Высоковольтные ввода выключателей мкп

Методика работы с микромилликилоомметром МИКО-2.3 на высоковольтном выключателе

Благодаря малому весу прибора МИКО-2.3 измерения на выключателе целесообразно проводить, размещая прибор на его крышке или в люльке подъемника. Это позволяет использовать короткие кабели, что немаловажно, учитывая их большое сечение и массу. И хотя прибор комплектуется кабелем микроомметра К162 для работы на выключателях 6÷110кВ, можно подобрать более короткий и легкий (К161), либо более длинный (К163…К165) кабель исходя из напряжения имеющихся выключателей.

1.1. Перед подъемом на выключатель перевести его в положение «Вкл» и заземлить один ввод каждого полюса. На все время работы на крышке выключателя запрещается разземлять ввод и переводить выключатель в положение «Откл».

1.2. Если выключатель не содержит встроенные трансформаторы тока, то удобнее работать с прибором при автономном питании без подключения зарядного устройства. Полностью заряженный аккумулятор позволяет произвести не менее 20-ти измерений на токе (950–500)А, что с избытком хватит для контроля всех трех полюсов выключателя. Аккумулятор следует зарядить до подъема на выключатель. Для этого, не вынимая прибор из сумки отстегнуть клапан на днище сумки и через открывшееся отверстие в днище вставить вилку короткого кабеля зарядного устройства в розетку «Заряд» прибора, включить питание прибора и дождаться заряда до 100%, отсоединить и выключить прибор.

1.3. В случае баковых выключателей с встроенными трансформаторами тока лучше питать прибор от сети через зарядное устройство, которое закрепляется на ремне сумки

1.4. Чтобы выполнить измерения в Режиме 2 на всех трех вводах выключателя от одной зарядки аккумулятора на земле, рекомендуется переходить на третий ввод не позднее, чем после появления на экране предупреждения РАЗРЯД. При этом Е=(20÷23)% и оставшейся энергии хватит для замеров на третьем вводе. Если же дождаться Е=(10÷15)%, то на третьем вводе прибор уже не удастся включить без подзаряда, что потребует тянуть удлинитель с земли.

1.5. При работе с крышки выключателя сам прибор для удобства пользования подвесить в переносной сумке в вертикальном положении на ввод выключателя, как показано на рис. 1 и 2. Для этого: отстегнуть ремень от сумки, обмотать его вокруг аппаратного зажима ввода и снова пристегнуть. Прибор не будет путаться под ногами и нет опасности нечаянно столкнуть его с крышки (рис. 1). Закрепление МИКО-2.3 на полюсе выключателя МКП-110 (рис. 2). Общий вид установки МИКО-2.3 на полюсе выключателя МКП-110.

Рис. 1. Закрепление МИКО-2.3 на полюсе выключателя МКП-110

Рис. 2. Общий вид установки МИКО-2.3 на полюсе выключателя МКП-110

1.6. При работе с подъемника первой подключается к вводу длинная часть кабеля, затем подъемник устанавливается возле второго ввода и к нему подключается уже короткая часть. Чтобы не упустить вторую часть кабеля при перемещении подъемника предварительно к короткой части кабеля привязать шнур и его второй конец закрепить в люльке подъемника. За этот шнур и поднимается в люльку вторая часть кабеля.

1.7. Присоединить поочередно концы кабеля посредством зажимов к вводам, обращая внимание на хорошее прилегание всех трех зубцов токового контакта к поверхности электрода ввода. После чего затянуть гайку «барашек» струбцины.

1.8. Вставить силовую вилку кабеля микроомметра через боковую ограничительную скобу в розетку разъема «ВХОД 2» таким образом, чтобы белая метка на поверхности силовой вилки была обращена к боковой стенке прибора.

1.9. Открыть боковой клапан сумки и затянуть с усилием головку винта.

1.10. Розетку кабеля микроомметра вставить в разъем «ВХОД 1».

1.11. Подсоединить зарядное устройство к прибору согласно п. 1.2. Прибор готов к измерениям.

