Масляный выключатель у 220 – Руководство по капитальному ремонту масляного выключателя У-220-1000/2000-25УI, от 10 января 1977 года

Содержание

Масляные выключатели. Выключатели переменного тока выше 1 кВ



Масляные выключатели появились в конце девятнадцатого столетия и приблизительно до 1930г. являлись единственным видом отключающего аппарата в сетях высокого напряжения. Различают масляные выключатели двух видов — баковые и маломасляные. Методы деионизации дугового промежутка в этих выключателях одинаковы. Различие заключается лишь в изоляции контактной системы от заземленного основания и в количестве масла.

Баковые выключатели

В выключателях этого вида дугогасительные устройства полюсов помещены в заземленный бак, заполненный маслом, которое используется в качестве газогенерирующего вещества, а также для изоляции контактной системы от заземленного бака. Ниже в качестве примера приведено описание выключателя типа У-220-40 с номинальным напряжением 220 кВ и номинальным током отключения 40 кА производственного объединения «Урал-электротяжмаш» (рис.1).

Рис.1. Полюс трехбакового масляного выключателя типа У-220-40

Выключатель предназначен для наружной установки. Каждому полюсу соответствует особый бак 1 цилиндрической формы с расширяющейся верхней частью, приспособленной для установки проходных изоляторов 2 и трансформаторов тока 3. Внутренняя поверхность бака выложена изоляционным материалом 4. К нижним фланцам изоляторов прикреплены дугогасительные камеры 5 с шунтирующими резисторами 6. Подвижные контакты укреплены на траверсе 7, приводимой в движение приводом с помощью изоляционной штанги 8 и системы рычагов 9. В положении «включено» траверса 7 находится в верхнем положении, контакты замкнуты, механизм выключателя заперт. В процессе отключения подвижная система освобождается и под действием отключающих пружин перемещается вниз. Контакты размыкаются и дуга гасится. В положении «отключено» контактная траверса находится внизу, несколько выше днища бака (см. пунктир). Здесь расположено устройство 10 для подогрева масла в зимнее время.

Баки залиты маслом. Под крышками остается некоторый объем воздуха («воздушная подушка»), который при сильном газообразовании вытесняется вместе с газами наружу через газоотводную трубу (на рисунке не показана). Слой масла над гасительными камерами должен быть достаточным, чтобы обеспечить надежное охлаждение газов, образующихся в процессе отключения, до соприкосновения их с воздухом под крышкой во избежание воспламенения.

Рис.2. Дугогасительное устройство выключателя У-220-40

Дугогасительное устройство выключателя показано на рис.2. В цилиндре 1 из изоляционного материала укреплены две камеры поперечного масляного дутья (2 и 3), соединенные последовательно. Неподвижные и подвижные контакты этих камер обозначены соответственно 4, 5 и 6, 7. При включении выключателя подвижная траверса с двумя цилиндрическими контактами (на рисунке не показана) поднимается и входит в соприкосновение с корпусом. При дальнейшем ее движении поднимаются подвижные контакты 5 и 7 и соединяются с неподвижными контактами 4 и 6. Механизм выключателя запирается.

При отключении выключателя подвижная траверса вместе с контактами 5 и 7 опускается и в разрывах образуются дуги, которые гасятся в соответствующих камерах. Ходу подвижных контактов вниз способствует пружина 8. Шунтирующие резисторы, показанные на рис.1, обеспечивают равномерное распределение напряжения между гасительными устройствами.

Газы, выбрасываемые из гасительных устройств при отключении тока КЗ, сообщают слою масла, находящемуся над ними, большую кинетическую энергию. Масло ударяется в крышку бака. Скорость масла в момент удара достигает 10-20 м/с, а сила, направленная вверх, достигает 150 кН. При последующем падении масла возникает сила, направленная вниз, которая составляет порядка 300 кН. Она воспринимается фундаментом.

Масса выключателя (три полюса) без масла составляет 28т, а масса масла — 27т. Выключатель подлежит установке на бетонном основании высотой 0,5-0,8м над уровнем земли. Незащищенные токоведущие части находятся на недоступной высоте и не представляют опасности для людей, обслуживающих установку. Три полюса управляются общим электромагнитным или пневматическим приводом.

При ремонте выключателя необходимо спустить масло. С этой целью предусматривают соответствующие трубопроводы и емкости. Для доступа к контактной системе в стенках баков предусмотрены лазы достаточного размера, плотно закрывающиеся крышками на болтах.

Баковые масляные выключатели просты в изготовлении. Стоимость их относительно невысока. Наличие встроенных трансформаторов тока является их достоинством. В связи с усовершенствованием конструкций дугогасительных устройств опасность взрыва и пожара практически исключена. Однако большой объем масла затрудняет доступ к контактной системе и увеличивает время, необходимое для ремонта. Фундаменты для таких выключателей должны быть рассчитаны на значительные динамические нагрузки. Время отключения выключателя составляет 4 периода.

Выключатели аналогичной конструкции (но с меньшими размерами) строят также для номинальных напряжений 110 и 35 кВ.

Маломасляные выключатели

В выключателях этого вида масло служит только газогенерирующим веществом. Для изоляции токоведущих частей используют фарфор, стеклопластик, текстолит и другие изоляционные материалы. Отечественные заводы строят маломасляные выключатели для номинальных напряжений от 6 до 220 кВ для внутренней и наружной установки. Они имеют меньшие размеры и массу по сравнению с баковыми выключателями. Относительно небольшое количество масла облегчает уход и ремонт.

В выключателях для номинальных напряжений до 35 кВ контактная система и дугогасительные устройства заключены в небольшие бачки, изолированные от заземленного основания фарфоровыми изоляторами. Бачки могут быть металлическими (в ранних конструкциях) или из стеклопластика.

Рис.3. Маломасляный выключатель типа ВМП-10

В качестве примера на рис.3 показан весьма распространенный выключатель типа ВМП-10 (выключатель маломасляный подвесной) для номинального напряжения 10 кВ и внутренней установки. Основание выключателя выполнено в виде стальной рамы 1, которая крепится вертикально на стене или каркасе РУ. В раме размещены вал выключателя 2, отключающая пружина и буферное устройство 5. К раме пристроен электромагнитный или пружинный привод. Бачки прикреплены к раме с помощью фарфоровых изоляторов 4. Вал 6 каждого бачка соединен с валом 2 выключателя изолирующей тягой 5. Количество масла составляет всего 4,5 кг. Номинальный ток отключения выключателя ВМП-10 составляет в зависимости от исполнения от 20 до 31,5 кА, номинальный, ток — от 630 до 3200 А. Время отключения составляет 0,12 с (6 периодов).

Выключатель типа ВМП-35 с номинальным напряжением 35 кВ имеет аналогичную конструкцию. Номинальный ток отключения равен 10 кА.

Рис.4. Контактная система и гасительное устройство
масляного выключателя типа МГ-10

Маломасляные выключатели 10-20 кВ с большой отключающей способностью (до 90 кА) и номинальным током до 11 кА имеют несколько иную конструкцию (рис.4). Они имеют по два металлических бачка на полюс. Контактная система разделена на главные и дугогасительные контакты. Неподвижные части 1 главных контактов выполнены в виде трехгранных призм и расположены на крышках бачков. Подвижные части 2 (пальцевого типа) прикреплены к контактной траверсе 3. Число пар пальцев определяется номинальным током. Неподвижные части дугогасительных контактов розеточного типа 4 укреплены в днищах бачков. Подвижные части в виде круглых стержней 5 прикреплены к контактной траверсе и входят в бачки через проходные изоляторы.

В положении «включено» (рис.4,а) большая часть тока проходит от зажима 6 по крышке бачка к главным контактам 1, 2, траверсе 3 и далее к зажиму второго бачка. Небольшая часть тока ответвляется от основного пути и проходит по стенкам первого бачка, розеточному контакту 4, подвижному контактному стержню 5 к траверсе и далее аналогично ко второму бачку. В процессе отключения (рис.4,6) сначала размыкаются главные контакты и весь ток смещается в дугогасительные контакты. При размыкании последних в нижних отсеках бачков зажигаются дуги, угасающие в гасительных камерах по мере продвижения контактных стержней вверх. При включении выключателя сначала замыкаются дугогасительные, а затем главные контакты.

Гасительные камеры состоят из ряда дисков из изоляционного материала, скрепленных шпильками. В дисках имеются вырезы, образующие центральный канал для контактного стержня, а также «карманы» для масла и выхлопные каналы для газов — продуктов разложения масла. Давление в камерах достигает 8 МПа, что способствует образованию сильного газового дутья, направленного радиально и отчасти вдоль канала дуги. После угасания дуги газы выходят из бачков через маслоотделители и по газоотводным трубам (на рисунке не показаны). Масляные пары конденсируются, и масло стекает в бачки.

