регистрация компании дать объявление быстрый поиск лента публикаций восстановление доступа о портале
    
Строительный портал СтройПлан.ру
Подбор проекта Новости отраслиПубликации
 
КОРЗИНА (0)  
 >>>  ПОИСК ДОКУМЕНТОВ  

УТВЕРЖДАЮ:

 

Заместитель министра

путей сообщения

А.Н. КОНДРАТЕНКО

30.06.92 г.

 

ИНСТРУКЦИЯ ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ ОБСЛУЖИВАНИЮ И РЕМОНТУ ОБОРУДОВАНИЯ ТЯГОВЫХ ПОДСТАНЦИЙ, ПУНКТОВ ПИТАНИЯ И СЕКЦИОНИРОВАНИЯ ЭЛЕКТРИФИЦИРОВАННЫХ ЖЕЛЕЗНЫХ ДОРОГ

ЦЭ-39

 

Содержание

1. ОРГАНИЗАЦИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ

2. ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА (РУ) НАПРЯЖЕНИЕМ ВЫШЕ 1000 В

3.ТРАНСФОРМАТОРЫ

4. ПОЛУПРОВОДНИКОВЫЕ ПРЕОБРАЗОВАТЕЛИ

5. СГЛАЖИВАЮЩИЕ УСТРОЙСТВА (СУ)

6. УСТРОЙСТВА КОМПЕНСАЦИИ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ И УЛУЧШЕНИЯ КАЧЕСТВА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ

7. УСТРОЙСТВА РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ, АВТОМАТИКИ, ТЕЛЕМЕХАНИКИ

8. СРЕДСТВА ЭЛЕКТРИЧЕСкИХ ИЗМЕРЕНИЙ

9. ИСТАНЦИОННОЕ УПРАВЛЕНИЕ РАЗЪЕДИНИТЕЛЯМИ КОНТАКТНОЙ СЕТИ

10. СОБСТВЕННЫЕ НУЖДЫ

11. ПОСТЫ СЕКЦИОНИРОВАНИЯ (ПС), ПУНКТЫ ПАРАЛЛЕЛЬНОГО СОЕДИНЕНИЯ (ППС), АВТОТРАНСФОРМАТОРНЫЕ ПУНКТЫ ПИТАНИЯ (АТП), ПУНКТЫ ПОДГОТОВКИ К РЕЙСУ ПАССАЖИРСКИХ ПОЕЗДОВ (ППП), ПЕРЕДВИЖНЫЕ ТЯГОВЫЕ ПОДСТАНЦИИ (ПТП), ПЕРЕДВИЖНЫЕ УСТАНОВКИ: ПРОДОЛЬНОЙ КОМПЕНСАЦИИ (УПКП), ФИЛЬТРОКОМПЕНСИРУЮЩИЕ (ФКУП), РЕАКТИВНОЙ КОМПЕНСАЦИИ (УПРК)

12. ПИТАЮЩИЕ И ОТСАСЫВАЮЩИЕ ЛИНИИ

13. ЗАЗЕМЛЯЮЩИЕ УСТРОЙСТВА

14. РАЗРЯДНЫЕ УСТРОЙСТВА

15. МАСЛОПРИЕМНЫЕ УСТРОЙСТВА И МАСЛЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО

Приложение 1 ПЕРИОДИЧНОСТЬ ОСМОТРОВ

Приложение 2 Периодичность технического обслуживания и ремонта оборудования электроустановок

Приложение 3 ВИДЫ, ОБЪЕМЫ И ПЕРИОДИЧНОСТЬ РАБОТ ПРИ ТЕХНИЧЕСКОМ ОБСЛУЖИВАНИИ УСТРОЙСТВ РЗА

Приложение 4 Нормы комплектования электроустановок средствами защиты

Приложение 5 МЕТОДИКА ПРИМЕНЕНИЯ ТЕРМОИНДИКАТОРНЫХ КРАСОК ДЛЯ КОНТРОЛЯ ТЕПЛОВОГО СОСТОЯНИЯ ВЕНТИЛЕЙ ВЫПРЯМИТЕЛЕЙ

Приложение 6 ПОРЯДОК ВКЛЮЧЕНИЯ И ОТКЛЮЧЕНИЯ ДИЗЕЛЬ-ГЕНЕРАТОРА (ДГ)

Приложение 7 Нормы обеспечения противопожарным оборудованием объектов тягового электроснабжения

1. ОРГАНИЗАЦИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ

1.1. Общие положения

1.1.1. Настоящая Инструкция предназначена для руководства при организации эксплуатации и выполнении работ по техническому обслуживанию и ремонту оборудования и аппаратуры, используемых в устройствах тягового электроснабжения электрифицированных железных дорог.

1.1.2. Настоящая Инструкция распространяется на действующие стационарные и передвижные тяговые подстанции постоянного и переменного тока с первичным питающим напряжением до 220 кВ включительно, автотрансформаторные пункты питания системы 2×25 кВ, стационарные и передвижные установки компенсации реактивной мощности, посты секционирования, пункты параллельного соединения контактной сети, пункты подготовки к рейсу пассажирских поездов с электрическим отоплением (в дальнейшем электроустановки).

1.1.3. Инструкция разработана в соответствии с требованиями Правил устройства электроустановок (ПУЭ. М.: Атомэнергоиздат. 1985), Правил технической эксплуатации электроустановок потребителей и Правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей (ПТЭ и ПТБ, утвержденные Главгосэнергонадзором 21.12.84 г.), Правил технической эксплуатации железных дорог, а также инструкций и указаний Управления электрификации и электроснабжения МПС, других нормативно-технических материалов и указаний заводов-изготовителей.

1.1.4. Настоящая Инструкция определяет виды, объемы, нормы и периодичность технического обслуживания и ремонтов оборудования электроустановок, указанных в п. 1.2.5 и приложении 2.

В конце каждого раздела приводятся технические указания, определяющие правила эксплуатации, порядок проведения некоторых специфических работ по техническому обслуживанию и ремонту оборудования электроустановок.

1.1.5. Каждая электроустановка закрепляется за конкретными ответственными за эксплуатацию лицами, назначаемыми приказом начальника дистанции электроснабжения. Круг их обязанностей определяется должностными инструкциями.

1.1.6. Оперативное обслуживание тяговых подстанций осуществляется в соответствии с Инструкцией от 18.11.91 г. № ЦЭ/4874.

1.1.7. Каждая электроустановка должна быть укомплектована достаточным количеством средств защиты, обеспечивающих безопасность работ, набором (аптечкой) необходимых приспособлений и средств для оказания доврачебной первой медицинской помощи. Перечень необходимых защитных средств приведен в приложении 4.

1.1.8. Все распределительные устройства (РУ) должны быть оборудованы блокировками, предотвращающими возможность ошибочных операций, разъединителями, отделителями, короткозамыкателями, выкатными тележками комплектных РУ, заземляющими ножами. Все типы ограждений безопасности и лестницы для подъема на площадки должны быть оборудованы блокировками, обеспечивающими возможность открывания ограждений, приведения лестниц в рабочее положение только при включенных заземляющих ножах линейного и шинного разъединителей. Блокировочные устройства, кроме механических, должны быть постоянно опломбированы.

Устройства блокировок должны быть приняты в эксплуатацию комиссией дистанции электроснабжения.

Порядок действий оперативного персонала при неисправности блокировочных устройств должен быть определен местными инструкциями.

1.1.9. Все работы в электроустановках должны выполняться в соответствии с требованиями ПТБ.

1.1.10. Каждая электроустановка должна быть укомплектована противопожарными средствами в соответствии с Нормами обеспечения противопожарным оборудованием объектов тягового электроснабжения (приложение 7).

1.1.11. Эксплуатация опор, металлоконструкций, прожекторных мачт осуществляется согласно Руководству по оценке несущей способности и содержанию металлических опорных конструкций контактной сети и прожекторных мачт от 30.03.92 г. № ЦЭТ/39.

1.1.12. Границы обслуживания и разделение ответственности между персоналом ЭЧЭ, РРУ, ЭЧК при эксплуатации электроустановок, перечисленных в п. 1.1.2, утверждаются начальником дистанции электроснабжения.

1.1.13. Для определения трудозатрат на техническое обслуживание и ремонты, технического обеспечения и технологии проведения работ следует руководствоваться типовыми нормами времени на техническое обслуживание, текущие и капитальные ремонты, периодические испытания оборудования и устройств тяговых подстанций и постов секционирования.

1.2. Техническое обслуживание и ремонт.

1.2.1. При организации эксплуатации электроустановок рекомендуется применять прогрессивные методы технического обслуживания (ТО) и ремонта, позволяющие повысить производительность труда и качество выполненных работ:

централизованный метод - метод ТО и ремонта электроустановок специализированным персоналом и средствами одного подразделения предприятия;

кустовой метод эксплуатации электроустановок;

вахтовый метод в условиях зараженных районов, районах с тяжелыми климатическими условиями.

Метод обслуживания тяговых подстанций устанавливается начальником дистанции электроснабжения в зависимости от типа подстанции, количества и категорийности районных нагрузок, местных условий и утверждается службой электроснабжения дороги.

1.2.2. Исправность и работоспособность оборудования электроустановок должна обеспечиваться системой планово-предупредительных ремонтов электроустановок (ППР), предусматривающей все необходимые виды ТО и ремонтов с установленной периодичностью.