1.12. В холодное время года все соединения зарядного устройства и кабеля с прибором лучше выполнить заблаговременно в теплом месте, обращая особое внимание на хорошую затяжку винта по п. 1.8.

В силовой электрической цепи полюса от ввода к вводу кроме переходного сопротивления контактов имеются и другие: в болтовых соединениях аппаратных зажимов с проводящими проводами, в болтовых или резьбовых соединениях аппаратных зажимов со шпильками вводов, в болтовых соединениях дугогасительных камер.

Зажимы МИКО-2.3, объединяя токовые и потенциальные контакты, автоматически реализуют четырехзажимную схему. Но при их подключении к аппаратным зажимам исключаются только переходные сопротивления между аппаратными зажимами и подводящими проводами. Переходные сопротивления остальных неподвижных соединений остаются.

Переходные сопротивления между аппаратными зажимами и шпильками вводов можно исключить из измерения переходных сопротивлений контактов, применяя выносные пружинные (ППК) или штыревые (ШПК) потенциальные контакты.

Когда штекер выносного потенциального контакта (ВПК) вставлен в розетку, встроенную в ручку зажима «крокодил», то в прибор уже будет поступать не потенциал стационарного потенциального контакта «крокодила», а потенциал с ВПК. Поэтому измеряться будет сопротивление не участка цепи между «крокодилами», а участка между двумя ВПК.

На рис. 3 показана установка ППК на шпильке ввода выключателя С-35. Надев ППК на шпильку, полезно повернуть его слегка влево-вправо для зачистки поверхности шпильки в месте касания с зубцами ППК. Аналогично можно установить ППК на шпильку с аппаратным зажимом типа, изображенного на рис. 4.

Рис. 3. Измерение с ППК на выключателе С-35

Рис. 4. Вид на аппаратный зажим выключателя МКП-110

При аппаратном зажиме, полностью закрывающем шпильку (см. рис.5), ППК устанавливают на верхнюю гайку маслорасширителя. Между этой гайкой и расположенной выше контргайкой аппаратного зажима всегда имеется небольшой зазор. Поэтому измерительный ток не проходит по гайке маслорасширителя и она имеет потенциал шпильки.

При аппаратных зажимах, где доступно только донышко шпильки, применяются ШПК, которые необходимо удерживать руками (рис. 6), предварительно зачистив острым концом ШПК окисленную поверхность донышка. В некоторых аппаратных зажимах в донышко шпильки ввернут стальной, заржавевший за многие годы болт. Но упирать в него ШПК не стоит, так как лучший контакт образуется со шпилькой, изготовленной из сплава меди.

Рис. 5. Измерение с ППК на выключателе МКП-110

Рис. 6. Измерение с ШПК на выключателя МКП-110

При использовании ШПК на выключателях 110кВ и выше требуется участие двух человек из-за большого расстояния между вводами. На выключателях 35кВ и ниже оба ШПК может удержать один человек, если использует задержанный запуск измерения.

При измерениях на дугогасительной камере может оказаться удобнее применить не вышеописанные ВПК с достаточно короткими проводами, а потенциальный кабель К121. Кабель имеет два провода длинной по 1,8 м. (по заказу длина может быть увеличена), оканчивающиеся штекерами, на которые может быть надет либо малый зажим «крокодил», либо заостренный щуп. Розетка кабеля вставляется в разъем прибора «Вход 1» вместо розетки кабеля микроомметра (К161…К165).

Если же подсоединение к объекту зажимами «крокодил» вообще не возможно, то следует применить кабели с игольчатыми токовыми и потенциальными контактами К154 и К155 , причем потенциальный игольчатый контакт подпружинен. И здесь использование задержанного запуска измерений позволит работать также одному человеку.

196140, Россия, г. Санкт-Петербург, ул. Кокколевская 1

Информация на сайте носит справочный характер и не является публичной офертой, определяемой положениями Статьи 437 Гражданского кодекса Российской Федерации. Технические параметры (спецификация) и комплект поставки товара могут быть изменены производителем без предварительного уведомления. Уточняйте информацию у наших менеджеров.