Контактные траверсы с подвижными контактными стержнями в процессе, отключения приводятся в движение мощными отключающими пружинами, которые с помощью изоляционных штанг 7 соединены через передаточный механизм с валом выключателя. Внешний вид выключателя показан на рис.5. Его время отключения составляет 6-7 периодов.

Рис.5. Маломасляный выключатель типа МГГ-10-5000-б3УЗ:
1 — рама с механизмом;
2 — опорный изолятор;
3 — бачок;
4 — главные контакты;
5 — изоляционная тяга

Маломасляные выключатели ПО «Уралэлектротяжмаш»

ПО «Уралэлектротяжмаш» выпускает маломасляные выключатели с номинальным напряжением 35, 110 и 220 кВ.

Рис.6. Маломасляный выключатель серии ВМТ:
а — на напряжение 110 кВ;
б — на напряжение 220 кВ

На рис.6,а показан выключатель типа ВМТ-110 с номинальным напряжением 110 кВ, номинальным током 1250 А и номинальным током отключения 25 кА. Выключатель состоит из стального основания, на котором установлены три фарфоровые колонны. Нижняя часть каждой колонны представляет собой полый фарфоровый изолятор, внутри которого размещены стеклопластиковые тяги для передачи движения от привода к контактам. Верхняя часть колонны заполнена маслом. Здесь расположено дугогасительное устройство в эпоксидном цилиндре, воспринимающем механические напряжения при работе выключателя.

Гашение дуги происходит в камере встречно-поперечного дутья. Чтобы обеспечить отключение емкостных токов, контакты размыкаются с большой скоростью. Дугогасительное устройство заполнено сжатым азотом, который обеспечивает избыточное давление, способствующее поддержанию высокой электрической прочности межконтактного промежутка (что важно при работе выключателя в цикле АПВ), повышению износостойкости контактов и сохранению высокого уровня внутренней изоляции вне зависимости от внешних атмосферных условий. Избыточное давление создается перед пуском выключателя в эксплуатацию и благодаря надежной герметизации сохраняется в выключателе вплоть до очередной ревизии.

Выключатель снабжен пружинным приводом; время отключения составляет 3 периода. У выключателей предусмотрено устройство для подогрева масла в зимних условиях. С обычным трансформаторным маслом выключатели могут работать при температуре до -45°С, а с низкотемпературным маслом при температуре до -60°С.

Выключатель типа ВМТ-220 (рис.6,б) состоит из трех отдельных полюсов. Каждый полюс имеет два последовательно соединенных дугогасительных устройства, установленных на двух опорных изоляторах 110 кВ. Полюс управляется тем же приводом, который предусмотрен для выключателей 110 кВ. Номинальный ток выключателя равен 1250 А, номинальный ток отключения — 25 кА.

Внедрение выключателей серии ВМТ позволяет прекратить производство баковых выключателей типов МКП-110 и У-220.

Для электроустановок напряжением 35 кВ выпускается маломасляный выключатель типа В МУ-35 в трехполюсном исполнении. Он предназначен для замены выключателей типа ВМК-35 и баковых выключателей типа МКП-35.



Измерение характеристик и испытание масляных выключателей

Рекомендации настоящей методики распространяются на проведение испытаний масляных выключателей всех напряжений с различными видами приводов как отдельно, так и совместно с другими элементами электроустановок (с изоляторами выкатных элементов КРУ, проходными изоляторами ячеек, трансформаторами тока и т.п.). Масляные выключатели предназначены для коммутационных операций в цепях переменного тока различного напряжения. На практике широкое распространение получили масляные выключатели на номинальное напряжение 6 – 10кВ (номинальные токи от 400 до 5600А и более, при номинальном токе отключения от 10кА и выше), 35кВ, НО и 220кВ. В настоящее время масляные выключатели активно вытесняются вакуумными и элегазовыми выключателями. В масляных коммутационных аппаратах гашение дуги производится в масле.

Определяемые характеристики.

1. Сопротивление изоляции.

Вид испытанияСопротивление изоляции, МОм, на номинальное напряжение, кВ
3-10 15-150 220 и выше
Пусконаладочные 1000 3000 5000
В эксплуатации 300 1000 3000

2. Испытание изоляции повышенным напряжением промышленной частоты.

Испытания изоляции обмотки ВН повышенным напряжением частоты 50 Гц проводятся для трансформаторов напряжения с изоляцией всех выводов обмотки ВН этих трансформаторов на номинальное напряжение.

Класс напряжения электрообо-рудования, кВИспытательное напряжение, кВ
Силовые трансформаторы, шунтирующие и дугогасящие реакторыАппараты, трансформаторы тока и напряжения, токоограничивающие реакторы, изоляторы, вводы, конденсаторы связи, экранированные токопроводы, сборные шины, КРУ и КТП
На заводе-изготовителеПри вводе в эксплуатациюВ эксплуатацииНа заводе-изготовителеПеред вводом в эксплуатацию и в эксплуатации
Фарфоровая изоляцияДругие виды изоляции
До 0,69 5,0/3,0 4,5/2,7 4,3/2,6 2,0 1 1
3 18,0/10,0 16,2/9,0 15,3/8,5 24,0 24,0 21,6
6 25,0/16,0 22,5/14,4 21,3/13,6 32,0 (37,0) 32,0 (37,0) 28,8 (33,3)
10 35,0/24,0 31,5/21,6 29,8/20,4 42,0 (48,0) 42,0 (48,0) 37,8 (43,2)
15 45,0/37,0 40,5/33,3 38,3/31,5 55,0 (63,0) 55,0 (63,0) 49,5 (56,7)
20 55,0/50,0 49,5/45,0 46,8/42,5 65,0 (75,0) 65,0 (75,0) 58,5 (67,5)
35 85,0 76,5 72,3 95,0 (120,0) 95,0 (120,0) 85,5 (108,0)

3. Испытание вводов и оценка состояния внутрибаковой изоляции и изоляции дугогасительных устройств баковых масляных выключателей 35кВ.

4. Измерение сопротивления постоянному току.

Тип выключателяНоминальный ток, АСопротивление контактов, мкОм, не более
ВПМ-10 630 78
1000 72
МГ-10, МГ-20 5000 300*
6000 Нет данных
МГГ-10 3150 18; 240*
4000 14; 240*
5000 12; 240*
ВМ-14, ВМ-16 200 350
600 150
1000, 1250 100
ВМ-22, ВМ-23 600 150
1000, 1500 100
ВМГ-133 600 100
1000 75
ВМГ-10 630 75
1000 70
ВПМП-10 630 78
1000 72
ВМПЭ-10 630 50
1000 40
1600 30
ВМПП-10 630 55
1000 45
1600 32
ВМП-10, ВМП-10П 600 55
1000 40
1500 30
ВММ-10 630 85
ВК-10, ВКЭ-10 630 50/45**
1000 45/40**
1600 25
ВЭ-10, ВЭС-6 1600 30
2000-2500 20
3200-3600 15
С-35 630 310
3200 60
МКП-35 1000 250
ВТ-35, ВТД-35 630 550
МКП-110Б 630 1300
1000 800
У-110-2000-40 2000 800
У-110-2000-50 2000 365
У-220-1000/2000-25 2000 600
У-220-2000-40 2000 450
ВМТ-110 115/85***
ВМТ-220 115/85***
ММО-110 1250 180
ВМПЭ-10 3150 10
ВММ-10 400 55
МКП-220 600 1200
МКП-274 600 800
МКП-110М 630 800
МКП-110-5 1000 800
ВКЭ-М-10 1600 25

*Сопротивление дугогасительных контактов.
**В числителе указаны данные для выключателей на номинальный ток отключения 20 кА, в знаменателе – на 31,5 кА.
***В числителе указано сопротивление дугогасительного устройства для выключателей на номинальный ток отключения 25 кА, в знаменателе – на 40 кА.

5. Проверка временных и скоростных характеристик выключателей.