1.2.3. Все виды ТО и ремонтов, выполняемые в определенной последовательности, в соответствии с требованиями нормативно-технической документации и в наименьший повторяющийся интервал времени, составляют структуру ремонтного цикла (РЦ). РЦ выражается в годах календарного времени.

1.2.4. Для каждой электроустановки должен быть составлен годовой график ППР, увязанный с ремонтным циклом каждого вида оборудования. На основании этого графика составляют месячные планы работ. График ППР и месячный план утверждает начальник дистанции электроснабжения или его заместитель. Техническое обслуживание и ремонт оборудования допускается проводить по его состоянию и рекомендуется широко внедрять этот принцип при наличии в электроустановке или оборудовании необходимых устройств диагностики (переносных или встроенных).

1.2.5. Инструкция регламентирует объемы, нормы и периодичность следующих операций ТО и ремонта:

осмотров;

опробований;

испытаний (проверок);

текущих ремонтов;

неплановых ремонтов;

капитальных ремонтов.

Для некоторых типов оборудования предусматривается внеочередной ремонт.

1.2.6. Осмотры планируют как самостоятельную операцию для большинства оборудования. Во время осмотра проверяют состояние оборудования, выявляют дефекты эксплуатации, нарушения требований техники безопасности, уточняют состав и объем работ, подлежащих выполнению при очередном ремонте.

При осмотре необходимо проверять наличие, состояние надписей (табличек), указывающих назначение присоединения, соответствие надписей диспетчерскому наименованию, соответствие сигнализации (местной и на щите управления) истинному положению оборудования.

Периодичность проведения осмотров приведена в приложении 2.

Результаты осмотра с обнаруженными неисправностями оборудования и замечаниями записывают в книгу осмотров и неисправностей.

1.2.7. Испытания (проверки) преследуют цель выявления скрытых дефектов оборудования и контроля за эксплуатационной надежностью и безопасностью обслуживания оборудования в период между двумя очередными ремонтами.

При проведении испытаний следует руководствоваться методическими указаниями, изложенными в приложении Э1 ПТЭ и ПТБ.

Испытания включают в объем текущего, внеочередного, непланового и капитального ремонтов при совпадении времени их выполнения. Если сроки их проведения отличаются от сроков производства ремонтов, то назначают межремонтные испытания.

Для некоторых специфических типов оборудования нормы испытаний приводятся в настоящей Инструкции.

1.2.8. Эксплуатационное опробование проводится с целью определения исправности и работоспособности коммутационного оборудования, защит, устройств автоматики и телемеханики.

Опробование работы коммутационного оборудования и аппаратуры защит, автоматики, телемеханики проводят после любого вида ремонта или испытаний. Опробование осуществляется трехкратной подачей команды "включить" и "отключить" (непосредственно или косвенно) на собранное в работу присоединение.

Периодичность эксплуатационного опробования приводится в соответствующих разделах настоящей Инструкции.

1.2.9. Ремонты оборудования проводят с целью восстановления его исправности или работоспособности и восстановления ресурса до очередного ремонта.

Ремонты подразделяются на:

плановые - проводимые в соответствии с требованиями нормативно-технической документации независимо от технического состояния оборудования в момент начала ремонта;

неплановые - проводимые с целью устранения последствий отказов в работе оборудования и защит, повреждений оборудования аварийными токами, атмосферными и коммутационными воздействиями, механических повреждений, течи масла.

1.2.10. Виды плановых ремонтов:

текущий ремонт - обеспечивает поддержание оборудования в работоспособном состоянии в период гарантированной наработки до очередного планового ремонта путем чистки, проверки, замены быстроизнашиваемых частей, наладки;

внеочередной ремонт - назначается при выработке оборудованием нормированного нормативно-технической документацией и настоящей Инструкцией механического или коммутационного ресурса;

капитальный ремонт - выполняется с целью восстановления исправности и полного или близкого к полному восстановлению ресурса оборудования. При этом производят полную разборку оборудования или вскрытие, восстановление или замену изношенных деталей, обмоток, узлов и др., выполняют регулирование, наладку и полную программу испытаний согласно эксплуатационной документации с доведением всех характеристик и параметров оборудования до номинальных паспортных данных с обеспечением работоспособности на период гарантийной наработки до очередного капитального ремонта.

Капитальный ремонт может проводиться на месте установки оборудования или в специализированных организациях.

Работы, выполненные при капитальном ремонте оборудования подрядчиком, принимаются по акту комиссией под председательством начальника дистанции электроснабжения или его заместителя.

Ремонт любого вида должен сопровождаться выдачей определенных гарантий на последующий срок эксплуатации или наработку оборудования.

При проведении ремонтов рекомендуется применять прогрессивные методы, позволяющие повысить индустриализацию технологических процессов:

обезличенный метод - при котором не сохраняется принадлежность восстановленных составных частей к определенному изделию;

агрегатный метод - при котором неисправные агрегаты, блоки заменяют новыми или заранее отремонтированными.

1.2.11. Объемы технического обслуживания и ремонта оборудования приведены в соответствующих разделах Инструкции.

Периодичность текущего и капитального ремонтов и испытаний приведена в приложении 2.

1.2.12. В зависимости от местных условий с разрешения начальника службы электроснабжения допускается изменение периодичности проведения технического обслуживания и ремонта.

1.2.13. Результаты всех работ по ТО и ремонту оформляют соответствующими протоколами.

Изменения, сделанные при ремонтах оборудования, заносят в технический паспорт тяговой подстанции и в дело с технической документацией на соответствующее оборудование. Изменения, внесенные в схемы релейной защиты, управления и автоматики, отражают во всех экземплярах принципиальных и монтажных схем и доводят до сведения начальника подстанции и обслуживающего персонала.

Изменения в схемах первичной и вторичной коммутации понизительных и тяговых трансформаторов, фидеров контактной сети постоянного и переменного тока допускаются с разрешения начальника службы электроснабжения. На остальных присоединениях - с разрешения начальника дистанции электроснабжения или его заместителя.

1.2.14. При повреждениях или отказах оборудования, вызвавших брак в работе, производится расследование с составлением акта формы ЭУ-92.

При расследовании должны быть установлены: причины повреждений, дефекты оборудования, правильность работы устройств защиты, автоматики и действий оперативного персонала, виновные лица, разработаны мероприятия, предотвращающие подобные повреждения. Лицо, ответственное за эксплуатацию электроустановки, в трехдневный срок составляет акт повреждения и направляет его в дистанцию электроснабжения. После соответствующего анализа и оформления акт в декадный срок направляют в службу электроснабжения дороги. Классификация повреждений производится в соответствии с указаниями ЦЭ МПС.

При автоматизированной обработке информации на каждое повреждение составляют карточку отказа.

1.2.15. ТО и ремонт оборудования, находящегося в резерве (выведенного или не введенного в число действующих), проводят в объемах и в сроки, устанавливаемые местными инструкциями.

2. ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА (РУ) НАПРЯЖЕНИЕМ ВЫШЕ 1000 В

2.1. При осмотре РУ и здания тяговой подстанции проверяют:

состояние помещения, исправность дверей и окон, наличие и исправность замков и ключей;

состояние оборудования, ошиновки, контактных соединений, поддерживающих конструкций, кабельных муфт;

исправность отопления и вентиляции;

исправность освещения и цепей заземления;

наличие и состояние защитных и противопожарных средств;

уровень, температуру и давление масла, отсутствие течи в аппаратах;

состояние кабельных каналов;

состояние рубильников щитков низкого напряжения;

целостность пломб у счетчиков и реле;

состояние изоляции (запыленность, наличие трещин, разрядов);

исправность системы общеподстанционной сигнализации и сигнализации от проникновения в здание тяговой подстанции посторонних лиц;

наличие и состояние средств пожаротушения;

соответствие собранной схемы нормально установленной для осматриваемого РУ.

2.2. Сборные и соединительные шины.

2.2.1. При осмотре проверяют:

общее состояние шин;

цвет термоиндикаторных красок;

положение сигнализаторов превышения температуры в контактных соединениях.

2.2.2. При испытаниях производят:

2.2.2.1. проверку нагрева болтовых контактных соединений;

2.2.2.2. измерение переходного сопротивления болтовых контактных соединений;

2.2.3. При текущем ремонте выполняют: удаление пыли;

проверку узлов крепления и их подтяжку.

2.2.4. Неплановый ремонт производят при обнаружении перегрева контактных соединений.

2.2.5. Объем капитального ремонта определяется состоянием объектов и результатами испытаний.

2.2.6. Технические указания.

2.2.6.1. Проверку нагрева болтовых контактных соединений производят при наибольшем токе нагрузки визуально в ночное время суток, с помощью стационарных или переносных термоиндикаторов и средств инфракрасной техники.

2.2.6.2. Измерения по п. 2.2.2.2 производят у шин на ток 1000 А и более, за контактами которых отсутствует контроль в процессе эксплуатации, а также у контактных соединений РУ-35 кВ и выше. Измерения производят на постоянном токе методом определения падения напряжения на контактах. Сопротивление участка шин в месте контактного соединения не должно превышать сопротивление участка шин такой же длины и такого же сечения более чем в 1,0 раз.