«СКБ электротехнического приборостроения» © 1991-2021
Политика конфиденциальности

Мы используем файлы cookie. Продолжив использование сайта, вы соглашаетесь на обработку
Ваших персональных данных с использованием данных файлов и Политикой конфиденциальности.

Надеемся, что в слудующий раз Вы сможете принять участие.

В ближайшее время с Вами свяжется специалист для уточнения данных.

Технологическая карта № 25

Технологическая карта № 25

Капитальный ремонт выключателя масляного МКП-110

1. Состав исполнителей

Электромонтер 5 разряда – 1

Электромонтер 4 разряда – 1

Электромонтер 3 разряда –1

2.1. Со снятием напряжения.

3. Механизмы, приборы, монтажные приспособления, инструмент,

защитные средства и сигнальные принадлежности

Лестница 7 метровая, шт. ……………………………………………………………………………1

Набор инструмента электромонтера, компл. ..……………………………………….………………..1

Емкость для отбора проб масла, шт. ……………………………………………………………………3

Емкость для отбора проб масла с негерметичных вводов, шт. ……………………………………….6

Комплект необходимых материалов

4. Норма времени на один выключатель, чел час

4.1.Норма времени на один выключатель ………………………………………………..76,1

5. Подготовительные работы и допуск к работе

5.1. Накануне выполнения работ подать заявку энергодиспетчеру на вывод в ремонт выключателя.

5.2. Подготовить необходимый комплект запасных частей.

5.3. Подготовить механизмы, инструменты, защитные средства и монтажные приспособления.

5.4. Подготовить необходимые материалы.

5.5. Подготовить емкость с «сухим» маслом, емкость для слива масла из выключателя, насос для

перекачки масла, шланги маслостойкие, аппаратуру для чистки и просушки масла.

5.6. После выписки наряда производителю работ получить инструктаж от лица выдавшего наряд.

5.7. Оперативному персоналу (по приказу ЭЧЦ) выполнить подготовку рабочего места.

5.8. Произвести допуск бригады к работе.

5.9. Производителю работ произвести инструктаж членам бригады по технике безопасности,

распределить обязанности между исполнителями.

6. Схема последовательного технологического процесса

технологические требования и нормы

Осмотр выключателя с проверкой состояния заземления

При осмотре выключателя проверяют внешнее состояние выключателя и привода; отсутствие загрязнений, подтеков масла, видимых сколов и трещин изоляторов; состояние наружных контактных соединений; уровень и отсутствие течи масла в полюсах выключателя; исправность заземлений.

Отбор проб масла

Протереть штуцер отбора проб масла ветошью, слить 15 литров масла. Ополоснуть маслом чистую, пропаренную емкость (0,5 л) с плотной крышкой. Произвести отбор проб масла из бака выключателя на химический анализ.

Пробивное напряжение масла должно быть Uпр ³ 35 кВ.

Слив трансформаторного масла

Подготовить базу масляного хозяйства; собрать трассу для слива трансформаторного масла; слить масло в количестве 9000 кг.

Открытие лаза и смотрового

Снять болты смотрового люка наверху бака выключателя; разболтить болтовые соединения лаз; открыть люк и лаз, проветрить от накопившихся паров внутреннюю часть бака.

Снятие шунтирующих резисторов

Снять шунтирующие резисторы (2 шт.) с дугогасительных камер.

Снятие дугогасительных камер

Закрепить полиспастовое устройство за специальное отверстие, находящееся наверху внутренней части бака выключателя; застропить дугогасительную камеру; отсоединить верхний фланец дугогасительной камеры от нижнего фланца высоковольтного ввода; снять дугогасительную камеру. Операцию повторить для снятия второй камеры.

Разборка дугогасительных камер

Производится полная разборка дугогасительных камер путем откручивания болтов держателя от цилиндра дугогасительной камеры. Далее открутить крепления неподвижных контактов. Из цилиндра снять штангу неподвижного контакта. Произвести осмотр, чистку подвижных и неподвижных контактов (отсутствие сколов, оплавлений, раковин на глубину > 2 мм). Производится замена бракованных деталей. Детали и узлы промываются в чистом трансформаторном масле от продуктов горения.