Измерения скоростей движения подвижных контактов и времени их включения и отключения проводятся при полностью залитом маслом выключателе и номинальном напряжении оперативного тока на выводах электромагнитов управления.
Скоростные и временные характеристики выключателя, пригодного к эксплуатации, должны соответствовать данным таблицы

Тип выключателяСкорость движения контактов, м/сСобственное время, с, не более
при включении / отключениимаксимальная, не болеевключенияотключения
ВПМ-10 2,3±0,3/2,4±0,3 2,6/3,9 0,3 0,12
МГ-10 2,2±0,2/1,8±0,3 -/2,4 0,75 0,135
МГ-20 2,0±0,3/1,8±0,3 -/2,3 0,8 0,155
МГГ-10-45УЗ 2,3±0,3/2,5±0,2 2,6/3,6 0,4 0,12
MГГ-10-5000-63УЗ 3,0±0,3/2,5±0,2 3,6/3,6 0,4 0,11
ВМ-14, ВМ-16 1,65/1,22 1,8/1,24 0,24 0,12
ВМ-22 1,6/1,5 0,24 0,15
ВМ-23 1,8/1,75 0,28 0,15
ВМГ-133 2,4?3/1,75?2 3,2/3,2 0,23 0,1
ВМГ-10 2,0?2,6/2,1?2,7 2,6/3,9 0,3 0,12
ВПМП-10 2,4?2,8/2,2±0,3 3,2/3,2 0,3 0,12
ВМПЭ-10-630 (1000, 1600) 4,7+0,3/3,0+0,3 5,7/5,0 0,3 0,07
ВМПЭ-10-3150 4+0,4/3,1+0,3 5,7/4,5 0,3 0,09
ВМП-10 4,5±0,5/3,4±0,4 5,0/5,0 0,3 0,1
ВМП-10П 4,5±0,4/3,5±0,3 6,0/5,0 0,2 0,1
ВММ-10 -/2,3+0,2 0,2 0,1
ВМПП-10-20 4,2+0,4/2,5+0,2 0,2 0,1
ВМПП-10-31,5 4,5+0,4/2,8+0,2 0,2 0,1
ВК-10-20-630 (1000) 3,5+0,3/2,5±0,2 0,075 0,05
ВК-10-20-1600 3,2±0,3/2,3±0,2 0,075 0,05
ВК-10-31,5-630 (1000) 4,2+0,4/2,5±0,2 0,075 0,05
ВК-10-31,5-1600 4,0+0,4/2,3±0,2 0,075 0,05
ВЭ-10-1250 (1600)-20 5,2+0,5/3,5+0,4 0,075 0,06
ВЭ-10-2500 (3600)-20 4,8+0,5/3,0+0,3 0,075 0,06
ВЭ-10-1250 (1600)-31,5 6,5+0,6/3,5+0,4 0,075 0,06
ВЭ-10-2500 (3600)-31,5 5,8+0,6/3,0+0,3 0,075 0,06
ВЭ(С)-6 5,8+0,6/3,0+0,3 0,075 0,06
ВКЭ-10-20-630 (1000) 4,0+0,4/2,5±0,2 0,3 0,07
ВКЭ-10-20-1600 3,8+0,4/2,3±0,2 0,3 0,07
ВКЭ-10-31,5-630 (1000) 4,0+0,4/2,5±0,2 0,3 0,07
ВКЭ-10-31,5-1600 3,8+0,4/2,3±0,2 0,3 0,07
С-35-630 с приводом ШПЭ-12 2,7±0,3/1,0±0,2 3,0-0,3/1,6±0,2 0,34 0,05
С-35-630 с приводом ПП-67 2,7±0,3/1±0,2 3,0-0,3/1,6±0,2 0,4 0,12
С-35-3200-50 с приводом ШПЭ-38 2,3+0,2/1,5+0,2 3,2-0,3/2,4-0,2 0,64 0,055
МКП-35 1,7+0,2/1,6+0,2 3,2-0,3/3,6-0,2 0,4 0,05
ВТ-35 1,8±0,3/1,1±0,2 2,1±0,3/2,7±0,2 0,35 0,12
ВТД-35 2,2±0,3/1,1±0,2 2,5±0,2/3,1±0,3 0,35 0,12
МКП-110 1,7+0,2/1,3+0,2 3,8-0,4/2,9-0,3 0,6 0,05
У-110-2000-40 1,7+0,2/1,3+0,2 3,3-0,4/3,7-0,4 0,3 (ШПВ)
0,7 (ШПЭ) 0,06
У-110-2000-50 1,7+0,2/2,1+0,3 3,5-0,4/3,9-0,4 0,3 (ШПВ)
0,7 (ШПЭ) 0,05
У-220-1000/2000-25 1,9+0,2/1,3+0,2 4,6-0,4/3,8-0,4 0,8 0,05
У-220-2000-40 1,3+0,2/2,0+0,3 4,3-0,4/3,6-0,4 0,75 0,045
ВМТ-110, ВМТ-220 (25 кА) 2,7?3,3/2,3?2,9 0,13 0,035
ВМТ-110, ВМТ-220 (40 кА) 2,7?3,3/2,3?2,9 0,13 0,03
ММО-110 6,0±0,2/5,3±0,2 0,15 0,05
ВМГ-133 с приводом ПС-10 0,25 0,1
ВМГ-133 с приводом ППМ-10 0,2?0,3 0,1
ВМГ-133 с приводом ПВ-10 2,0/3,0 3,0/3,2 0,16 0,1
ВМГ-133 с приводом ПЭ-11 3,2/3,8 5,0/5,0 0,3 0,12
ВМП-10 с пружинным приводом 4,5/3,8 5,0/5,0 0,2 0,1
МКП-35 с приводом ШПС-30 1,5?2,1/1,5?1,7 2,0?2,5/2,8?3,5 0,43 0,05
МКП-35 с приводом ШПЭ-2 1,7?2,5/2,0?0,3 2,9/3,7 0,43 0,05
МКП-110-5 с приводом ШПЭ-37 2,1?0,3/1,6?0,3 3,7?0,4/3,3?0,4 0,75?0,85 0,06
МКП-110-5 с приводом ШПЭ-44 2,2?0,3/1,4?0,2 3,0?3,3/3,2?0,4 0,4?0,5 0,055
МКП-110М с приводом ШПЭ-31 2,0?0,3/1,5?0,2 3,2?0,4/2,7?0,4 0,05?0,06 0,05
МКП-110М с приводом ШПЭ-33 2,3?0,3/1,5?0,2 3,3?0,4/3,7?0,4 0,6 0,05
МКП-220 2,7?3,0/1,5?0,2 4,0?0,4/3,2?0,4 0,6?0,7 0,03

Примечание. В числителе приведена скорость при замыкании контактов, в знаменателе – при их размыкании.

6. Проверка регулировочных характеристик выключателей (измерение хода под-вижных, контактов, определение ежима контактов и одновременности замыкания фаз).

Нормы на ход подвижных частей выключателей
Тип выключателяХод подвижных частей, ммХод в контактах (вжим), ммРазновременность замыкания и размыкания контактов, мм, не более
ВПМ-10 210±5 45±5 5
МГ-10 425±15 90±2 5
МГ-20 475?500 90±2 5
МГГ-10-3150 (4000, 5000)-45 295±5 90?95 4
(18±2) 4
МГГ-10-5000-63 290±5 90?95 6 (4)
(22±4)
ВМ-14 4
ВМ-16 133±3 50±5 5
ВМ-22, ВМ-23 200±5 40±5 6
ВМГ-133 250±5 40±5 2
ВМГ-10 210±5 45±5 5
ВПМП-10 210±5 45±5 5
ВМПЭ-10-630 (1000, 1600) 204±3 55±4 5
ВМПЭ-10-3150 235±5 77±6 7
ВМП-10, ВМП-10П 240?245 59±4 5
ВММ-10 180 35±3 5
ВМПП-10 207±4 59±4 5
ВК-10, ВКЭ-10 158±2 29?32 3
ВЭ-10, ВЭ(С)-6 26?31
(7,5?9) 1
С-35-630-10 228±6 10±1 1
С-35-3200-50 280±5 20±1 1
МКП-35 260-275 15±1 2
ВТ-35, ВТД-35 230±10 8?13 2
МКП-110 465±10 8±1 2
У-110-2000-40 465±10 10±1 2
У-110-2000-50 485±15 20±1 2
У-220-1000/2000-25 795±10 7?10 2
У-220-2000-40 730±10 20±1 2
ВМТ-110, ВМТ-220 492±3 57?60
ММО-110 420 +10-5 80±5 5
МКП-35 с приводом ШПС-30 280-10    
МКП-110М с приводом ШПЭ-33 500-20 7?10 1
МКП-110М с приводом ШПЭ-31 510 +5-10 7?10 1
МКП-110-5 с приводом ШПЭ-44 500?10 7?10 1
МКП-220 800 +5-10 7?10 1
МКП-274 1160?25 16?2 2

Примечания. 1. В скобках указаны нормы для главных контактов.
2. В случае несоответствия значений, указанных в таблице и представленных заводом-изготовителем, следует руководствоваться данными заводских инструкций.

7. Проверка срабатывания привода при пониженном напряжении.

Минимальное напряжение срабатывания электромагнитов должно быть не более:

 Электромагниты отключенияЭлектромагниты включения
При питании привода от источника постоянного тока 0,7Uном 0,85Uном
При питании привода от источника переменного тока 0,65Uном 0,8Uном

8. Проверка выключателей многократным включением и отключением.

9. Испытание трансформаторного масла из баков выключателя.

10. Испытание встроенных трансформаторов тока.

Нормативные документы, на соответствие требованиям которых проводят испытания:
  • При вводе в эксплуатацию: ПУЭ, 7-е издание, Глава 1.8., п. 1.8.19.
  • В эксплуатации: ПТЭЭП, Приложение 3, п. 10, п.п. 10.1, 10.2, 10.5, 10,6. 10.7, 10.8, 10.11.