2.2.6.3. Опрессованное соединение бракуют, если:

геометрические размеры (длина и диаметр опрессованной части) не соответствуют требованиям действующих инструкций по монтажу соединительных зажимов;

на поверхности соединителя или зажима имеются трещины;

кривизна опрессованного соединителя превышает 3% его длины;

стальной сердечник опрессованного соединителя расположен несимметрично.

2.2.6.4. Сварное соединение бракуют, если:

имеется пережог провода наружного повива или нарушение сварки при перегибе соединительных проводов;

усадочная раковина в месте сварки имеет глубину более 1/3 диаметра проводов, а для сталеалюминиевых проводов сечением 150-600 мм2 - более 6 мм.

Швы сварных соединений жестких шин не должны иметь трещин, кратеров и непроваров длиной более 10% длины шва при глубине более 15% толщины свариваемого металла. Суммарное значение непроваров, подрезов, газовых пор, окисных и других включений сварных шин из алюминия в каждом рассматриваемом сечении должны быть не более 15% толщины свариваемого металла.

2.3. Подвесные и опорные изоляторы.

2.3.1. При осмотрах проверяют состояние изоляторов (наличие сколов, трещин, следов перекрытий, разрядов).

2.3.2. При испытаниях производят:

2.3.2.1. измерение сопротивления изоляции мегаомметром 2500 В;

2.3.2.2. испытание повышенным напряжением промышленной частоты опорных одноэлементных изоляторов;

2.3.2.3. контроль многоэлементных изоляторов под напряжением с помощью штанги или других средств диагностики на базе инфракрасной техники.

2.3.3. При текущем ремонте выполняют: удаление пыли с поверхности изоляторов; очистку загрязненных изоляторов; проверку исправности узлов крепления;

проверку отсутствия трещин и сколов фарфора изоляторов; состояние армировки изоляторов; устранение мелких неисправностей.

2.3.4. Капитальный ремонт назначается по результатам испытаний.

2.3.5. Технические указания.

2.3.5.1. Испытания по пп. 2.3.2.1, 2.3.2.3 производят при положительной температуре окружающего воздуха.

2.3.5.2. Нормы распределения напряжения в зависимости от числа и типа изоляторов приведены в ПТЭ. Сумма напряжений, измеренных на элементах изоляторов, смонтированных на металлических и железобетонных конструкциях и опорах, не должна отличаться более чем на ±10% от фазного напряжения установки.

2.4. Устройства защиты от перенапряжений.

2.4.1. При осмотре разрядников проверяют внешнее их состояние, исправность присоединяющих и заземляющих шин, фиксируют показания счетчиков регистраторов срабатывания.

У разрядников обращают особое внимание на положение регистратора срабатывания. Разрядники осматривают в бинокль, при этом проверяют, не имеет ли трубка трещин или следов перекрытия, не сорван ли наконечник.

2.4.2. При испытаниях разрядников производят:

2.4.2.1. измерение мегаомметром на напряжение 2500 В сопротивления разрядника;

2.4.2.2. измерение сопротивления изоляции изолирующих оснований разрядников;

2.4.2.3. измерение тока проводимости (тока утечки);

2.4.2 А. измерение пробивных напряжений при промышленной частоте;

2.4.2.5. проверку герметичности разрядников.

При испытаниях трубчатых разрядников измеряют внешний искровой промежуток, проверяют правильность расположения зон выхлопа, специальными щупами проверяют прочность заделки металлических наконечников, состояние лакового покрытия, измеряют внутренний диаметр в зоне наибольшего выгорания и длину внутреннего промежутка.

2.4.3. При текущем ремонте разрядников выполняют: запись показаний регистратора срабатываний;

проверку состояния разрядников, исправности присоединяющих и заземляющих шин, всех креплений и экранных колец, целостности фарфоровых покрышек опорных изоляторов, изолирующих оттяжек, отсутствие на поверхности разрядников сильных загрязнений или ржавых натеков, отсутствие смещений и сдвигов армировочных фланцев по цементным швам и растрескивания эмалевых покрытий этих швов;

очистку от загрязнений поверхности фарфоровых рубашек опорных изоляторов и изолирующих оттяжек;

восстановление эмалевых покрытий на цементных швах, окраски фланцев и соединяющих шин;

проверку целостности и правильности действия регистраторов срабатывания;

замену перегоревших плавких вставок.

У разрядников РВПК, РВБК, РРА, РБК открывают и очищают дугогасительные камеры.

Разрядники, состояние которых оказалось неудовлетворительным (открытый или смещенный предохранительный клапан, глубокие трещины в армировочных швах, большие сколы или трещины на фарфоровых рубашках и др.), должны быть заменены исправными.

Трубчатый разрядник заменяют новым, если внутренний диаметр, замеренный при испытаниях, превышает первоначальный более чем на 40%.

Если в процессе ремонта производилось вскрытие разрядника, то он должен быть после ремонта испытан в объеме п. 2.4.2.

2.4.4. Неплановые ремонты производят по результатам испытаний в случае неисправностей, возникающих в процессе эксплуатации.

Неплановые испытания выполняют, если наблюдаются более частые срабатывания разрядников по сравнению с подобными, работающими в аналогичных условиях.

2.4.5. При капитальном ремонте разрядников производят их разборку, чистку, ремонт или замену неисправных элементов.

Ремонтные работы необходимо производить в специализированных мастерских. Эффективно применение агрегатного метода ремонта. После капитального ремонта производят испытания согласно п. 2.4.2.

2.4.6. Технические указания.

2.4.6.1. Для защиты от перенапряжений со стороны контактной сети к фидерам постоянного тока 3,3 кВ подключают разрядники РМБВ, РМВУ, РВКУ.

Подключение осуществляется через роговой разрядник, используемый в качестве предохранителя, с расстоянием между электродами 30+2 мм и плавкой вставкой из медной проволоки диаметром 0,4+0,6 мм.

Разрядник типа РВКУ-3,ЗБ01 подключают через плавкую вставку, закрепленную на роговом разряднике и состоящую из двух медных проволок диаметром 0,7 мм.

Разрядники, как правило, устанавливают на выходные опоры фидеров 3,3 кВ и заземляют так же, как эти опоры.

Разрядники, установленные на фасаде здания, заземляют на внутренний контур подстанции.

2.4.6.2. Испытания вентильных разрядников проводят при температуре не ниже +10° С. При температурах наружного воздуха менее +10° С разрядники перед испытаниями должны быть прогреты при помощи воздуходувок или занесены в помещение на время не менее 10 ч.

2.4.6.3. Значение тока проводимости, измеренного при температуре окружающего воздуха, отличающейся от +20° С, приводят к этой температуре по формуле:

где tзам - температура, при которой проводилось измерение, °С;

Iизм - ток проводимости, измеренный при tзам, А.

Знак минус в скобках используется в случае, если температура tзам выше +20°С, знак плюс - при температуре ниже +20°С.

2.4.6 А. У большинства типов разрядников величина сопротивления изоляции, измеряемая мегаомметром, не нормируется, но должна сопоставляться с предыдущими результатами или с данными заводских измерений.

Сопротивление изоляции разрядника (элемента) не должно отличаться более, чем на 30% от предыдущих измерений в эксплуатации или данных приемо-сдаточных испытаний.

2.4.6.5. Значения токов проводимости (утечки), пробивного напряжения разрядников приведены в табл. 2.1.

2.4.6.6. Измерения тока проводимости должны производиться строго по заводской методике с применением эталонного конденсатора, значение емкости которого дано в табл. 2.2.

2.5. Разъединители, отделители, короткозамыкатели.

2.5.1. При их осмотрах проверяют состояние: контактов, изоляторов, приводов, поддерживающих конструкций, заземлений, блокировок безопасности.

2.5.2. В зимний период при температурах ниже -25°С 1 раз в месяц проводят эксплуатационное опробование работы отделителей и короткозамыкателей при отключенном напряжении с данного присоединения.

При гололеде производят неплановые осмотры и опробования.

2.5.3. При испытаниях разъединителей, отделителей и короткозамыкателей производят:

2.5.3.1. измерение сопротивления изоляции поводков и тяг, выполненных из органических материалов, многоэлементных изоляторов, вторичных цепей, обмоток включающей и отключающей катушек;

2.5.3.2. испытание повышенным напряжением промышленной частоты изоляторов разъединителей, короткозамыкателей и отделителей, изоляции вторичных цепей и обмоток включающей и отключающей катушек;

2.5.3.3. контроль многоэлементных изоляторов под рабочим напряжением с помощью штанги или других диагностических средств;

2.5.3.4. измерение сопротивления постоянному току контактов, главных ножей, обмоток включающей и отключающей катушек;

2.5.3.5. измерение усилия вытягивания ножа из неподвижного контакта разъединителя и отделителя;

Таблица 2.1

Допустимые токи проводимости и пробивные напряжения разрядников

Тип элемента разрядника

Значение испытательного выпрямленного напряжения, кВ

Ток проводимости (утечки) элемента, мкА

Пробивное напряжение при частоте 50 Гц, кВ (действ.)