Сборка дугогасительных камер

Сборка дугогасительной камеры производится в обратной последовательности.

Разборка шунтирующих резисторов

С изоляционного цилиндра открутить два болта, снять бакелитовый барьер. Открутив гайки шунтирующего резистора, вынуть его. Произвести промывку резисторов в чистом трансформаторном масле.

Сборка шунтирующих резисторов

Собрать резисторы в обратной последовательности; произвести замер омического сопротивления. Норма R= 750 Ом

Установка дугогасительных камер

Установить дугогасительную камеру путем ее поднятия полиспастовым устройством; закрепить дугогасительную камеру с помощью фланцевого соединения ввода и дугогасительной камеры.

Проверка состояния траверсы

Проверить отсутствие трещин, сколов, расслоение траверсы, измерить сопротивление изоляции тяги R60 мегаомметром 2500 В

(Норма R60 ³ 3000 мОм)

Проверка резьбовых, шплинтовочных соединений

Подлежат замене детали, имеющие значительные дефекты: вмятины, забои, срывы, резьбовых соединений, люфты, трещины.

Подлежат ремонту детали с небольшими дефектами при этом заусеницы, затиры, стачиваются напильником или шлифовочной шкуркой.

Проверка валов и осей подвижных частей выключателя

Проверить отсутствие износа по диаметру, овальности в местах износа, сколы, трещины, загибы. По состояния отремонтировать или заменить на новые.

Снятие и разборка пружинного буфера

Снять и разобрать пружинный буфер; проверить отсутствие надломов, трещин, неравномерность шага витков резьбы, при потери упругости пружины заменить на новую.

Норма хода буфера = 15мм

Сборка пружинного буфера и его установка

Собрать пружинный буфер в обратной последовательности

Снятие и разборка масляного буфера

Снять и разобрать масляный буфер; слить масло и вынуть поршень, шток, пружины и сальник. Проверить отсутствие изломов, трещин, разбитие головки поршня; проверить состояния сальника /при износе заменить/.

Норма хода буфера = 50 –3 мм;

Сборка и установка масляного буфера

Заполнить буфер маслом. Собрать масляный буфер в обратной последовательности.

Проверка и регулировка подвижного контакта

Расстояние между траверсой и коромыслом измеряется линейкой.

Норма должна быть 83+/- 2мм

Высота от верхнего края свечи до коромысла должна быть 168 + /- 5 мм

Замер полного хода подвижного контакта разновременность касания наружных контактов, и внутри камерных контактов полюса при ВКЛ

Собрать схему для измерения прибором ПКВ-М5. Включить выключатель и снять показания прибора.

Норма: полный ход контактов 511 +5 –10мм

Вжим контактов 8±2мм

Разновременность касания — 1 мм

Чистка масло указательного стекла

Снять маслоуказательное стекло; промыть внутреннюю часть стекла мыльным раствором или уайт-спиритом. Установить стекло, при этом заменить все резиновые уплотнения.

Снятие и ревизия маслосливной задвижки

Снять маслосливную задвижку; произвести ревизию ее внутренней части и сальниковой набивки.

Чистка бака от грязи.

Удалить грязь и промыть бак выключателя чистым трансформаторным маслом

Установка маслосливной задвижки.

Установить маслосливную задвижку в нижней части маслосливного устройства бака ВМ

Проверка верхних горизонтальных тяг

Проверить шплинтовочные соединения тяг;

Проверить расстояние до мертвой точки.

Норма недохода до мертвой точки =4-5мм

Закрыть лаз; произвести установку болтов и их закрепить, заменив резиновые уплотнения.

Заполнение бака трансформаторным маслом

Заполнить бак ВМ чистым (или очищенным) трансформаторным маслом через пресс-фильтр Диэлектрическая прочность масла должно быть Uпр³ 35 кВ, химанализ в норме.

Проверить зазор между роликом и отключающей собачкой в «Откл» положении щупом. Норма = 1-2 мм.

Проверить зазор между осью и удерживающей собачкой. Норма =мм.