Масляные выключатели | Монтаж распределительных устройств 110-220 кВ | Архивы

Страница 11 из 24

В основном на ОРУ 110—220 кВ устанавливаются быстродействующие масляные выключатели с электромагнитными или моторными приводами (рис. 24,а и б) Технические данные наиболее распространенных масляных выключателей приведены в табл. 15.
Таблица 15

 

 

Номинальные

Масса, т

 

Тип выключателя

Исполнение

напряжение, кВ

ток, А

отключающая мощность, МВ-А

без масла

масла

Привод

МКП-110-3.5М

Баковый с трехюлюсным отключением

110

630. 1000

3500

11.775

8

ШПЭ-ЗЗ

МКП-110-3.5П

Баковый с  и фазным отключением

110

690

3500

12.5

8

ГППЭ-31

У-110-8

Баковый с пофазным отключением

110

2300

8000

11,4

8

ШПЭ-44У-1

МГ-110

Горшковый масломасляный трехполюсного отключения

110

600

2500

3,55

0.6

И1ПС-30

ВМК-110

Колонковый масломасляный с пофазным отключением

110

2000

5000

4,5

0.6

ПЭВ-2

У-22Т-10

Баковый с пофазным отключением

220

1100, 2100

10000

38.1

46.0

ШПЭ-44

У-220-40

То же

220

2000

15 000

28.0

27,0

ШПВ-46П

В отдельных случаях для крепления гибких проводов ошиновки ОРУ применяются специальные изоляционные шинные опоры типов ШО-110, ШО-110У, ШО-150, ШО-1БОУ, И10-220 и ШО-220У. Эти изоляторы поступают с завода собранными полностью или частично. При монтаже осуществляются их ревизия и очистка, затем установка на опорные конструкции, выверка и закрепление, подсоединение заземления и крепление проводов в верхнем зажиме изолятора.

В качестве примера далее рассмотрен монтаж выключателя 220 кВ типа У-220-10 (рис. 24,6).
Масляный выключатель типа У-220-10 состоит из трех отдельных полюсов (баков), каждый из которых имеет управление отдельным электромагнитным приводом типа ШПЭ-44. На заводе-изготовителе выключатель проходит контрольную сборку, регулировку и заводские испытания. К месту установки выключатель отправляется частично демонтированным. Снятые детали упаковываются отдельно согласно особой монтажной ведомости. Каждый бак транспортируется комплектно с механизмами, угловыми коробками, направляющими устройствами, штангами, подвижными контактами, внутрибаковой изоляцией, а также с приводом. Отверстия на баке закрываются металлическими заглушками с резиновым уплотнением или же завинчивающимися пробками.


Рис. 24. Масляные выключатели 110 и 220 кВ.
а — общий вид выключателя МКП-110М; б —то же выключателя У-110-8 и У-220-10; 1 — ввод; 2 — шкаф привода; 3 — бак выключателя.
Трансформаторы тока встроенного типа, а также гасительные камеры выключаются вместе с шунтирующими сопротивлениями, упакованы в отдельные ящики, обитые внутри пергамином. Остальные комплектующие детали упаковываются в общий ящик, также обитым внутри пергамином. В этот ящик помещается также пакет с технической документацией.
Маслонаполненные вводы выключателя поступают на монтаж отдельно (с изоляторных заводов) в специальной упаковке (деревянная обрешетка) и до начала монтажа хранятся в вертикальном положении в стальных подставках («стульях»).
Трансформаторное масло, необходимое для заполнения выключателя, доставляется отдельно с нефтебаз в цистернах.
К началу монтажа на ОРУ должны быть закончены основные строительные работы, а также установлены постоянные емкости (баки) для приема и обработки масла. При отсутствии стационарных емкостей для масла на время монтажа завозятся временные инвентарные стальные баки.
При организации монтажа на ОРУ в первую очередь доставляются все необходимое монтажное оборудование (механизмы, приспособления, инструменты), а также инвентарные сборно-разборные помещения, служащие для выполнения работ по проверке, ревизии, укрупнительной сборке деталей выключателя.
Баки выключателей 220 кВ доставляются к мест, установки на стальных листах (салазках) или на автоприцепе-трейлере с тягой трактором. Для погрузочно-разгрузочных работ и установки баков на фундаменте необходим кран грузоподъемностью 20 — 25 т. Фундаменты должны быть приняты от строителей по акт  с тщательной проверкой всех размеров (рис. 25). Строповка баков при погрузке-разгрузке производится за угольники, приваренные к верхней части бака. К этим же угольникам крепятся инвентарные подмости, с которые работают монтажники при сборке выключателя.


Рис. 25. Установочные размеры и детали для крепления выключателя У-220-10 к фундаменту.

Вводы, гасительные камеры, встроенные трансформаторы тока, а также монтажные механизмы и приспособления доставляются на автомашине грузоподъемностью 3 — 5 т или на стальных листах с последующей разгрузкой автокраном грузоподъемностью 5 — 7,5 т (с удлиненной стрелой).
Перед началом сборки осматриваются все части и детали выключателя, производится их очистка и проверка исправности, а также выполняются (специалистами-наладчиками) испытания встроенных трансформаторов тока, рабочих штанг, направляющих систем, приводов и других устройств.
Выводы высокого напряжения очищаются от пыли и грязи, тщательно осматриваются. Отбирается проба залитого в них масла (при температуре не ниже+5°С) и при необходимости производится доливка сухим маслом, имеющим электрическую прочность не менее 50 кВ.
Производится проверка состояния изоляции ввода (измерение тангенса угла потерь).
При производстве работ в зимнее время вводы для испытаний предварительно прогреваются до температуры не менее +10°С, обычно с помощью воздуходувок в закрытом помещении (тепляке).
Дугогасящие камеры и шунты осматриваются и проверяются особо тщательно. Консервирующая смазка предварительно удаляется (смывается бензином). Обнаруженные на поверхности цилиндров камеры или на шунтах небольшие царапины или сколы покрываются лаком марки 4С (ГОСТ 5470-50). Осмотр контактов камер производится через дутьевые щели капроновых накладок. При движении штанга внутри камеры подвижные контакты должны легко перемещаться в направляющих пазах накладок и иметь плотное сопротивление с неподвижными контактами. Для удаления из камер пыли они продуваются сжатым воздухом от передвижного компрессора. Состояние сопротивления шунтов проверяется как после распаковки их, так и после установки камер в бак выключателя. Экраны камер точно так же должны быть тщательно осмотрены и протерты.
Установленные на фундаментах баки выключателя тщательно выверяются по общей оси и центрируются, для чего на верхней части коробок механизмов (по их центрам) натягивается мерный шнур (стальная проволока). Выверка баков по отвесу и высоте производится с помощью четырех установочных болтов М36 (рис. 25). По окончании регулировки болты закрепляются контргайками, а под опорные кольца баков делается подливка из бетона.
Далее производятся осмотр, ревизия и наладка работы привода, после чего освобождается от запорного болта отключающая защелка и проверяется исправность работы привода путем включения его несколько раз с помощью специального винтового домкрата, входящего в комплект поставки и предназначенного только для этой цели. При включенном сердечнике привода проверяется наличие зазора во включенном механизме, правильность регулировки блок-контактов, надежность крепления штока в сердечнике и т. д.


Рис. 26. Установка встроенных трансформаторов тока на фланцах вводных коробок.
Установка встроенных трансформаторов тока типа ТДУ-220 (по 4 шт. на каждый бак), служащих для питания цепей защиты и измерительных приборов, в коробки на верхней части бака производится с помощью автокрана. Перед монтажом трансформаторов тока с предназначенных для их установки коробок снимаются верхние фланцы. Фланцы краном опускаются на землю (с подкладкой досок и брезента), а затем переворачиваются. В таком положении к ним закрепляются трансформаторы тока (рис. 26). Крепление осуществляется с помощью шпилек ,и подставок из слоистого пластика. Закрепленные трансформаторы тока вместе с фланцами снова поднимаются, переворачиваются и в таком положении поднимаются на бак (рис. 27), опускаются в коробку, где и закрепляются с помощью болтовых шпилек.

Рис. 27. Монтаж встроенных трансформаторов тока на выключателе У-220-10.

Провода от трансформаторов тока к сборке контактных зажимов комплектуются в пучок и изолируются киперной лентой, пропитанной бакелитовым лаком. Все соединения выполняются в соответствии с заводской схемой после чего проводка испытывается повышенным напряжением 2 кВ в течение 1 мин.
После установки трансформаторов тока на место производится пробное включение привода выключателя с помощью домкрата. При этом предварительно проверяется по шаблону (рис. 28) положение звеньев механизма с определением «мертвой точки». При этом в механизме допускается перетяжка (примерно до 2 мм), которая впоследствии исчезает под действием пружин гасительных камер. Далее замеряется общий ход траверсы выключателя, который должен быть равен 800+5-15мм. После наладки буферное устройство в нижней части коробки механизма заполняется трансформаторным маслом.


