) а можно поподробнее про оперативные меры по выводу выключателя в ремонт при блокировке? все это ну оооочень нужно для диплома, а в свободном доступе не найдешь (если на примере конкретной схемы, то прям очень благодарна буду)

Добавлено: 2016-12-02 18:28:46

Не все так просто и однозначно при снижении давления блокировки. Файл который приведен ниже является выдержкой из руководства по эксплуатации одного из наших российских выключателей, который изготовлен в соответствии с ТУ на элегазовые выключатели.
Вот если элегаз ушел из отдельностоящих ТТ с элегазом, то как правило в большинстве случаев на выключателе присоединения блокируются цепи управления. А вот если элегаз ушел из выключателя тут возможны варианты. Я сторонник того, чтобы при снижении элегаза до уставки второй блокировки (когда элегаз ушел полностью) — выключатель сам отключался. Особенно это актуально для ПС и станций , где есть постоянный персонал.
С точкит зрения надежности схемы лучше когда выключатель сам отключится. Какая разница произошел обрыв ошиновки выключателя или ушел элегаз. Оборудование и в том и в этом случае будет выводится в ремонт. Если мы при уходе элегаза просто блокируем выключатель на проведение с ним операций, то далее идет тьма операций, которые достаточно опасны и длительны. Если же выключатель отключится сам, то нам остается только отключить два разъединителя с каждой из сторон.
Более того, посмотрел паспорт на ВГТ и в таблице параметров есть такая строка: давление блокировки или принудительного отключения с запретом на включение.
С точки зрения главного инженера ПЭС или ПО я бы требовал обоснования принудительного неотключения выключателя, т.е. нормально по-моему выключатель, который неисправен (уход элегаза это и есть неисправность), отключается сам, тем более это предусмотрено конструкцией самого выключателя.

Спасибо за подробный ответ. Интересно было бы узнать про тьму операций при блокировке, и насколько они опасны. И еще, ведь когда сам выключатель отключится от утечки элегаза его нужно потом добавлять насколько трудоемкий этот процесс? Также интересно где в России находится ваша ПС именно сталкивались ли вы с сжижением элегаза при низких температурах и как выходили из такой ситуации?

Ремонт масляных выключателей 6-10 кВ

В процессе эксплуатации должны проводиться текущий, капитальный и, по мере необходимости, внеочередной ремонты выключателей.
Смену масла производят в следующих случаях: при ремонтах выключателей; при снижении пробивной прочности масла ниже 15 кВ; после определенного комплекса коммутаций, выполненных выключателем.

Этот комплекс зависит от типа выключателя и составляет: для ВМП-10 — 4 отключения токов КЗ или 250 включений и отключений тока 600 А; для ВМПП-10 и ВМПЭ-10—17 отключений тока КЗ до 12 кА, или 10 раз — 20 кА, или 6 раз — 31,5 кА.

Читать еще:  Автоматический выключатель авм электрон

Ремонт выключателя должен выполняться при отсутствии напряжения на всех выводах и во всех относящихся к нему вторичных цепях. При необходимости выполнения работ на включенном выключателе отключающий механизм привода должен быть заперт. Прежде всего выключатель очищают от пыли и грязи. После этого проводят осмотр для выявления объема ремонтных работ. Следует обратить внимание на состояние изоляционных частей, отсутствие течи масла, надежность крепления выключателя и заземления его рамы. Окончательный объем ремонта уточняется при разработке.

Все трущиеся части механизма выключателя после удаления старой смазки смазывают тонким слоем ЦИАТИМ-203 или ЦИАТИМ-221 (кроме частей, находящихся внутри полюсов) и при необходимости восстанавливают поврежденную окраску.

Выводы выключателей выполнены из алюминиевого сплава и имеют антикоррозийное защитное покрытие. Поэтому зачистка контактных поверхностей напильником или наждачной бумагой (шкуркой) запрещается. При необходимости очистки следует пользоваться растворителями (бензином, спиртом).
После ремонта и регулировки выключатели подвергают испытаниям. В табл. допустимые сопротивления контактов выключателей ВМП-10, ВМПП-10, ВМПЭ-10, ВМГ-10, ВМГП-10 приведены допустимые сопротивления контактов постоянному току для различных типов выключателей, а в табл. механические и регулировочные характеристики выключателей ВМП-10, ВМПП-10, ВМПЭ-10, ВМГ-10, ВМГП-10 — их механические и регулировочные характеристики.

Ремонт масляных выключателей

Осмотры масляных выключателей проводят без снятия напряжения 1 раз в день на подстанциях с постоянным обслуживающим персоналом и в сроки, установленные местными инструкциями, но не реже 1 раза в 10 дней — на тех подстанциях, где его нет.

При осмотрах масляных выключателей проверяют:

— внешнее состояние выключателя и привода;

— отсутствие загрязнений, видимых сколов и трещин изоляторов; следов выброса масла из дополнительных резервуаров или выхлопных устройств (клапанов);

— состояние наружных контактных соединений;

— уровень и отсутствие течи масла в полюсах выключателя;

— работу подогрева выключателя и привода (в период низких температур);

— показания счетчика числа аварийных отключений;

— соответствие показаний указателей действительному положению масляного выключателя.

Характер ремонта зависит от типа применяемых выключателей..

Текущий ремонт масляных выключателей производится со снятием напряжения бригадой в составе трех человек (на масляных выключателях напряжением 110 и 220 кВ) и двух — на остальных выключателях.