Проверить западание собачки за ось ролика Норма = 3-5 мм.

Проверить зазор между отключающим механизмом и упорным болтом.

Произвести регулировку быстродействующих контактов (КБВ, и КБО).

Произвести протяжку болтовых соединений, удалить пыль, проверить сварные швы.

Замер сопротивления изоляции катушек ОТКЛ

Собрать испытательную схему для измерения R60. Отсоединить по одному концу катушек ОТКЛ, ВКЛ, катушки контактора от клемной сборки, при этом следует учесть, что катушки ВКЛ и ОТКЛ состоят из двух секций

(между концами Н2 и К1 должна быть перемычка)

Сопротивление изоляции производится мегом-

Метром на 1000В и должно быть;

.R60 изол катушки включения –не менее 1 МОм

.R60 изол катушки отключения–не менее 1 МОм

.R60 изол катушки контактора– не менее 1МОм

Сборка испытательной схемы для измерения омического сопротивления катушек включения, отключения и катушки контактора

Собрать испытательную схему. Снять катушку контактора; поочередно измерить сопротивления постоянному току контактора включения, катушки отключения и катушки включения.

Произвести измерение сопротивления катушек включения и отключения (состоят из 2 секций включенных последовательно)

Rизм должно быть 190+/–10 Ом

Rизм должно быть 22+/–0,08 Ом

Rизм должно быть 0,45+/–0,04Ом

Установить катушка контактора на место. Подсоединить отключенные провода к клемной

Измерение R пер контактов

По постоянному току

Заземлить прибор (МЭН-2); подключить прибор к высоковольтным выводам ВМ; включить ВМ; произвести замер переходного сопротивления: Rпереходное= 800 мкОм

Проверка пониженным напряжением.

Собрать испытательную схему для проверки работы привода и его подвижных частей пониженным напряжением. Опробовать включение и отключение ВМ следующим напряжением:

Включение контактора. – 80% Uн

Отключение привода выключателя 65% Uн

Сборка испытательной схемы

Заземлить прибор ПКВ; подключить прибор ПКВ к выводам выключателя; запитать ПКВ от цепей управления выключателем.

Замер скоростных характеристик прибором ПКВ-М4 (ПКВ-М5)

Произвести измерения. Результаты измерений должны соответствовать нормам:

Время включения — 0,5-0,6 сек

Время отключения – 0,04-0,06 сек.

Скорость движения контактов должна быть:

. при включении – 1,8+/-0,3 м/с

. при отключении – 1,5+/-0,2м/с

Скорость движения контактов МАХ должна быть:

. при включении – 3,3+/ — 0,4 м/с

. при отключении – 0,04 +0,01 м/с. полный ход траверсы – 510+5/-10 мм

. ход в контактах 8+2/-1 мм

Разновременность размыкания и замыкания :

Разборка испытательной схемы

Разобрать испытательную схему в обратной последовательности.

Замена масла и силикагеля в дыхательных патронах негерметичных высоковольтных вводов

Снять дыхательные патроны , слить трансформаторное масло в емкость, высыпать селикагель в заранее приготовленную сухую чистую емкость; промыть стаканы мыльным раствором; проверить резиновые уплотнения патрона — в случае их износа заменить на новые; заполнить стаканы просушенным селикагелем, 15 часть от верхнего края стакана заполнить индикаторным селикагелем; заполнить чистым трансформаторным маслом; установить дыхательные патроны на ввод.

Чистка изоляторов В/В вводов

Произвести чистку фарфоровой изоляции ввода чистой ветошью, смоченной уайт-спиритом, от грязи и пыли

Отбор проб масла В/В вводов

Произвести отбор проб масла с высоковольтного ввода на хим. и хром. анализ в чистую сухую емкость. Хим анализ берется 0,5 л, хром анализ

Берется шприц емкостью 0,02л.

Восстановление лакокрасочных покрытий бака ВМ

Восстановить покрытие на поврежденные участки бака ВМ смесью алюминиевой пудры и олифы.

Опробование выключателя трех кратным включением и отключением (дистанционно)

Произвести опробование ВМ трехкратным включением и отключением дистанционно со щита управления.