Рис. 28. Проверка по шаблону положения деталей механизма выключателя. 1 — главный вал механизма: 2 — упорный болт: 3 — рычаг коробки механизма; 4 — ось тяги; 5 — нижняя ось привода: 6 — шаблон (устанавливается на ступеньку вала диаметром 70 мм и шейку оси диаметром 50 мм).


Рис. 29. Установка вывода 220 кВ на выключателе У-220-10.

Рис. 30. Подача гасительной камеры в бак выключателя.

Монтаж высоковольтных вводов выключателя производится по инструкции изоляторного завода. Подъем и установка вводов выполняется при помощи автокрана СМК со стрелой 14 — 15 мм, причем кран вначале устанавливается против среднего бака, что позволяет использовать его без перестановки. Перед установкой ввода на место верхний фланец вводной коробки тщательно очищается и на нем клеем № 88 приклеивается прокладка из маслостойкой резины марки А или Б. Находящийся на временной подставке (стуле) ввод стропится за подъемные рымы на фланце, а верхняя фарфоровая рубашка во избежание опрокидывания обвязывается мягким хлопчатобумажным канатом (рис. 29). Канат одновременно служит оттяжкой для изменения направления при подъеме или опускании ввода. Фланец ввода очищается  промывается бензином, после чего ввод устанавливается на место. Во время установки вводов следует следить за тем, чтобы маслоуказатель был обращен в сторону привода. Если маслоуказатель направлен в сторону наклона ввода и угол наклона превышает 7— 10°, можно получить неправильное представление о количестве масла во вводе, так как часть масла остается в маслоуказателе даже при снижении уровня масла внутри ввода ниже поддона расширителя. Ввод крепится к фланцу бака при помощи нарезных шпилек, которые Втягиваются с большой осторожностью с постепенным скреплением диаметрально противоположных гаек во избежание возможных перекосов колонок фарфора.
Гасительные камеры выключателя устанавливаются с помощью тали грузоподъемностью 0,5 т, подвешенной внутри бака за специальные косынки, предназначенные для этой цели. Гасительные камеры подаются в бак выключателя при помощи ручного полиспаста (рис. 30). Камеры закрепляются к нижнему фланцу ввода, на котором предварительно должен быть установлен защитный  кран. При установке камеры отцентровываются, а их кортикальное положение проверяется по отвесу. Далее регулируется ход подвижных контактов в камерах по собой схеме (рис. 31
Время замыкания контактов 1, 2, 3 проверяется по зажиганию лампочек 4, 5 к 6.   Время нахождения гасительных камер без масла в процессе монтажа при наличии изменений температуры воздуха от плюсовой до минусовой не должно превышать 12—14 дней. Более длительное пребывание камер на воздухе может привести к короблению фибры и порче изоляции.

Рис. 31. Схемы регулировки контактов гасительных камер.
а — верхних; б — нижних.
В собранном выключателе  проверяется полный ход траверсы. Он должен быть равен 800+5-15 мм, а ход поршня буфера —20 мм. Убедившись в правильности работы траверсы, производят несколько пробных включений не заполненного маслом выключателя от электропривода при пониженном, на 10—15%, напряжение. Одновременно проверяется работа блок-контактов. По
окончании регулировки свечи надежно закрепляются нa траверсах контргайками и стопорными болтами. Стержни штанги скрепляются с траверсой болтами М12.

Рис. 32. Выключатель У-220-10 в сборе.

Баки выключателя заземляются подсоединением стальной полосы под болт с надписью «земля». Специальной наладочной бригадой проверяется соответствие сборки заводским характеристикам, а также состояние Сопротивления всей схемы выключателя.
После окончания сборки и проверки выключателя производится его тщательный осмотр с проверкой наличия мембран в предохранительных клапанах и фарфоровых запорных шариков в газоотводах. Нижние фарфоровые рубашки вводов и изоляционные детали внутри бака протираются чистой мягкой тряпкой. Дно бака и маслоспускная труба очищаются от пыли и грязи и промываются чистым маслом. Перед закрытием люков производится подсушка внутрибаковой изоляции и всех находящихся внутри бака деталей. Сушка осуществляется путем подачи горячего воздуха от теплоэлектровоздуходувок или включением донного подогревательного устройства. После сушки лаз бака закрывается с установкой резиновой прокладки (из маслостойкой резины) на  клее БФ-4.
Подготовленный полностью аппарат заполняется через маслосепаратор (центрифугу) чистым сухим трансформаторным маслом с диэлектрической прочностью не ниже 45—50 кВ. Через 12 ч после заливки (не менее) через нижний кран бака отбирается проба масла на лабораторный анализ. Если прочность масла будет менее 40 кВ, что возможно за счет увлажнения внутрибаковой изоляции, следует произвести повторную подсушку масла при помощи маслосеператора с доведением прочности до 45—50 кВ.
Залитый маслом выключатель опробуется повторно на включение и отключение с помощью привода.
Общий вид собранного выключателя приведен на рис. 32.

Инструкция по эксплуатации выключателей У-220-1000/2000-25-У1, страница 3

б) механизм второй (средней) фазы приспособлен для двухстороннего соединения его с первой и третьей фазами;

в) механизм третьей фазы приспособлен только для одностороннего соединения со средней фазой.

К коромыслу приводного механизма подвешена изолирующая штанга, на нижнем конце ее укреплена токоведущая траверса с подвижными контактами, выполненными в виде латунных стержней.

Прямолинейное движение контактов обеспечивается:

а) прямолинейным движением верхнего конца коромысл в точке подвеса изолирующей штанги;

б) свободным подвесом изолирующей штанги;

в) направляющим устройством из изоляционного материала, прикрепленным к крышке выключателя.

4.4.  Дугогасительное  устройство (рис.9).

Дугогасительное устройство выключателя представляет собой камеру многократного разрыва с шунтирующим сопротивлением, которая работает по принципу поперечного масляного дутья от многих генерирующих промежутков. Для уменьшения износа контактов от дуги на них напаяны пластинки из вольфрамомедной металлокерамики (кирита) типа АВМ-30.

Дугогасительное устройство выполнено в закрытом с торцов бакелитовом цилиндре, в стенке которого имеются выхлопные отверстия. Внутри цилиндра закреплены две пары неподвижных контактов, которые при включении замыкаются перемычками, закрепленными подвижной изоляционной штангой, проходящей сквозь торцевые стенки бакелитового цилиндра. На этой же штанге закреплены пружины, создающие контактное давление во включенном положении и способствующие увеличению скорости движения подвижных контактов в процессе отключения.

В каждой паре неподвижных контактов один контакт создает с перемычкой вспомогательную (генерирующую) дугу, а другой — гасимую дугу.

Шунтирующее активное сопротивление, представляет собой нихромовую спираль, уложенную в канавках бакелитового цилиндра и заключенную в защитный цилиндр с отверстиями. Величина сопротивления 750 Ом. Шунтирующее сопротивление присоединено к верхнему и нижнему концам дугогасительной камеры.

Контактная система выключателя работает по двухступенчатому циклу. При включении траверса с подвижными контактами замыкает цепь через шунтирующее сопротивление, а затем замыкаются контакты внутри дугогасительной камеры. При отключении сначала размыкаются контакты и гасится дуга внутри дугогасительной камеры, а затем в открытом разрыве (вне дугогасительной камеры) происходит отключение тока, протекающего через шунтирующее сопротивление. Применение шунтирующего сопротивления обеспечивает:

а) равномерность распределения напряжения между дугогасительными устройствами фазы;

б) снижение скорости восстановления напряжения и уменьшение пика напряжения, появляющегося на контактах выключателя после отключения;

в) снижение перенапряжений, возникающих при отключении малых индуктивных токов;

г) отключения зарядных токов длинных линий без повторных зажиганий и без возникновения чрезмерных перенапряжений.

4.5.  Встроенные трансформаторы тока.

Выключатель  имеет 12 (по 2 на каждый ввод)  встроенных трансформаторов тока.

Встроенный трансформатор тока представляет собой кольцевой сердечник из трансформаторной стали с наложенной на него вторичной обмоткой. Первичной обмоткой служит токоведущий стержень ввода выключателя.

Встроенные трансформаторы тока ТВ-220-25 предназначены для измерения и для защит, но могут быть использованы также для присоединения измерительных приборов и максимальной защиты.

В масляных выключателях трансформаторы тока могут быть установлены:

а) все в нормальном исполнении;

б) все в исполнении для дифзащиты;

в) комбинированно, т.е. часть ТТ в нормальном исполнении, часть — в исполнении дифзащиты.