При текущем ремонте малообъемных масляных выключателей выполняют сначала осмотр выключателя и привода. При осмотре проверяют загрязнение наружных частей выключателя, особенно изоляционных деталей, отсутствие на них трещин; наличие выбросов масла и следов его подтекания через уплотнения полюсов; уровень масла в полюсах; отсутствие признаков чрезмерного перегрева (например, по цветам побежалости).

Протирают изоляторы и наружные части выключателя ветошью, смоченной в керосине, возобновляют смазку на трущихся частях, проверяют работу маслоуказательных устройств. Проверяют надежность крепления выключателя и привода; исправность крепежных деталей, правильность сочленения привода и выключателя; выполняют пробное включение и отключение выключателя. Уточнив объем работ, приступают к текущему ремонту.

Текущий ремонт выключателя ВМПЭ-10 с частичной разборкой проводят в следующем технологическом порядке:

-снимают междуполюсные перегородки, сливают масло из полюсов снимают нижние крышки с розеточными контактами, вынимают дугогасительные ка­меры и распорные цилиндры. Вынутые из полюсов детали тщательно промывают сухим маслом, протира­ют и осматривают;

-переводят выключатель вручную в положение, соответствующее включенному, и осматривают концы подвижных стержней;

-если контакты и камеры имеют несущественный из­нос (небольшие наплывы металла на рабочих поверхностях контактов, поверхностное обугливание перегородок камеры без увеличения сечения дутьевых каналов), то достаточно зачистить их поверхности напильником или мелкой наждач­ной шкуркой, а затем промыть маслом. В этом случае следу­ющий очередной ремонт производят раньше срока в зависи­мости от степени износа контактов и камер. Если контакты и камеры сильно повреждены дугой (имеются раковины и сквоз­ные прожоги тугоплавкой облицовки контактов и поврежде­ния медной части ламелей и стержней, увеличенные размеры дутьевых каналов и центрального отверстия камеры более чем на 3 мм по ширине или диаметру и т. п.), они должны быть заменены из комплекта запасных частей;

-при ремонте розеточного контакта сле­дят за тем, чтобы в собранном контакте ламели 4 были ус­тановлены без перекосов, при вытянутом стержне находи­лись в наклонном положении к центру с касанием между собой в верхней части и опирались на опорное кольцо. При необходимости замены контакта подвижного стержня производят дальнейшую разборку полюса в сле­дующем порядке:

-отсоединяют верхние шины;

-снимают корпус с механизмом, предварительно отсоединив его от тяги, изоляционного цилиндра и верх­ней скобы изолятора;

-снимают планку и вынимают токоотводы;

-переводят механизмы во включенное положение и отсоединяют вал механизма, от­соединив при этом стопорную планку. При замене новый контакт подвижного стержня должен быть ввинчен до отказа (зазор между стержнем и контактом недопустим), протачивают кон­такт и надежно раскернивают в четырех местах. В случае значительного повреждения медной части стержня над контактом заменяют его новым из комплекта запасных частей;

-собирают детали полюсов в последовательности, обратной разборке. Токоведущие части промывают и протирают. Контактные выводы полюсов смазывают тонким слоем смазки ГОИ-54 или ПВК. При сборке обеспечивают плотное прилегание головки, верхне­го фланца с корпусом; нижней крышки с фланцем. В собранных полюсах проверяют работу механизма. При повороте его за наружный рычаг подвижный стержень должен сво­бодно, без заеданий, перемещаться по всему ходу до розеточного контакта;

-тщательно очищают все изоляционные части, фарфоровые изоляторы и маслоуказатели;

-проверяют исправность масляного буфера, в случае необходимости его разбирают, промывают и заполняют индустриальным маслом, буферную пружину очищают и смазывают.

При ремонте привода выключателя особое внимание обращают на рабочую поверх­ность «собачек», состояние бло-контактов и пружин.

После текущего ремонта проводят испытания по ограни­ченной программе.

Кроме измерения сопротивления постоянному току контак­тов масляного выключателя, сопротивления обмоток включаю­щей и отключающей катушек, сопротивления изоляции вторич­ных цепей, обмоток включающей и отключающей катушек и ис­пытания масла из бака выключателя, обязательно опробуют вык­лючатель трехкратным включением и отключением с определе­нием зазора между роликом на валу выключателя и упорным бол­том 4 буферного устройства (рис. 4.14). Величина зазора должна быть 1—1,5 мм при включенном положении привода.

Текущий ремонт многообъемных масля­ных выключателей выполняют без вскрытия баков в следующем порядке.

Технической салфеткой, смоченной в бензине, протирают вводы, проверяют отсутствие сколов и трещин фарфора и армировок. Проверяют крепление ошиновок, наклеивая на контакт­ные поверхности термопленки; отсутствие течи в маслоуказателях и уровень масла во вводах, доливая его при необходимости.

Открывают боковые крышки механизма выключателя, проверяют сопротивление изоляции трансформаторов тока мегаомметром на 1000 В, измеряют переходное сопротивление контактов.

Внеочередной ремонт выключателя производят после вы­работки механического ресурса или нормированного допусти­мого количества операций по износостойкости. Коммутационный (механичес­кий) ресурс для часто переключаемых выключателей преобразовательных агрегатов опре­деляется числом коммутаций рабочего тока и составляет для металлокерамических кон­тактов 1000 операций, для медных контактов — 250 операций.

Нам важно ваше мнение! Был ли полезен опубликованный материал? Да | Нет

голоса
Рейтинг статьи
Ссылка на основную публикацию
ВсеИнструменты
Adblock
detector