7. Окончание работы

7.1. Собрать материалы, монтажные приспособления, инструмент, защитные средства. Убрать

7.2. Сдать рабочее место допускающему и закрыть наряд.

7.3. Возвратиться на щитовую тяговой подстанции.

7.4. Оформить протокол ремонта масляного выключателя.

Осмотр и текущий ремонт высоковольтных выключателей переменного тока

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;
• исправность заземлений;
• работу подогрева выключателя и привода (в период низких температур);
• показания счетчика числа аварийных отключений;
• соответствие показаний указателей действительному положению масляного выключателя.

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

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 (рис. 4.12), снимают нижние крышки 1 с

розеточными контактами, вынимают дуто гасительные 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;

Рис. 4.13. Контакт неподвижный розеточного типа:

/ — крышка нижняя; 2 — кольцо опорное; 3 — кольцо; 4 — ламель (на выключателях с номинальным током 630 и 1000 А — пять ламелей, 1600 А — шесть ламелей, см. вид А); 5 — прокладка изоляционная; 6 — пружина; 7 — болт М8; 8 — связь гибкая; 9— пробка маслоспускного отверстия; 10 — прокладка

• при ремонте розеточного контакта (рис. 4.13) 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 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. 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 маслоуказатели;
• проверяют исправность масляного буфера, в случае необходимости его разбирают, промывают и заполняют индустриальным маслом, буферную пружину очищают и смазывают.

При ремонте особое ътатание обращают на рабочую поверх

ность «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.

Рис. 4.14. Устройство буферное:

1,3 — пружинодержатель; 2 — планка; 4- болт упорный; 5 — шайба: 6 — буфер масляный; 7— вал выключателя с рычагами; 8 — пружина буферная

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 арми- ровок. 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 (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.

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

Механический ресурс масляных выключателей

Коммутационный ресурс масляных выключателей по суммарному

Замену масла выполняют:

• на выключателях с номинальным током отключения 20 кА — после 17 операций отключения в режиме КЗ при токах отключения в диапазоне 30—60 % от номинального или 10 операций отключения при 100 % номинального тока отключения;

Рис. 4.15. Полюс вакуумного выключателя ВВТЭ-10-20/ 630У2:

I — тяга изоляционная; 2. 4 — втулки; 3 — пружина контактная; 5, 17— верхняя и нижняя шайбы; 6 — втулка крепления полюса; 7 — кронштейн; 8, 15 — нож контактный верхний и нижний; 9 — шина; К) — каркас изоляционный; 11 — камера ВДК; 12 — контакт ВДК подвижный; 13 — связь гибкая; 14 — палец; 16 — планка

• на выключателях с номинальным током отключения 31,5 кА — после 12 операций отключения в режиме КЗ при токах отключения в диапазоне 30—60 % от номинального тока или 7 операций отключения при 100 % номинального тока отключения, а также после совершения операций «включено— отключено» рабочих токов, близких к номинальному току и суммарно равных 120 кА, а также если оно имеет пробивную прочность ниже 15 кВ.

Ввиду того что масло служит для гашения дуги и только частично изолирует разрыв фазы, его можно использовать в почерневшем виде.

В последнее время маломаслянные выключатели переменного тока напряжением 10 кВ на тяговых подстанциях стали заменять вакуумными выключателями (рис. 4.15), обладающими значительно лучшими характеристиками, чем маломасляные, в том числе:

• отсутствие необходимости в замене и пополнении дугогасящей среды;
• высокая износостойкость при коммутации номинальных токов и токов КЗ;
• снижение эксплуатационных затрат, простота эксплуатации;
• быстрое восстановление электрической прочности — (10-г- 50) х 10 3 В/мкс;
• полная взрыво- и пожаробезопасность;
• повышенная устойчивость к ударам и вибрационным нагрузкам;
• произвольное рабочее положение вакуумной дугогасительной камеры (ВДК) в конструкции выключателя;
• широкий диапазон температур окружающей среды, в котором может работать ВДК (от -70 до +200 °С);
• бесшумность, чистота, удобство обслуживания, обусловленные малым выделением энергии в дуге и отсутствием внешних эффектов при отключении токов КЗ;
• отсутствие загрязнения окружающей среды;
• высокое быстродействие, применение для работы в любых циклах АП В;
• сравнительно малые массы и габариты, небольшие динамические нагрузки на конструкцию при работе из-за относительно малой мощности привода;
• легкая замена ВДК.