Для получения разных коэффициентов трансформации вторичные обмотки снабжаются ответвлениями. Трансформаторы тока имеют следующие отпайки: 500/5, 1000/5, 1500/5, 2000/5 А. Концы ответвлений вторичных обмоток от всех находящихся в выключателе трансформаторов тока выведены контактные ряды, установленные в шкафу привода. Выводы вторичной обмотки снабжены бирками и обозначениями-надписями, которыми следует пользоваться при переключениях на желаемые коэффициенты трансформации.

4.6.  Устройство подогрева масла.

Для обеспечения исправной работы выключателя при температуре окружающего воздуха  -25°С и ниже, в баки выключателя встраивается специальное устройство для подогрева масла.

Нагревательное устройство состоит из трех трубчатых нагревателей, прикрепленных непосредственно к нижней стороне дна каждого бака. Вводные концы от нагревателей подведены к специальной коробке, расположенной под баком. Нагревательное устройство на каждый бак потребляет при напряжении 220В около 16,7 кВт, т.е. 50,1 кВт на весь выключатель. Кроме того, шкаф привода выключателя снабжен двухступенчатым нагревательным устройством, состоящим из четырех U-образных ТЭН, каждая 0,5 кВт. Общая мощность нагревательных устройств одного выключателя составляет 56,1 кВт.

4.7.  Электромагнитный привод типа ШПЭ-44-II.

Привод ШПЭ-44-II смонтирован в специальном подвесном шкафу типа ШП-44, в котором также установлены контактор цепи управления включением привода типа КМБ-621, контактные зажимы для присоединения цепей управления, сигнализации и отводов трансформаторов тока, а также механизм ручного включения, рычажок которого выведен наружу шкафа.

Крышка шкафа имеет специальный люк для осмотра верхней части механизма, дно шкафа съемное, чем обеспечивается доступ к приводу снизу и облегчается замена обмотки включающего электромагнита, т.к. не требуется отсоединять механизм привода от выключателя.

Привод снабжен ручным домкратом для неоперативного управления выключателем. Устройство механизма привода см. рис.13.

Выключатели масляные 6-220 кВ

Подробности
Категория: Выключатели

Тип

Конструк
тивное
испол-
нение

Номи-
нальное напря-
жение, кВ

Номи-
нальный ток, А
ч

Предельный сквозной ток, А

Преде-
льный ток терми-

ческой стой-
кости, кА

Номи-
нальный ток отключения, кА

действующее значение периодической составляющей

ампли-
тудное
значение

ВЭМ-6-2000/40-125

Электромаг
нитные

6

2000

40

125

40

40

ВЭМ-6-3200/40-125

6

3200

40

125

40

40

ВЭМ-10Э-1000/12, 5УЗ

10

1000

20

52

20

12.5

ВЭМ-10Э-1250/12, У5

10

1250

20

52

20

12,5

ВЭМ-10Э-1000/20УЗ

10

1000

20

52

20

20

ВЭМ-10Э-1250/20У

10

1250

20

52

20

20

ВЭ-10-1250/20УЗ

10

1250

20

51

20

20

В Э-10-1600-20УЗ

10

1600

20

51

20

20

ВЭ-10-2500-20УЗ

10

2500

20

51

20

20

ВЭ-10-3600-20УЗ

10

3600

20

51

20

20

ВЭ-10-1250-31, БУЗ

10

1250

31.5

80

 

31,5

ВЭ-10-1600-31, 5УЗ

10

1600

31,5

80

31:5

31,5

ВЭ-10-2500-31, 5УЗ

10

2500

31.5

80

31; 5

31,5

ВЭ-10-3600-31, 5УЗ

10

3600

31.5

80

31.5

31,5

ВМПП-10-20/630УЗ

Масляные с подвесным исполнением

10

630

20

52

20

20

ВМПП-10-20 1 000УЗ

10

1000

20

52

20

20

ВММ-10-400-1ОУ 2

Масляные малообъемные

10

400

10

25

10

10

ВММ-10А-400-10У2

10

400

10

25

10

10

ВМПЭ-10-630-20УЗ

Маломасляные, подвесное исполнение

10

630

20

52

20

20

ВМПЭ-10-1000-20УЗ

10

1000

20

52

20

20

ВМПЭ-10-1600-20УЗ

10

1600

20

52

20

20

ВМ ПЭ-10-630-31,5УЗ

10

630

31,5

80

31,5

31,5

ВМПЭ-10-1000-31,5УЗ

10

1000

31,5

80

31.5

31,5

ВМПЭ-10-1600-31.5УЗ

10

1600

31.5

80

31.5

31,5

ВМПЭ-10- 3200-31,5УЗ

10

3200

31,5

80

31.5

31,5

ВМП-10-20/630УЗ

Маломасляные, горшковые

10

630

20

52

20

20

ВМП-10-20/1000УЗ

10

1000

20

52

20

20

МГГ-10-3200-45У 3

генераторные, горшковые

10

3200

45

120

45

45

МГГ-10-4000-45УЗ

10

4 000

45

120

45

45

МГГ-10-5000-45УЗ

10

5000

45

120

45

45

МГГ-10-5000-63КУЗ

10

5000

63

170

63

63

ВК-10А-630-20УЗ

Колонковые

10

630

20

52

20

20

ВК-10А-1000-20У2

10

1000

20

52

20

20

ВК-10А-1600-20У2

10

1600

20

52

20

20

ВК-10А-630-31.5У2

10

630

31,5

80

31,5

31,5

ВК-10А-1000-31.5У2

10

1000

31,5

80

31,5

31,5

ВК-10А-1600-31,5У2

10

1600

31,5

80

31.5

31,5

 

Выключатели наружной установки

ВМК-35Э-1000-16У1

Масляные
колонковые

35

1000

20

— I

16,5 I

16

 

 

 

 

 

 

 


Тип

Конструк
тивное
испол-
нение

Номи-
нальное напря-
жение, кВ

Номи-
нальный ток, А
ч

Предельный сквозной ток, А

Преде-
льный ток терми-

ческой стой-
кости, кА

Номи-
нальный ток отключения, кА

действующее значение периодической составляющей

ампли-
тудное
значение

ВТ-35-800-12 , 5У1

Масляные

35

800

12,5

31,5

12,5

12,5

ВТО-35-800-12, 5У1

35

800

12,5

31,5

12,5

12.5

С-35М-6 30-10У1

Масляные камерные подстан-
ционные

35

630

10

26

10

10

С-35М-630-10ХЛ1

35

630

10

26

10

10

МКП -35- 1000-25У1

35

1000

25

64

25

25

МКП-35-1000-25ХЛ1

35

1000

64

64

25

25

МКП -110М-630-20У1

110

630

20

52

20

20

МКП-110М-1000-20У1

110

1000

20

52

20

20

У-110-2000-40У1

Масляные
камерные
подстанци-
онные

110

2000

40

102

40

40

У-| 10-2000-50У1

110

2000

50

135

50

50

У-220- 1000-25У1

220

1000

25

64

25

25

У-220-2000-25У1

220

2000

25

64

25

25

У-220-2000-25ХЛ1

220

2000

25

64

25

25

Примечания: 1. Буква Э,  стоящая после величины напряжения в условном обозначении выключателя внутренней установки, означает — со встроенным электромагнитным приводом, буква А — экскаваторное исполнение.
Наибольшее рабочее напряжение выключателей 6 кВ — 6,9 кВ, 1 0 кВ — 12 кВ, 35 кВ — 40,5 кВ, 110 кВ — 126 кВ, 220 кВ —252 кВ.
Время протекания тока термической стойкости выключателей 6, 10. 35 кВ — 4с, 110 и 220 кВ — 3 с.

Указанные рекомендации приведены для использования камер КРУ с выключателями типа ВМП-10 и ВМПЭ-10 на ток до 3200 А, мощность отключения которых составляет 200 и 350 тыс. кВ А при напряжении 6 и 10 кВ соответственно с учетом подпитки места КЗ от электродвигателей. В необходимых случаях следует применять КРУ с выключателями МГГ-10 на ток до 5000 А (2000, 3000, 4000, 5000 А), мощность отключения которых составляет 400—600 MB • А при 6 кВ и 500—1000 MB А при 10 кВ.

Масляные выключатели. Принцип действия и устройство

Масляный выключатель предназначен для включения и отключения силовых электрических цепей в рабочем режиме (под нагрузкой), перегрузках, а также в случаях коротких замыканий на линии.

Масляные выключатели могут включаться и отключаться как вручную, так и в автоматическом режиме под управлением аппаратов защиты и управления.

Главным элементом масляного выключателя является контактная система, погруженная в трансформаторное масло, в которой происходит гашение электрической дуги, образующейся при разрыве цепи высокого напряжения.