РВО-6, РВП-6

6

6

16,0-19,0

РВО-10, РВП-10

10

6

26,0-30,5

РВО-35

42

70-130

78,0-98,0

РВС-15

16

400-620

38,0-48,0

РВС-20

20

400-620

49,0-60,5

РВС-301

24

400-620

50,0-62,5

РВС-332

32

400-620

 

РВС-35

32

400-620

78,0-98,0

РВС-353

32

180-360

 

РВМ-10

10

500-650

25,0-30,0

РВМ-15

18

540-660

35,0-43,0

РВМ-20

24

500-700

47,0-56,0

РВМ-35

18

500-700

38,0-15,0 (элемент)

РМВУ-3,3

4

70-130

7,4-9,2

Группа Б

 

 

 

РВПК-3,3

4

5

7,5-8,5

РВВМ-3

4

400-620

7,5-9,5

РВКУ-3,3А01

4

170-220

5,3-6,0

РВКУ-3,3А101

4

170-220

5,0-6,0

РВКУ-3,3Б01

4

170-220

6,0-7,1

РВКУ-1,65Г01

2

Не более 6

4,0-4,6

РВКУ-1,65Д01

2

Не более 6

3,4-4,0

Примечания:

1. Элемент разрядников РВС-ПО и РВС-220, выпушенных до 1961 г.

2. Элемент разрядников РВС-ПО и РВС-220, выпущенных после 1961 г.

3. Разрядники, выпускаемые после 1976 г.

Таблица 2.2

Величины сглаживающей емкости

Тип разрядника

Номинальное напряжение, кВ

Наименьшее значение сглаживающей емкости, мкФ

РВРД

3-500

0,20

РВС

15-20

0,05

РВС

33-35

0,03

РВМГ

110-500

0,20

РВМ

3-35

0,20

РВТ

3-500

0,20

При испытании разрядников РВВМ-3 и РМБВ сглаживающая емкость должна быть не менее 0,6 мкФ.

2.5.3.6. проверку работы моторного привода;

2.5.3.7. определение времени движения подвижных частей короткозамыкателей и отделителей.

2.5.4. При текущем ремонте выполняют:

чистку изоляторов и ножей;

проверку креплений и подтяжку контактов ошиновки;

смену изоляторов с нарушенной армировкой или трещинами;

смену изношенных деталей;

зачистку, шлифовку и смазку контактов и трущихся частей;

чистку приводов;

проверку работы подогрева привода;

измерение сопротивления изоляции вторичных цепей приводов включающей и отключающей катушек ОД и КЗ.

2.5.5. Неплановый ремонт проводят при отказе в работе короткозамыкателя-отделителя, моторного привода, поломке изоляторов. Объем ремонта определяется объемом неисправности.

2.5.6. При капитальном ремонте производятся:

полная разборка всех деталей и узлов разъединителя, отделителя, короткозамыкателя и их приводов;

промывка, очистка от старой смазки всех деталей и узлов;

осмотр изоляторов, восстановление влагостойкого покрытия цементных швов армировки;

смазка трущихся деталей;

регулировка ОД на одновременность включения ножей;

регулировка привода.

После капитального ремонта производятся испытания по п. 2.5.3.

2.5.7. Технические указания.

2.5.7.1. Испытание повышенным напряжением промышленной частоты (1 кВ) изоляции вторичных цепей и обмоток включающей и отключающей катушек может быть заменено испытанием мегаомметром на 2500 В.

2.5.7.2. Проверку работы короткозамыкателя, отделителя и разъединителя, имеющего электрический привод, производят путем трехкратного включения и отключения при номинальном напряжении оперативного тока. Минимальное напряжение срабатывания катушек отключения привода разъединителя, отделителя и катушек включения привода короткозамыкателя должно быть не менее 35% номинального, а напряжение их надежной работы - не более 65% номинального.

2.6. Вводы и проходные изоляторы.

2.6.1. При осмотрах проверяют:

отсутствие механических повреждений;

искрений;

потрескиваний;

уровень и давление масла в маслонаполненных вводах;

отсутствие течи масла;

цвет индикаторного силикагеля.

2.6.2. При испытаниях производят:

2.6.2.1. измерение сопротивления изоляции;

2.6.2.2. измерение тангенса угла диэлектрических потерь;

2.6.2.3. испытание повышенным напряжением промышленной частоты;

2.6.2.4. испытание трансформаторного масла из негерметичных маслонаполненных вводов;

2.6.2.5. проверку качества уплотнения вводов (производят у маслонаполненных негерметичных вводов на напряжение 110 кВ и выше созданием избыточного давления масла 1 кгс/см2).

2.6.3. При текущем ремонте выполняют: очистку поверхности фарфора от пыли;

контроль за состоянием индикаторного силикагеля в воздухоосушителе;

проверку уплотнений, контактных соединений, давления в герметичных вводах;

доливку трансформаторного масла (с электрической прочностью не ниже 50 кВ).

2.6.4. Неплановый ремонт проводится при обнаружении механических повреждений вводов и проходных изоляторов, течи масла в маслонаполненных вводах.

2.6.5. Объем капитального ремонта определяется по результатам испытаний.

После капитального ремонта проводят испытания в объеме п. 2.6.2.

2.6.6. Технические указания.

2.6.6.1. Для заливки во вводы после ремонта должно использоваться трансформаторное масло с диэлектрической прочностью не ниже 50 кВ и тангенсом угла диэлектрических потерь при 20° С не более 0,3%. Негерметичные вводы после заливки масла должны находиться под разрежением не более 10 мм рт.ст. не менее 2 ч при номинальном напряжении ввода 110 кВ и не менее 6 ч при номинальном напряжении 220 кВ.

2.6.6.2. При определении тангенса угла диэлектрических потерь вводов измерения должны производиться при напряжении 10 кВ между токоведущим стержнем и измерительным выводом, а также при напряжении 2,5 кВ между измерительным выводом и соединительной втулкой.

2.7. Масляные выключатели.

2.7.1. При осмотрах масляных выключателей проверяют:

внешнее состояние выключателя и привода;

отсутствие загрязнений, видимых сколов и трещин изоляторов;

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.

2.7.2. Эксплуатационное опробование работы масляных и вакуумных выключателей производят:

при отсутствии сигнализации и сомнении в готовности выключателя к работе;

после каждого ремонта выключателя.

2.7.3. При испытаниях масляных выключателей производят:

2.7.3.1. измерение сопротивления постоянному току контактов масляного выключателя, обмоток включающей и отключающей катушек;

2.7.3.2. измерение сопротивления изоляции вторичных цепей и обмоток включающей и отключающей катушек;

2.7.3.3. проверку времени движения подвижных частей выключателя;

2.7.3.4. испытание трансформаторного масла из бака выключателя;

2.7.3.5. оценку состояния внутрибаковой изоляции баковых масляных выключателей 35 кВ и дугогасительных устройств;

2.7.3.6. испытание встроенных трансформаторов тока;

2.7.3.7. измерение хода подвижной части выключателя, вжима контактов при включении, контроль одновременности замыкания и размыкания контактов;

2.7.3.8. проверку действия механизма свободного расцепления;

2.7.3.9. испытание повышенным напряжением промышленной частоты изоляции выключателей;

2.7.3.10. испытание повышенным напряжением изоляции вторичных цепей и обмоток включающей и отключающей катушек;

2.7.3.11. измерение сопротивления изоляции подвижных и направляющих частей, выполненных из органических материалов;

2.7.3.12. проверку срабатывания привода при пониженном напряжении;

2.7.3.13. опробование выключателя трехкратным включением и отключением.

2.7.4. При текущем ремонте масляных выключателей выполняют:

внешний осмотр выключателя и привода;

протирку изоляторов и наружных частей выключателя;

проверку исправности маслоуказательных устройств;

проверку надежности контактных и механических соединений;

проверку исправности масляного и пружинного буферов привода;

замену смазки в доступных местах;

доливку трансформаторного масла (при необходимости);

испытания по пп. 2.7.3 (1, 2, 4, 13).

При текущем ремонте масляных выключателей типа ВМК и ВМУЭ, кроме работ, указанных в п. 2.7.4, производят:

осмотр и чистку внутренних частей выключателя;

зачистку или замену контактов;

протирку изолирующих тяг и внутренних поверхностей опорных покрышек;

испытания повышенным напряжением изолирующей тяги;

промывку основания выключателя маслом (2-3 раза);

заливку выключателя сухим маслом.

2.7.5. Неплановый ремонт масляных выключателей производят:

после отказа в работе;

при обнаружении течи масла из бака выключателя;

у маломасляных выключателей при обнаружении течи масла из трещин или заделки фарфора;

при обнаружении механических повреждений.

Объем работ определяется характером и объемом повреждения.

2.7.6. Внеочередной ремонт масляных выключателей производят после выработки выключателем механического ресурса или нормированного допустимого количества операций по коммутационной износостойкости (табл. 2.3, 2.4).

Коммутационный 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. 2.5).