Вакуумные выключатели типа BB/TEL являются коммутационными аппаратами нового поколения (рис. 4.16). В основе их конструктивного решения лежит использование пофазных электромагнитных приводов с «магнитной защелкой», механически связанных общим валом. Такая конструкция позволила исключить все виды ремонтов в течение всего срока службы, т.к. механический ресурс вакуумного выключателя BB/TEL составляет 50 000 циклов «включено—отключено», а ресурс по коммутационной стойкости приноминальном токе — 50 000 таких же циклов и при токах короткого замыкания 60— 100 % /_{0 н} — 100 циклов; а также снизить габариты и вес выключателя, управлять выключателем по цепям оперативного как постоянного, так и переменного тока с помощью блоков управления.

Кроме того, для встраивания выключателей в реконструируемые и вновь разрабатываемые КРУ (КСО) предприятием «Таврида — Электрик» разработаны типовые проекты «Модернизация КРУ с использованием вакуумного выключателя», что значительно снижает затраты на реконструкцию ячеек.

Рис. 4.16. Вакуумный выключатель BB/TEL-10:

1. — неподвижный контакт ВДК;
2. — вакуумная дугогасительная камера; 3 — подвижный контакт ВДК; 4 — гибкий токосъем; 5 — тяговый изолятор; 6 — пружина поджатия; 7—верхняя крышка; 8 — кольцевой магнит; 9 — якорь; К)— отключающая пружина; II — катушка; 12—нижняя крышка; 13— вал; 14— пластина; 15—постоянный магнит; 16— герконы (контакты для внешних

Осмотры вакуумных выключателей со снятием напряжения проводят после 2500 операций «включено — отключено», но не реже одного раза в год. Для этого при снятой крышке привода производят внешний осмотр выключателя, привода, контактных элементов. Стирают пыль с вакуумных дугогасительных камер корпуса и изоляционных тяг ветошью. Проверяют провал контактов, смазывают трущиеся поверхности смазкой, проверяют и подтягивают крепеж.

Текущий ремонт вакуумных выключателей полностью зависит от встроенного в них привода, так как эрозия контактов самого выключателя под действием дуги незначительна, проблема ухудшения вакуума на протяжении длительного времени эксплуатации решена, срок службы вакуумных выключателей практически неограничен и необходимость ревизий и ремонта его на весь срок службы отсутствует.

Хотя ремонт проводится не реже одного раза в год, он практически повторяет работы, выполняемые при осмотрах, лишь при необходимости выполняют регулировку момента срабатывания вспомогательных контактов и зазоров в механизме блокировки. Так же, как и масляные выключатели, вакуумные имеют свой механический и коммутационный ресурс (табл. 4.6), по выработке которого оборудование требует внеочередного ремонта.

Внеочередной ремонт при выработке механического ресурса проводится в объеме текущего ремонта, а при выработке коммутационного в объем входят замена дугогасительных камер и испытания в полном объеме.

Механический и коммутационный ресурс вакуумных выключателей

Примечание. /оном— номинальный ток отключения, кА.

Сроки капитального ремонта зависят от результатов испытаний, проводящихся один раз в три года. Ремонт сводится к разборке и ремонту всех узлов выключателя, кроме дугогасительной камеры; замене износившихся деталей, т.е. капитальному ремонту привода с заменой дугогасительной камеры.

Высоковольтные ввода выключателей мкп

Если вам интересна история реле и вы изучаете принцип работы разных типов реле . Подписывайтесь на мой канал на Ютубе .