Исследования показали, что в момент расхождения контактов между ними образуется электрическая дуга, которая держится несколько периодов. По мере увеличения расстояния между контактами дуга гаснет, а протекание тока в цепи прекращается. Физическая сущность данного явления заключается в следующем. При исчезновении тока магнитная энергия, запасенная в выключаемой цепи, превращается в электростатическую. Это можно выразить формулой баланса энергии:

formula-balansa-energii-v-maslyanom-vyklyuchatele

Где L – индуктивность, а С – емкость коммутируемой цепи.

Отсюда можно выразить:

napryazhenie-v-cepi-pri-otklyuchenii-nagruzki

Отношение volnovoe-soprotiivlenie-linii называют волновым сопротивлением, оно составляет для воздушных линий 400 – 500 Ом, а для кабельных линий 30 – 50 Ом.

Если отключение происходит в момент прохождения тока через максимум, то напряжение в цепи может повыситься во много раз по сравнению с номинальным. Особенно это опасно для изоляции электроустановки в случае отключения токов короткого замыкания. Но если процесс отключения происходит в момент прохождения тока через ноль, то величина напряжения оказывается небольшой и не поддерживает процесс горения электрической дуги. Именно в этот момент масляный выключатель и должен обеспечить окончательный разрыв электрической дуги.

Процесс выключения тока в масле происходит при интенсивном образовании в области дуги паров масла, так как температура во время процесса отключения может достигать порядка 6000 0С.

При достижении определенного расстояния между  размыкающимися контактами, в момент прохождения тока через нулевое значение, напряжение снижается и оказывается недостаточным для пробоя газового промежутка между контактами, электрическая дуга разрывается и процесс отключения заканчивается. Также быстрому гашению электрической дуги способствует высокое давление газов, выделяющихся вследствие частичного разложения масла в области образования дуги.

Если величина тока не зависит от конструкции масляного выключателя, то напряжение на дуге и время ее разрыва зависит не только от параметров электрической цепи, но и от конструкции выключателя.

Таким образом, гашение электрической дуги в масляных выключателях основано на быстром расхождении контактов и интенсивном охлаждении электрической дуги.

Кроме того, в некоторых конструкциях выключателей применяют расщепление электрической дуги на ряд параллельных дуг меньшего сечения и разделение электрической дуги на ряд коротких дуг.

Быстрое расхождение контактов масляного выключателя достигается путем применения специальных пружин.

Усиленное охлаждение электрической дуги достигается за счет высокой теплопроводности газов, образующихся при разложении масла, а также газового дутья, направленного вдоль или поперек дуги в зависимости от типа и конструкции масляного выключателя.

Высоковольтные выключатели подразделяют на масляные и воздушные. Масляные выключатели бывают баковые с большим объемом масла и горшковые с малым объемом масла. В баковых выключателях контакты всех трех фаз погружены в один закрытый бак, заполненный минеральным маслом.

В горшковых выключателях на каждой фазе имеется отдельный стальной цилиндр, заполненный маслом, в котором происходит разрыв контактов и гашение электрической дуги.

На рисунке ниже показано устройство многообъемного  масляного выключателя типа ВМБ-10 на 10 кВ и 600 А, состоящего из следующий деталей:

maslyanyj-vyklyuchatel-vmb-10

Круглый бак со сферическим днищем 1. Бак внутри изолируется электрокартоном. Перегородки между фазами также выполняются из картона. Неподвижные медные контакты 2 выполнены в виде массивных колодок, к которым присоединены концы токоведущих стержней проходных изоляторов 3. Сферические подвижные контакты 4 привернуты к медной шине, прикрепленной к стальной траверсе 5. Надежный контакт при включении создается при помощи стальных пружин 6. Бак заполняется трансформаторным маслом.

Довольно распространенным в сетях 6 – 10 кВ малообъемным масляным выключателем горшкового типа является ВМГ-133, показанного на рисунке ниже:

maslyanyj-vyklyuchatel-vmg-133

Этот выключатель выполняется на номинальный ток до 1000 А и характерен, как и все другие малообъемные выключатели, весьма незначительным объемом масла (примерно 10 кг против 180 кг, заполняющих, например, бак масляного выключателя ВМ-22, который снят с производства, но кое-где его все же можно встретить). Это делает их непожаро- и невзрывоопасными и позволяет их устанавливать в открытых камерах распределительных устройств высокого напряжения.

Масляный выключатель ВМГ-133 имеет следующее устройство: на сварной раме 1 укреплено шесть опорных изоляторов 2 (по два изолятора на фазу). На изоляторах подвешены три стальных бачка 3, в которых размещается контактная система.

Контактная система состоит из розеточного неподвижного контакта, находящегося на дне цилиндра, токоведущего подвижного контакта стержня, контактной колодки в месте выхода токоведущего стержня и гибкой токоведущей связи для соединения с выводами. Розеточный контакт состоит из шести сегментов, сжимаемых к центру пружинами, что обеспечивает надежный контакт с токоведущими стержнями.

На двух чугунных подшипниках в верхней части расположен вал 4 с приваренными к нему рычагами 5 для привода. При включении выключателя вал поворачивается на угол 540. К коротким плечам крайних рычагов вала  прикреплены отключающие пружины 6, работающие на сжатие при отключении. С механизмом выключателя привод соединен валом 7.

Внутри стальных цилиндров выключателя помещаются бакелитовые изоляционные цилиндры. Дуга гасится в выключателе ВМГ-133 в специальной дугогасительной камере, находящейся в цилиндре в месте разрыва контактов. Камера изготавливается из гетинакса или фибры.

Дугогасительные камеры набираются из изоляционных перегородок, образующих три поперечные дутьевых щели, соединенные отдельными выходами с верхней частью цилиндра. При отключении под нагрузкой, под действием электрической дуги часть масла испаряется, при этом давление в нижней части цилиндра быстро растет, пары масла устремляются в дутьевые щели и создает поперечное дутье, способствующее быстрой деионизации и гашению дуги.

В рассматриваемом выключателе масло уже не служит для изоляции токоведущих частей между фазами и от земли, а предназначено лишь для гашения электрической дуги и изоляции промежутка между разомкнутыми контактами данной фазы.

К той же группе, что и описанный ВМГ-133, относится и выключатель ВМП-10 (рисунок ниже), имеющий меньшие габариты и вес:maslyanyj-vyklyuchatel-vmp-10

Небольшой обзор устройства и принципа действия ВМПП-10:

Вес масла в нем составляет 4,5 кг. Выключатели ВМП-10 устанавливаются в комплектных ячейках типа КСО, а ВМП-10К – в малогабаритных комплексных распределительных устройствах с выкатными тележками типа КРУ.

Выключатель ВМП-10К имеет меньшую ширину, чем ВМП-10, что достигается сближением полюсов и установкой между ними изоляционных перегородок.

При использовании малообъемных выключателей значительно снижается стоимость распределительного устройства, повышается возможность индустриализации монтажа за счет применения комплектных ячеек с установленными в них горшковыми выключателями и прочим высоковольтным оборудованием.

Основные технические данные некоторых выключателей приведены в таблице ниже:

osnovnye-dannye-nekotoryx-vyklyuchatelej-napryazheniem-6-kv-10-kv

Ремонт масляных выключателей / Справка / Energoboard

Осмотры и обслуживание масляных выключателей.

При наружном осмотре проверяют действительное положение каждого выключателя по показанию его сигнального устройства и соответствие этого положения изображенному на оперативной схеме. Проверяют состояние поверхности фарфоровых покрышек вводов, изоляторов и тяг, целость мембран предохранительных клапанов и отсутствие выброса масла из газоотводов, отсутствие следов просачивания масла через сварные швы, разъемы и краны. На слух определяют отсутствие треска и шума внутри выключателя. По цвету термопленок или показаний тепловизоров устанавливают температуру контактных соединений. Обращают внимание на уровень масла в баках и соответствие его температурным отметкам на шкалах маслоуказателей.

При значительном понижении уровня или ухода масла из бака принимают меры, препятствующие отключению выключателя тока нагрузки и тем более тока короткого замыкания. Для этого отключают автоматические выключатели (снимают предохранитель) на обоих полюсах цепи электромагнита отключения. Затем создают схему, при которой электрическая цепь с неуправляемым выключателем отключается другим выключателем, например шиносоединительным или обходным.

В зимнее время при температуре окружающего воздуха ниже -25 °С условия гашения дуги в масляных выключателях резко ухудшаются из-за повышения вязкости масла и уменьшения в связи с этим скорости движения подвижных частей. Для улучшения условий работы масляных выключателей при длительном (более суток) понижении температуры должен включаться электроподогрев, отключение которого производится при температуре выше -20 °С.