Таблица 2.3

Механический ресурс масляных выключателей

№п/п

Тип выключателя

Количество циклов "включено - отключено" (ВО)

1

2

3

4

5

6

ВМТ-220,ВМТ-110

МКП-110

ВМК, ВМУЭ

ВМП-10

ВМГ-10, ВКЭ-10

ВМПЭ-10

5300

500

2000

2500

2000

500

Таблица 2.4

Коммутационный ресурс масляных выключателей

№ п/п

Тип выключателя

Коммутируемый ток

Количество операций

1

ВМТ-220, ВМТ-110

I=(0,6-1) Iо.ном

8

I=(0,3-0,6) Iо.ном

18

I=I о.ном

400

2

МКП-110

I=(0,6-1) I о.ном

10

I=(0,3-0,6) I о.ном

14

I=I о.ном

140

3

ВМУЭ-35

I=(0,6-1) I о.ном

8

I=(0,3-0,6) I о.ном

12

I=I о.ном

300

4

ВМК-35

I=(0.6-1) I о.ном

10

I=(0,3-0,6) I о.ном

15

I=I о.ном

250

5

МКП-35, ВМД-35

I=(0,6-1) I о.ном

10

I=(0,3-0,6) I о.ном

15

I=0,41 I о.ном

20

6

ВМУЭ-27,5

I=(0,6-1) I о.ном

12

I=(0,3-0,6) I о.ном

21

I=I о.ном

300

7

ВМК-27,5

I=3,5 кА

15

8

ВМО-35

I=3,5 кА

30

9

ВМПЭ-10-31,5

I=(0,3-0,6) I о.ном

12

ВКЭ-10-31,5

I=(0,6-1) I о.ном

7

10

ВМГ-10, ВМГ-133

I=(0,6-1) I о.ном

6

ВМП-10

I=(0,4-0,6) I о.ном

10

I=(0,2-0,4) I о.ном

15

I=(0,l-0,2) I о.ном

30

11

ВМПЭ-10-20

I=(0,6-1) I о.ном

10

ВКЭ-10-20

I=(0,3-0,6) I о.ном

17

Примечание: I о.ном - номинальный ток отключения, кА.

 

Таблица 2.5

Коммутационный ресурс масляных выключателей по суммарному коммутируемому току

№ п/п

Тип выключателя

Суммарный коммутируемый ток, кА

1

2

3

4

5

б

7

ВМТ-220,ВМТ-110

МКП-110

ВМУЭ-35, ВМУЭ-27,5

ВМО-35

ВМК-35, ВМК-27,5

ВМП-10,ВМГ-10

ВМПЭ-10

190

200

200

100

80

120

150

 

Внеочередной ремонт производят в объеме текущего ремонта (см. п. 2.7.4).

2.7.7. При капитальном ремонте масляных выключателей производят:

разборку и ремонт всех узлов выключателя и привода;

проверку состояния пружин, болтов, гаек, шплинтов, крышки, баков, подъемных и выхлопных устройств, предохранительных клапанов;

осмотр и очистку внутренних частей выключателей;

зачистку подвижного и неподвижного контактов, при необходимости их замену;

замену камер и их деталей;

ремонт сигнальных и блокировочных контактов;

замену резиновых уплотнений;

обновление лакокрасочных покрытий (при необходимости);

заливку выключателя сухим трансформаторным маслом;

регулировку выключателя и привода;

испытания по п. 2.7.3;

опробование выключателя.

2.8. Вакуумные выключатели.

2.8.1. Объем и нормы испытаний приведены в табл. 2.6.

2.8.2. При текущем ремонте выключателей выполняют:

осмотр выключателя и привода;

протирку изоляторов и наружных частей выключателя;

подтяжку контактных и механических соединений, замену смазки в доступных местах;

регулировку привода;

испытания в соответствии с табл. 2.6 (пп. 1, 2, 5).

Таблица 2.6

Объем и нормы испытаний вакуумных выключателей

№ п/п

Наименование испытания

Нормы испытания

Указания

1

Измерение хода, провала и износа контактов дугогасительных камер

Полученные значения должны соответствовать данным, приведенным в заводских инструкциях

 

2

Измерение сопротивления основной изоляции выключателя

Сопротивление изоляции должно быть не менее норм, установленных заводскими инструкциями

Производится мегаом-метром на напряжение 2500 В

3

Испытание повышенным напряжением промышленной частоты основной изоляции выключателя

Длительность испытания 1 мин. Испытательное напряжение должно соответствовать заводским нормам

Расстояние между контактами при испытании должно быть равно их номинальному ходу. При необходимости производится тренировка вакуумных дугогасительных камер по п. 2.9.5

4

Регулировка контактного нажатия

Согласно заводским инструкциям

 

При проведении испытания мегаомметром на 2500 В можно не выполнять измерений сопротивления изоляции мегаомметром 500-1000 В

5

Измерение сопротивления изоляции вторичных цепей, в том числе включающей и отключающей катушек

Длительность испытания 1 мин. Производится напряжением 1 кВ

6

Измерение сопротивления постоянному току контактов дугогасительных камер

Переходное сопротивление контактов не должно превышать заводских норм

7

Контроль одновременности замыкания контактов дугогасительных камер

Разновременность замыкания контактов не должна превышать заводских норм

8

Проверка собственного времени включения и отключения выключателя

Полученные значения времени не должны отличаться от паспортных данных более чем на ±10%

9

Проверка напряжения включения и отключения выключателя

Производится в соответствии с требованиями заводских инструкций

 

2.8.3. Внеочередной ремонт выключателей производят после выработки механического или нормированного допустимого количества операций по коммутационному ресурсу (табл. 2.7).

При внеочередном ремонте вакуумных выключателей после использования коммутационного ресурса кроме работ, приведенных в п. 2.8.2, выполняют:

замену дугогасительных камер;

испытания по табл. 2.6.

Внеочередной ремонт выключателей после использования механического ресурса выполняется в объеме п. 2.8.2.

2.8.4. При капитальном ремонте вакуумных выключателей, кроме работ, указанных в п. 2.8.2, выполняют:

разборку и ремонт всех узлов выключателя; замену износившихся деталей; испытания в полном объеме п. 2.8.1.

Капитальный ремонт дугогасительных камер не производится, они подлежат замене.

2.9. Технические указания по обслуживанию масляных и вакуумных выключателей.

2.9.1. Электроподогрев приводов, полюсов (баков) выключателей должен автоматически включаться при понижении температуры окружающего воздуха ниже указанной в инструкции по эксплуатации выключателя, но обязательно при температуре -25° С.

2.9.2. Изоляцию масляных выключателей 27,5 кВ испытывают напряжением 72 кВ промышленной частоты в течение 1 мин.

2.9.3. Электрическую прочность тяг масляных выключателей ВМК и ВМУЭ испытывают напряжением 80 кВ промышленной частоты в течение 1 мин. При этом не должно быть перекрытий и ощутимого нагрева тяги.

2.9.4. Минимальное напряжение срабатывания катушек отключения приводов масляного и вакуумного выключателя должно быть не менее 35% номинального, а напряжение их надежной работы - не более 60% номинального. Напряжение надежной работы контакторов масляного выключателя должно быть не более 80% номинального.

2.9.5. Перед вводом вакуумного выключателя в эксплуатацию производят тренировку дугогасительных вакуумных камер путем постепенного повышения напряжения от нуля до испытательного напряжения. При возникновении пробоев в камере при напряжении менее испытательного делают выдержку до прекращения пробоев и только после этого повышают напряжение до испытательного.

Таблица 2.7

Механический и коммутационный ресурс вакуумных выключателей

№ п/п

Тип выключателя

Механический ресурс циклов

Коммутационная износостойкость

Коммутируемый ток

Допустимое количество циклов ("включено-отключено")

1

ВВЛ-35-16/630

20000

I=I о.ном

50

I=I .ном

20000

2

ВВФ-27,5/1250

20000

I=I о.ном

30

I=I ном

10000

3

ВВК-27,5/1250

20000

I=I .ном

20000

I=1,3 I о.ном

1500

I=8 I .ном

300

I=I о.ном

45

4

ВВВ-10-2/320

50000

I=I о.ном

10

I=0,45 I о.ном

500

I=I .ном

50000

5

ВВТЭ-10-10/630

20000

I=I о.ном

30

ВВТП-10-10/630

 

I=0,6 I о.ном

50

6

ВВТЭ-10-20/630

1000

20000

I=I .ном

20000

I=I о.ном

30

ВВТП-10-20/630

1000

 

I=0,5 I о.ном

50

I= I.ном

20000

7

ВВТЭ-10-12,5/630

40000

I= I.ном

40000

 

2.9.6. Испытание повышенным напряжением вакуумных выключателей проводят приложением испытательного напряжения двумя ступенями: до 1/3 от испытательного напряжения - толчком и далее плавно со скоростью 1 кВ в 1 с. После выдержки заданного испытательного напряжения в течение 1 мин. за время около 5 с плавно снижают напряжение до значения, равного 1/3 или менее от испытательного, после чего напряжение может быть отключено. При этом не должно наблюдаться пробоя или повреждения изоляции (возникновение слабой кистевой короны в воздухе допустимо).

2.9.7. Предварительную проверку износа контактов дугогасительных камер вакуумных выключателей типа ВВФ-27,5 производят визуально через смотровые лючки, расположенные на уровне траверсы и специальной гайки.

При уменьшении хода траверсы относительно головки специальной гайки любой из камер более чем на 2 мм производят тщательное измерение износа контактов при снятых фарфоровых покрышках.

2.10. Быстродействующие выключатели постоянного тока.

2.10.1. При осмотре на тяговых подстанциях без отключения выключателей проверяют:

внешнее состояние выключателей и камер;

отсутствие следов подгаров и перекрытий;

показания счетчика числа аварийных отключений;

исправность заземления;

соответствие сигнализации положению выключателей;

нагрузку по килоамперметру.