Высоковольтная выключающая аппаратура
(конструкции и монтаж)
Автор: Г. Е. Хромченко
Научный редактор: инж. Д. В. Соколов
Государственное издательство литературы по строительству и архитектуре Москва—1955

В книге излагаются принципы действия и описываются конструкции и методы монтажа и наладки высоковольтных выключающих аппаратов.
Книга предназначена в качестве учебного пособия для учащихся электротехнических отделений строительных техникумов.

Содержание

Предисловие
Введение
Глава 1. Гашение электрической дуги
1. Электрическая дуга
2. Гашение дуги переменного тока
3. Простой разрыв дуги в масле
4. Дугогасительные устройства
а) Дугогасительные устройства с автодутьем
б) Гашение дуги струей сжатого воздуха
в) Магнитное гашение дуги
г) Многоразрывные дугогасительные устройства
Глава 2. Контакты аппаратов и вводы
5. Контакты аппаратов
а) Общие сведения
б) Разрывные контактные соединения
6. Вводы 4
Глава 3. Приводные механизмы выключателей
7. Выпрямляющие механизмы
а) Механизмы с прямолинейными направляющими
б) Прямила
в) Выпрямляющие механизмы смешанного типа
8. Ограничивающие и буферные устройства
9. Отключающие пружины
Глава 4. Приводы выключателей
10. Электромагнитные приводы
11. Ручные автоматические приводы
12. Грузовые и пружинные приводы для АПВ и АВР
Глава 5. Общие вопросы монтажа выключателей
13. Ревизия выключателей
14. Установка выключателей
15. Установка вводов
16. Монтаж приводного механизма
17. Монтаж контактной системы
18. Монтаж приводов
19. Заливка маслом
20. Техника безопасности при монтаже выключающих аппаратов
Глава 6. Монтаж баковых выключателей 6—10 кВ.
21. Выключатели типа ВМЭ-6
22. Выключатели типа ВМБ-10
Глава 7. Монтаж маломасляных выключателей 6—10 кВ.
23. Выключатели типа ВМГ
24. Выключатели типа МГГ-10
25. Выключатели типа МГГ-229
Глава 8. Монтаж безмасляных выключателей 6—10 кВ.
26. Выключатели нагрузки
27. Автогазовые выключатели
28. Электромагнитные выключатели
Глава 9. Монтаж масляных выключателей 35 кВ.
29. Выключатели с деионной камерой
30. Выключатели с камерой поперечного дутья
31. Маломасляные выключатели 35 кВ
Глава 10. Монтаж масляных выключателей 110—220 кВ.
32. Выключатели типа МКП-160; МКП-180; МКП-274
33. Выключатели типа МКП-110 и МКП-220
34. Выключатели типа МГ-110
Глава 11. Воздушные выключатели
35. Конструкция воздушных выключателей
36. Пневматические клапаны
37. Воздухопроводы
38. Вентиляция воздушных выключателей
39. Механизмы управления
40. Компрессорные установки
41. Монтаж воздушных выключателей
а) Монтаж выключателя типа ВВН-35
б) Монтаж выключателей типов ВВН-110 и ВВН-154
Глава 12. Разъединители
42. Общие сведения
43. Разъединители для внутренних установок
44. Разъединители для наружных установок
45. Приводы разъединителей
46. Монтаж разъединителей
а) Ревизия
б) Установка и регулировка
в) Особенности монтажа разъединителей для внутренних установок
г) Особенности монтажа разъединителей для наружных установок
Глава 13. Испытания аппаратов
47. Механические характеристики
а) Общие сведения
б) Измерение нажатия контактов, хода контактов траверсы и угла поворота вала
в) Измерение времени включения и отключения
г) Измерение скорости движения подвижных контактов
48. Испытание изоляции
а) Общие сведения
б) Испытание вводов
в) Испытание изоляции подвижной части аппарата
г) Испытание изоляции повышенным напряжением
д) Испытание обмоток привода промежуточного контактора и встроенных трансформаторов тока
е) Испытание трансформаторного масла
49. Проверка действия аппаратов и подготовка их к сдаче
а) Измерение переходного сопротивления контактов
б) Проверка действия аппарата с приводом
Рекомендуемая литература

Информация о файле :
Качество — хорошее
Формат — DjVu
OCR — есть