На скорость и надежность работы выключателей большое влияние оказывает четкая работа их приводов при возможных в эксплуатации отклонениях напряжения от номинального в сети оперативного тока. При пониженном напряжении усилие, развиваемое электромагнитом отключения, может оказаться недостаточным и выключатель окажется в отключенном состоянии. При пониженном напряжении в силовых цепях привод может не полностью включить выключатель, что особенно опасно при его работе в цикле АПВ. При повышенном напряжении электромагниты могут развивать чрезмерно большие усилия, которые могут привести к поломкам деталей привода и сбоям в работе запирающего механизма. Для предупреждения отказов в работе приводов их действие периодически проверяют при напряжении 0,8 и 1,15 Uном. Если выключатель оборудован АПВ, опробование на отключение целесообразно производить от защиты с включением от АПВ. При отказе в отключении выключатель должен немедленно выводиться в ремонт.

Капитальный ремонт.

Капитальный ремонт масляных выключателей производится в соответствии с инструкциями заводов-изготовителей и эксплуатационными инструкциями по ремонту выключателей. Весь объем ремонтных работ выполняют, как правило, на месте установки выключателя. Лишь отдельные виды работ (ремонт вводов, встроенных трансформаторов тока и др.) могут выполняться в мастерских предприятия.

Выключатель У-220 состоит из трех отдельных полюсов (рис. 1). Несущей конструкцией полюса служит бак 4, на крышке которого установлены маслонаполненные вводы 7, коробка приводного механизма 10 с пружинным и масляным буфером для поглощения энергии движущихся частей при включении и отключении выключателя, газопровод и предохранительный клапан для защиты бака от чрезмерного повышения давления при отключении выключателем мощных токов КЗ, встроенных трансформаторов тока 9. В самой нижней точке днища бака имеется маслосливная труба с краном, под днищем — устройства для электроподогрева масла 3, включаемые при низких температурах окружающего воздуха. Внутренняя поверхность бака покрыта тремя изоляционными слоями древесно-волокнистого пластика, защищенного от обгорания фибровыми листами. В нижней части бака расположен овальный люк. Каждый полюс выключателя имеет свой привод. Дугогасительные устройства 6 представляют собой камеры многократного разрыва с шунтирующими резисторами. Контакты камер имеют металлокерамические покрытия.

Капитальный ремонт начинают с подготовки выключателя к разборке. Для этого выключатель осматривают снаружи, проводят несколько операций включения и отключения. Затем испытывают вводы: измеряют сопротивление изоляции, а также тангенс угла диэлектрических потерь, испытывают масло из вводов и измеряют сопротивление изоляции вторичных обмоток трансформаторов тока. После проведения испытаний и измерений из выключателя сливают масло и приступают к его очистке.

Разборку выключателя выполняют в следующей последовательности. Ремонтный персонал вскрывает крышки люков, влезает внутрь бака и демонтирует шунтирующие резисторы и дугогасительные камеры. Затем в зависимости от результатов проведенных испытаний с выключателя снимают все или часть вводов и трансформаторов тока, которые отправляют в мастерскую для ремонта. Снятые дугогасительные камеры разбирают полностью, а все детали их тщательно осматривают. При осмотре и ремонте отдельных деталей и узлов руководствуются техническими требованиями на их дефектацию и ремонт.

Бакелитовые цилиндры дугогасительных камер могут иметь царапины, задиры и обугленные поверхности. Эти дефекты устраняют. Отремонтированные цилиндры не должны иметь трещин и расслоений, а также срывов ниток резьбы более чем на один виток. Указанные дефекты невозможно устранить в ходе ремонта, поэтому при их наличии цилиндры заменяют новыми.

Нижний контакт дугогасительной камеры может иметь вмятины, раковины, наплывы металла и выгорания. Эти дефекты устраняют опиливанием, зачисткой и обработкой на токарном станке. По требованиям дефектации углубления на контакте должны составлять не более 0,5 мм. Если углубление на контакте окажется больше допустимого, контакт заменяют новым.

Когда все детали дугогасительных камер будут отремонтированы и пройдут дефектацию, приступают к сборке камер. Сборку контролируют при помощи шаблонов с точностью до 0,5 мм. После сборки измеряют сопротивление постоянному току токоведущего контура каждой камеры, которое должно быть не более 1300 мкОм.

Одновременно с ремонтом дугогасительных камер вскрывают коробки приводных механизмов полюсов выключателя, проверяют состояние всех рычагов, буферных устройств, правильность работы указателей положения полюсов, разбирают и чистят маслоуказатели, ремонтируют приводы. Все механизмы приводов тщательно осматривают, проверяют отсутствие люфтов в шарнирных соединениях, удаляют грязь, ржавчину, старую смазку и наносят новую смазку. Для смазки трущихся частей приводных механизмов употребляют незамерзающую смазку марки ЦИАТИМ-221, Суперконт, Экстраконт и др.

Общая сборка выключателя проводится в обратной последовательности.

После установки дугогасительных камер на место приступают к регулировке выключателя и его привода. Прежде всего проверяют и регулируют установку камер с таким расчетом, чтобы центры нижних контактов камер находились против центров контактов траверсы. Проверяют полный ход штанг камер, который должен быть (101 ±2) мм. Затем включают выключатель и с помощью специального шаблона, поставляемого заводом, проверяют положение звеньев запирающего механизма. Оси плоских рычагов запирающего механизма (рис. 2) не должны находиться на одной прямой, так как это «мертвое» положение, при котором перемещение рычагов становится невозможным. Оси рычагов должны занимать то положение, которое было установлено на заводе, т. е. при наложении шаблона <5ось 3 должна находиться на расстоянии не более 2 мм от выступа шаблона. Только при этом условии возможны надежное запирание привода во включенном положении и четкое действие при отключении выключателя.

После этого устанавливают необходимый ход траверсы (800 мм) и с помощью ламп, включенных по схеме, приведенной на рис. 3, проверяют «одновременность замыкания контактов полюса. Для этого с помощью домкрата доводят траверсу до соприкосновения ее контактов с контактами камер. При этом, как правило, загорается одна из ламп. Положения траверсы отмечают карандашом на штанге и в направляющем устройстве. Затем измеряют расстояние между отметками, которое должно быть не более 2 мм. По аналогичной схеме проверяют «одновременность» замыкания контакта каждой камеры. Разница в ходе контактов допускается до 1 мм.

При регулировке выключателя в приводе проверяют зазоры между отдельными звеньями его механизма, работу вспомогательных контактов и действие механизма свободного расцепления привода при включенном положении выключателя и в момент замыкания его контактов, состояние изоляции вторичных цепей вместе с электромагнитами включения и отключения. Сопротивление изоляции должно быть не менее 1 МОм.
По окончании регулировки проводят испытание выключателя вместе с приводом. При этом измеряют время включения и отключения выключателя при различных уровнях напряжения на зажимах электромагнитов. Схема измерений при помощи электросекундомера ЭС показана на рис. 3. На время измерений шунтирующие резисторы должны быть отсоединены от дугогасительных камер. В момент подачи ключом КУ команды на включение выключателя автоматически включается и электросекундомер, который при касании контактов выключателя шунтируется ими и останавливается.

Далее определяют скорости включения и отключения выключателя при различных уровнях напряжения на зажимах привода. Показания снимают дважды: когда баки выключателя не залиты маслом и после заливки масла. В качестве отметчика времени используют виброграф (рис. 4). К его обмотке подводят переменное напряжение 12 В промышленной частоты, благодаря чему колебания якоря с карандашом повторяются через 0,01 с. Колебания якоря записывают на бумажной ленте, прикрепляемой к тяге выключателя или к какой-нибудь другой движущейся части, имеющей достаточно большой ход и не обладающей заметным люфтом относительно траверсы.

 

Виброграф включают одновременно с подачей импульса на включение или отключение выключателя. Полученную графическую запись движения, называемую виброграммой, расшифровывают. Для этого виброграмму разбивают на участки и на каждом из них подсчитывают среднюю скорость движения по формуле Ucр = S/t, где S — длина участка, м; t — время движения на участке, с. Время движения на участке определяют по числу периодов колебаний якоря вибрографа.

Полученные таким образом значения средних скоростей относятся к определенным участкам движения контактов. На этих участках выбирают точки, расположенные посередине, и по ним строят график зависимости скорости движения контактов выключателя от их пути (виброграмму).

На рис. 5 представлены начальные участки виброграммы включения полюса выключателя типа У-220-1000-25.

Во время ремонта до заливки масла в выключателе измеряют сопротивление его внутрибаковой изоляции. Измерение производят мегомметром напряжением 2500 В с помощью электродов, прикладываемых к поверхности изоляционной конструкции. Значение сопротивления изоляции для выключателей на напряжение 220 кВ должно быть не менее 3000 МОм. Если значение сопротивления изоляции меньше указанного, изоляцию подвергают сушке.

Для сдачи выключателя в эксплуатацию после капитального ремонта заполняют ведомость (акт) его технического состояния. В ведомости сравниваются результаты проведенных измерений и испытаний с паспортными данными.

Отправить ответ

avatar
  Подписаться  
Уведомление о