2.10.2. При испытаниях выключателей производят:

2.10.2.1. испытание повышенным напряжением;

2.10.2.2. измерение нажатия главных контактов;

2.10.2.3. измерение нажатия дугогасительных контактов;

2.10.2.4. измерение лимитирующих зазоров и расстояний;

2.10.2.5. измерение тока и напряжения держащей катушки;

2.10.2.6. измерение площади прилегания якоря к магнитопроводу;

2.10.2.7. измерение площади прилегания главных контактов;

2.10.2.8. проверку работы механизма свободного расцепления;

2.10.2.9. проверку токов уставки прямым током;

2.10.2.10. проверку работы схемы управления.

2.10.3. Для выключателей типа ВАБ-43, установленных на тяговых подстанциях, оборудованных устройствами для шунтирования реакторов (например, УР-2), предусмотрен вид ТО - контроль технического состояния (КТС).

КТС включает в себя:

визуальный контроль состояния силовых, дугогасительных контактов и устья камер, болтовых соединений ошиновки, выключателей и камер;

измерение технических параметров (табл. 2.11, пп. 1-6) и сопоставление их с допустимыми в графе "до ремонта";

протирку частей выключателей и изоляторов.

КТС выключателя выполняется через 1000 кА суммарного отключенного тока.

При отсутствии фиксатора-сумматора коммутируемого тока суммарный отключенный ток определяется, как 1,5·n·Iуст, где n - число автоматических отключений выключателей, Iуст - ток уставки выключателей.

При выполнении КТС не допускаются изменение механических параметров, регулировка выключателя.

2.10.4. При текущем ремонте выключателей выполняют: протирку частей выключателей и изоляторов;

осмотр вторичных цепей, заземлений, реле;

проверку крепления ошиновки и исправности диодов в цепях держащих катушек;

измерение лимитирующих зазоров;

осмотр и чистку дугогасительных камер (при необходимости);

смазку трущихся частей и поверхности прилегания якоря к сердечнику у зуба защелки;

опробование дистанционного управления.

При текущем ремонте выключателей ВАБ-43, кроме вышеперечисленных работ, производят:

ремонт дугогасительных камер;

испытания по п. 2.10.2.

2.10.5. Неплановый ремонт производят: после отказа выключателя;

при повреждении дугогасительной камеры.

Неплановый ремонт проводят в объеме текущего ремонта.

2.10.6. Внеочередной ремонт производят:

для выключателей ВАБ-43 - по результатам КТС;

для выключателей АБ-2/4 с одним разрывом - после 40 отключений;

выключателей с двумя разрывами (ВАБ-28) или сдвоенных АБ-2/3, АБ-2/4- после 80 отключений, а у выключателей АБ-2/4, АБ-2/3, ВАБ-2 - при уменьшении зазора 8 на 0,5 мм.

При внеочередном ремонте выключателей выполняют работы в объеме п. 2.10.4, а при необходимости производят разборку дугогасительных камер и дополнительные испытания.

2.10.7. При капитальном ремонте выключателей, кроме работ, указанных в п. 2.10.4, выполняют:

разборку и ремонт узлов выключателей; разборку камер или их замену;

замену контактов (при необходимости); замену смазки всех трущихся частей; проверку прилегания якоря к сердечнику; регулировку выключателя.

2.11. Технические указания.

2.11.1. Испытания быстродействующих выключателей производят повышенным напряжением переменного тока в течение 1 мин. согласно табл. 2.8.

При испытании опорных изоляторов необходимо отключать держащую и включающую катушки, отсоединять сигнальную тягу и соединять их с корпусом выключателя, концы катушек необходимо предварительно промаркировать. После высоковольтных испытаний производят измерение сопротивления изоляции цепей в собранном виде мегаомметром. Выводы держащих и включающих катушек должны иметь надежную изоляцию, исключающую попадание высокого напряжения в цепи управления.

2.11.2 Токи уставки выключателей проверяют прямым током у вновь устанавливаемых выключателей на месте монтажа, после ремонта и регулировки механической части, при нарушении болтовых соединений шин шунта.

Таблица 2.8

Испытательные напряжения промышленной частоты для изоляции быстродействующих выключателей

№ п/п

Характер испытаний

Норма, кВ

АБ-2/4,
ВАБ-28,
АБ-2/3

ВАБ-43

 

Испытания между:

 

 

1

включающей, держащей катушками и быстродействующим приводом;

10,5

10,5

2

разомкнутыми главными контактами при открытой камере;

10,5

10,5

3

разомкнутыми главными контактами при закрытой камере;

8,4

8,4

4

быстродействующим приводом и "землей";

-

10,5

5

блок-контактами и быстродействующим приводом;

10,5

10,5

6

разомкнутыми блок-контактами;

-

2,1

7

опорными изоляторами и "землей"

24,0

24,0

 

В остальных случаях токи уставки проверяют косвенным методом с помощью калибровочной катушки, которая должна перед каждой настройкой выключателя проверяться путем замера ее активного сопротивления и сравнения его с предыдущими значениями.

2.11.3. Минимальные токи короткого замыкания определяют расчетным путем и проверяют практически на действующей подвеске методом искусственного металлического короткого замыкания.

Измеренный ток должен быть приведен к минимальному напряжению на шинах 3,3 кВ и максимальной летней температуре с учетом сопротивления дуги в месте короткого замыкания.

В процессе эксплуатации производят измерения фактических токов к. з. с периодичностью не реже 1 раза в 5 лет (в зависимости от износа контактных проводов). Измерения производят при одном работающем преобразователе и одном питающем вводе. Экспериментальные измерения токов к. з. производят также в случаях изменения сечения контактной подвески, мощности тяговых подстанций, питающих данную фидерную зону, изменения схемы внешнего электроснабжения и после капитального ремонта пути на участке.

Уставки выключателей выбирают таким образом, чтобы обеспечивалось надежное отключение при коротком замыкании в наиболее удаленной точке при нормальной и вынужденной схемах питания контактной сети (в случае вывода из работы поста секционирования или одной смежной подстанции). В последнем случае должна предусматриваться дополнительная (меньшая) уставка, отключенная в нормальном режиме и вводимая, с изменением схемы, оперативным персоналом по приказу энергодиспетчера или по телеуправлению.

2.11.4. Сдвоенные выключатели в ячейке фидера устанавливают таким образом, чтобы при отключенном их положении под напряжением оставались неподвижные контакты.

2.11.5. Чтобы обеспечить правильную полярность и исключить ошибки при работе во вторичных цепях выключателей, в цепи держащих катушек включают диоды. Выводы держащих катушек и перемычек к диодам присоединяют пайкой. Места пайки покрывают лаком.

2.11.6. Килоамперметры устанавливают в ячейках фидеров 3,3 кВ.

2.11.7. Фидерные выключатели должны иметь однократное АПВ с выдержкой времени 5-12 с, для фидеров тяговых подстанций, питающих главные пути с обращением подвижного состава, оборудованного минимальной защитой, - 5-7 с.

Все выключатели фидеров 3,3 кВ тяговых подстанций должны быть оборудованы испытателем короткого замыкания (ИКЗ), дающим запрет АПВ при устойчивом коротком замыкании.

Уставку ИКЗ выбирают из конкретных условий в зависимости от нагрузки фидерной зоны.

В целях надежного исключения АПВ на короткое замыкание величина уставки ИКЗ должна быть не менее 10 Ом.

2.11.8. Для исключения перебросов дуги на заземленные конструкции должны быть выдержаны расстояния, приведенные в табл. 2.9 и 2.10.

2.11.9. Коммутатор и клеммную сборку выключателя заключают в металлический кожух, заземляют его на внутренний контур заземления подстанции (поста секционирования, пункта параллельного соединения, пункта отопления вагонов). Сечение заземляющего проводника - не менее 100 мм2 по меди.

Таблица 2.9

Допустимые расстояния при установке быстродействующих выключателей

Расстояние, мм (не менее)

Типы выключателей

АБ-2/3,
АБ-2/4,
ВАБ-28

ВАБ-43

От камеры до заземленных частей со стороны:

подвижного контакта

неподвижного контакта

боковой стороны

от верха камеры

между выключателями

 

600

400

500

1000

600

 

600

700

500

850

600

Таблица 2.10

Основные лимитирующие зазоры и расстояния выключателей

Показатели

Характеристики выключателей

ВАБ-2

АБ-2/4

ВАБ-28

Расстояние между главными контактами при отключенном положении выключателя, мм

19-21

19-21

9-101

Контактное нажатие, кгс

20-25

30-35

23-25

Зазор δ, мм

4-5

1,5-2,5

1,4-22

Зазор свободного расцепления, мм

4

4

-

Примечания:

1. Дугогасительный контакт должен замыкаться раньше главного на 2 мм.

2. Зазор между толкателем и подвижным контактом во включенном положении.

 

2.11.10. После настройки всех механических и электрических параметров выключателей ВАБ-43 выполняют приработочный цикл - 20 операций "включить-отключить" без тока в главной цепи.

Если значение хотя бы одного параметра механической системы после приработочного цикла вышло за пределы, указанные в табл. 2.11 (раздел "после ремонта"), следует произвести повторную регулировку и проверку выключателя.

Таблица 2.11

Контролируемые параметры выключателей типа ВАБ-43 и пределы их допустимых значений перед вводом в эксплуатацию (после ремонта) и в процессе эксплуатации (до ремонта)

№ п/п

Наименование параметров

Пределы допустимых значений

после ремонта

до ремонта

1

Нажатие главных контактов, кгс

32-36

25-45

2

Нажатие дугогасительных контактов, кгс

12-14

5-20

3

Провал главного контактора (δ1), мм

2-2,4

0,5-3,0

4

Провал дугогасительного контакта (δ2), мм

2,8-3,0

1,0-3,5

5

Зазор между дугогасительными контактами и рогом в предвключенном положении (δ6), мм

4,0-4,5

2-5

6

Зазор между главными контактами (δ7), мм

18-20

12-26

7

Зазор между подвижными контактами и упором (δ8), мм

1-4

8

Суммарный зазор между шейками оси и торцами пазов в рычаге якоря (δ3), мм

1-8

9

Свободный ход тяги блок-контактов (δ10), мм

1,5-2,5

10

Площадь прилегания главных контактов, %

70

11

Площадь прилегания якоря к магнитопроводу, %

70

12

Натяг отключающих пружин, кгс

30-50

13

Длина отключающих пружин во включенном положении выключателя, мм

195-205

14

Время между замыканиями замыкающего блок-контакта и замыканием главных контактов выключателя, мс

200-280

3.ТРАНСФОРМАТОРЫ

3.1. Настоящая глава распространяется на все масляные трансформаторы тяговых подстанций, линейные автотрансформаторы системы тягового электроснабжения 2×25 кВ, трансформаторы собственных нужд и комплектных трансформаторных подстанций, измерительные трансформаторы тока и напряжения, масляные реакторы (далее "трансформаторы").

3.2. При осмотре трансформаторов проверяют:

режим работы;

уровень масла в расширителе по маслоуказателю и соответствие его показанию термометра;

уровень масла во вводах и давления в герметичных вводах;

состояние кожухов трансформаторов и отсутствие течи масла в местах уплотнения;

состояние вводов (отсутствие следов разрядов, трещин, сколов, загрязнения);

состояние ошиновки, кабелей, отсутствие нагрева контактных соединений;

исправность устройств сигнализации и пробивных предохранителей;

состояние рабочего и защитного заземления;

состояние маслоочистительных устройств непрерывной регенерации масла, термосифонных фильтров и влагопоглощающих патронов, цвет контрольного силикагеля;

соответствие указателей положения устройства РПН на трансформаторе и щите управления;

наличие постороннего неравномерного шума и потрескивания внутри трансформатора;

целостность мембраны выхлопной трубы;

состояние маслосборных и маслоохлаждающих устройств;

состояние трансформаторного помещения (целостность дверей, окон, запоров) и температуру воздуха, освещение;

исправность фундаментов и площадок вокруг трансформаторов наружной установки.

В зимнее время необходимо дополнительно обращать внимание, на натяжение проводов ошиновки и спусков к вводам.

3.3. При испытаниях трансформаторов, находящихся в эксплуатации, производят:

3.3.1. измерение сопротивлений изоляции всех обмоток с определением R.60/R15;

3.3.2. определение С2/С50;

3.3.3. определение отношения ДС/С;

3.3.4. испытание трансформаторного масла на пробой из трансформаторов;

3.3.5.испытание трансформаторного масла на пробой из баков контакторов устройства РПН;

3.3.6. измерение сопротивлений изоляции ярмовых балок, прессующих колец и доступных для выявления замыкания стяжных шпилек;

3.3.7. измерение тангенса угла диэлектрических потерь изоляции обмоток;

3.3.8. измерение сопротивления обмоток постоянному току на всех положениях РПН и ПБВ;

3.3.9. измерение сопротивления изоляции (R60) вводов;

3.3.10. измерение tgδ вводов;

3.3.11. измерение тока и потерь холостого хода;

3.3.12. измерение тока и потерь короткого замыкания;

3.3.13. измерение напряжения короткого замыкания;

3.3.14. испытание повышенным напряжением промышленной частоты изоляции обмоток 35 кВ и ниже;

3.3.15. снятие круговой диаграммы устройства РПН.

3.4. При испытаниях измерительных трансформаторов производят: измерение сопротивления изоляции первичных и вторичных обмоток; определение погрешности;

испытание повышенным напряжением промышленной частоты изоляции первичных и вторичных обмоток, доступных стяжных болтов; испытания по пп. 3.3.4, 3.3.7.

3.5. При текущем ремонте трансформаторов выполняют:

наружный осмотр трансформатора и всей арматуры и устранение обнаруженных дефектов, поддающихся устранению на месте;

проверку маслоуказательных устройств, спускного крана и уплотнений с подтяжкой болтовых соединений;

чистку изоляторов и бака;

доливку масла в расширитель и маслонаполненные вводы (при необходимости), проверку маслоуказателя;

проверку мембраны выхлопной трубы;

проверку состояния термосифонных фильтров и замену сорбента в воздухоосушителях;

проверку работы механизма привода регулирования напряжения с прогонкой РПН и ПБВ по всем положениям, системы охлаждения Д, ДЦ, Ц и их автоматики со сменой смазки подшипников;

смену масла в гидрозатворах маслонаполненных вводов и силикагеля в термосифонных фильтрах и влагопоглощающих патронах (при необходимости);

проверку работы газовой защиты;

проверку состояния рабочего, защитного заземления;

подтяжку контактов ошиновки;

испытания по пп. 3.3.1, 3.3.4, 3.3.5, 3.3.9.

Одновременно с текущим ремонтом трансформатора проводят текущий ремонт вводов.

3.6. Неплановый ремонт трансформаторов назначают при обнаружении:

горючего газа в пробе, взятой из газового реле после срабатывания газовой защиты;

сильного неравномерного шума и потрескивания внутри трансформаторов;

ненормального и постоянно возрастающего нагрева трансформатора при нормальных нагрузке и охлаждении;

выброса масла из расширителя или разрыва диафрагмы выхлопной трубы;

течи масла с понижением его уровня ниже уровня масломерного стекла.

Трансформаторы выводят в ремонт также при неудовлетворительных результатах испытаний.

Объем ремонта определяется характером неисправности (повреждения).

3.7. При капитальном ремонте выполняют:

вскрытие трансформатора, осмотр сердечника;

ремонт выемной части (стали, обмоток, переключателей и отводов), расширителя, выхлопной трубы, радиаторов, кранов, изоляторов, охлаждающих и маслоочистительных устройств;

проверку системы прессовки обмоток;

очистку масла, смену сорбента в фильтрах;

чистку и окраску кожуха (при необходимости);

проверку контрольно-измерительных приборов, устройств защиты и сигнализации;

сушку изоляции (при необходимости); заварку сварных швов и трещин; ремонт устройств РПН и ПБВ; испытания по пп. 3.3 (1-15).

3.8. Технические указания.

3.8.1. Испытания трансформаторного масла из баков трансформаторов производят:

не реже 1 раза в 5 лет для трансформаторов мощностью свыше 630 кВ·А, работающих с термосифонными фильтрами;

не реже 1 раза в 2 года для трансформаторов, работающих без термосифонных фильтров.

В трансформаторах до 630 кВА с термосифонными фильтрами пробу масла не отбирают. При неудовлетворительных характеристиках изоляции производят работы по восстановлению изоляции, замене масла и силикагеля в термосифонных фильтрах.

Отбор проб масла из баков контакторов РПН производят после числа переключений, указанного в инструкции по эксплуатации данного переключателя, но не реже 1 раза в 2 года.

3.8.2. Испытания по п. 3.3.5 при текущем ремонте производят только у сухих трансформаторов.

3.8.3. Силикагель должен иметь равномерную голубую окраску зерен. Изменение цвета зерен силикагеля на розовую свидетельствует о его увлажнении.

3.8.4. Сопротивление изоляции обмоток трансформатора, измеренное при температуре Ь.° С, приводится к сопротивлению при t1=20° С по формуле:

где K - коэффициент, зависящий от разницы (t2-t1). Значения K приведены в табл. 3.1.

Таблица 3.1

Поправочный коэффициент при измерении сопротивления изоляции обмоток трансформаторов

Параметр

Значение коэффициента при разнице t2 - t1C

10

20

30

40

50

60

K

1,50

2,25

3,46

5,00

7,50

11,20

 

3.8.5. Одноминутные испытательные напряжения переменного тока промышленной частоты приведены в табл. 3.2, 3.3.

3.9. Нормативы ТО и ремонта понизительных и тяговых трансформаторов, контролируемых методом хроматографического анализа растворенных в масле газов.

3.9.1. Общие положения.

Настоящие нормативы распространяются на понизительные и тяговые трансформаторы, автотрансформаторы напряжением 35-220 кВ, контролируемые указанным методом.

Таблица 3.2

Испытательные напряжения для обмоток трансформаторов с нормальной изоляцией

Номинальное напряжение испытываемой обмотки, кВ

Испытательное напряжение, кВ

с полной сменой обмоток и изоляции

при частичной смене обмоток

без смены обмоток, а также в эксплуатации

до 0,69

5

4,5

4,3

3

18

16,2

15,3

6

25

22,5

21,3

10

35

31,5

29,8

15

45

40,5

38,3

20

55

49,5

46,8

27,5

70

63,0

59,5

35

85

76,5

72,3

Таблица 3.3

Детали и узлы трансформаторов

Испытательное напряжение, кВ

Вентильные обмотки по отношению к корпусу и другим обмоткам:

 

нулевые схемы выпрямления

15

мостовые схемы выпрямления:

 

шестипульсовые

15

двенадцатипульсовые

12

Обмотки уравнительных реакторов по отношению к корпусу

15

Ветви уравнительного реактора по отношению друг к другу

По заводским инструкциям, но не ниже 9 кВ

 

Нормативы устанавливают изменения периодичности и состава работы по техническому обслуживанию и ремонтам трансформаторов в зависимости от срока работы и результатов диагностирования.

Хроматографический контроль трансформаторов в системах электроснабжения железных дорог организуется в соответствии с Методическими указаниями по диагностированию трансформаторов тяговых подстанций с применением хроматографического анализа растворенных в масле газов, утвержденными Управлением электрификации и электроснабжения МПС. Периодичность проведения хроматографических анализов -1 раз в год для трансформаторов 35-110 кВ и 1 раз в 6 месяцев для трансформаторов класса напряжения 220 кВ.

3.9.2. Техническое обслуживание.

3.9.2.1. Техническое обслуживание трансформаторов включает в себя осмотры, испытания.

3.9.2.2. Осмотры трансформаторов производят в соответствии с требованиями Правил технической эксплуатации электроустановок потребителей.

3.9.2.3. Межремонтные испытания трансформаторов выполняют 1 раз в 4 года. Объем испытаний указан в табл. 3.4.

3.9.3. Периодичность ремонтов.

3.9.3.1. Текущий ремонт трансформаторов выполняют не реже 1 раза в 2 года.

3.9.3.1.1. Текущий ремонт систем охлаждения Д, ДЦ, Ц выполняют ежегодно.

3.9.3.1.2. Внеочередной ремонт устройств РПН выполняют после определенного числа переключений в соответствии с инструкцией завода-изготовителя.

3.9.3.2. Средний ремонт трансформаторов выполняют не реже 1 раза в 8 лет.

3.9.3.3. Периодичность капитального ремонта не регламентируется.

3.9.4. Объем ремонтов.

3.9.4.1. Текущий ремонт включает в себя следующие основные работы:

наружный осмотр и устранение обнаруженных дефектов, поддающихся устранению на месте;

проверку маслоуказателя, спускного крана и уплотнений;

доливку масла (при необходимости);

замену силикагеля в воздухоосушителях, смену силикагеля в термосифонном и адсорбционном фильтрах по результатам сокращенного анализа масла или при увеличении влагосодержания по данным хроматографического анализа;

смену масла в масляных затворах маслонаполненных вводов; проверку газовой защиты;

чистку поверхности кожуха и изоляторов с подтяжкой контактов ошиновки;

текущий ремонт систем охлаждения Д, ДЦ, Ц и устройств РПН;

хроматографический контроль масла трансформатора;

испытание трансформаторного масла из баков контакторов устройств РПН в соответствии с п. 2.16 Норм испытания электрооборудования; восстановление характеристик масла (при необходимости).

Таблица 3.4

Объем и нормы межремонтных испытаний трансформаторов, контролируемых хроматографическим методом

№ п/п

Наименование испытаний

Нормы испытаний

Указания

1

Измерение сопротивления

обмоток постоянному току

Согласно п. 3.7 Норм испытания электрооборудования

Примечание 1

2

Испытание вводов:

а) измерение сопротивления изоляции

не менее 500 МОм

В соответствии с Нормами испытания электрооборудования

б) измерение тангенса угла диэлектрических потерь

Согласно табл. 17 Норм

Примечание 2

3

Испытание трансформаторного масла из маслонаполненных вводов

В соответствии с табл. 8 Норм

Производится у негерметичных вводов

4

Испытание трансформаторного масла из трансформаторов и баков контакторов устройств РПН

Согласно п. 2.16 Норм

В соответствии с Нормами, Примечание 3

5

Испытание встроенных трансформаторов тока

В соответствии с табл. 19 Норм

 

6

Хроматографический контроль масла трансформатора

В соответствии с Методическими указаниями

 

Примечания:

1. При отсутствии признаков повреждения по результатам хроматографического анализа испытание по п. 1 не производят.

2. При контроле трансформаторного масла из вводов хроматографическим методом с периодичностью 1 раз в 2 года измерение tgδ при межремонтных испытаниях не обязательно.

3. Испытание трансформаторного масла из баков контакторов устройств РПН производят ежегодно.

 

3.9.4.2. Отключение трансформатора для проведения текущего ремонта осуществляется только для тех работ, которые не могут быть выполнены без этого.

3.9.4.3. Среднему ремонту должны предшествовать следующие испытания и измерения:

хроматографический анализ газов, растворенных в масле трансформатора;

испытание трансформаторного масла из трансформатора и бака контактора устройства РПН согласно п. 2.16 Норм испытания электрооборудования;

измерение изоляционных характеристик обмоток (R60/R15, tgδ, C2/C50), сопротивления обмоток постоянному току, потерь и тока холостого хода (испытания производят только при необходимости оценить степень развития дефекта, выявленного хроматографическим анализом);

проверка работы переключающего устройства, снятие круговой диаграммы (после определенного числа переключений в соответствии с инструкцией завода-изготовителя);

полный комплекс измерений и испытаний маслонаполненных вводов согласно п. 2.18 Норм испытания электрооборудования;

определение газосодержания масла в трансформаторах с пленочной защитой.

3.9.4.4. Разгерметизация активной части трансформаторов при среднем ремонте производится при необходимости по результатам испытаний и измерений по п. 3.9.4.3.

3.9.4.5. При среднем ремонте, кроме работ, перечисленных в п. 3.9.4.1, выполняют:

замену или ремонт дефектных комплектующих узлов (маслоохладителей, вводов, резиновых уплотнений, регуляторов напряжения и др.);

проверку релейных защит и схем автоматики управления трансформатора;

внутренний осмотр и очистку расширителя;

очистку и покраску бака трансформатора;

ревизию азотной или пленочной защиты масла;

подсушку или сушку изоляции (при необходимости).

3.9.4.6. После окончания среднего ремонта, если имела место разгерметизация, должны быть проведены испытания и измерения в соответствии с п. 3.9.4.3.

3.9.4.7. Необходимость подсушки или сушки трансформаторов после их разгерметизации определяется в соответствии с Инструкцией по эксплуатации трансформаторов. М.:Энергия, 1978.

3.9.4.8. Показателями для вывода трансформатора в капитальный ремонт являются:

развивающееся повреждение трансформатора, выявленное по результатам хроматографического анализа, испытаний и измерений, неустранимое при среднем ремонте;

аварийное повреждение трансформатора, вызвавшее необходимость ремонта или замены обмоток (нарушение электродинамической стойкости, витковое замыкание и др.).

3.9.4.9. Капитальный ремонт производят обязательно с выемкой активной части или подъемом колокола.

3.9.4.10. При капитальном ремонте проводят в полном объеме испытания и измерения, предусмотренные Нормами испытания электрооборудования и аппаратов электроустановок потребителей (приложение Э1 ПТЭ и ПТБ).

3.9.5. Организация ремонтов.

3.9.5.1. Текущий и средний ремонты выполняют по утвержденным планам силами ремонтно-ревизионных участков при участии персонала тяговых подстанций (ремонт систем охлаждения).

3.9.5.2. На проведение среднего ремонта составляют программу и график работ, утверждаемые руководством дистанции электроснабжения.

3.9.5.3. Проведение среднего ремонта оформляют актом с указанием всех проведенных работ, времени и условий разгерметизации трансформатора.

3.9.5.4. Капитальный ремонт выполняют в специализированных мастерских по ремонту трансформаторов или, в порядке исключения, на месте установки трансформатора.

3.9.5.5. На трансформатор, требующий капитального ремонта, составляют дефектную ведомость и проектно-сметную документацию, утверждаемую установленным порядком.

3.9.5.6. Приемка из капитального ремонта трансформатора 110 кВ и выше осуществляется комиссией из представителей ремонтной организации и дистанции электроснабжения. Результаты приемки оформляют отдельным актом.

3.9.5.7. Все работы, проведенные на трансформаторе, отражают в его паспорте-формуляре.

4. ПОЛУПРОВОДНИКОВЫЕ ПРЕОБРАЗОВАТЕЛИ

4.1. При осмотре преобразователя проверяют:

отсутствие видимых повреждений;

соответствие положения аппаратуры управления и сигнальных указателей режиму преобразователя;

отсутствие постороннего шума, треска, разрядов в шкафах преобразователя, цепях RC;

состояние разрядников;

плавность работы вентиляторов и масляных насосов, степень нагрева подшипников, отсутствие вибрации;

давление в системе охлаждения при наличии стационарных указателей, уровень масла и отсутствие следов течи;

показания регистрирующих приборов (счетчиков числа автоматических включений и отключений), регистраторов срабатываний разрядников и др.)

4.2. При испытаниях преобразователей производят:

4.2.1. проверку целостности и электрической прочности вентилей (распределение обратного напряжения между последовательно соединенными вентилями);

4.2.2. измерение сопротивления изоляции между стяжными шпильками и радиаторами вентилей и других токоведущих элементов по отношению к заземленным конструкциям (измеренное мегаомметром 2500 В должно быть не менее 10 МОм);

4.2.3. проверку работоспособности встроенной защиты от неравномерности распределения тока;

4.2.4. проверку работы защиты от пробоя вентилей (работу выполняют под напряжением);

4.2.5. измерение сопротивления изоляции цепей вторичной коммутации между собой и относительно заземленных конструкций (измеренное мегаомметром 1000 В должно быть не менее 5 МОм);

4.2.6. проверку действия защит, устройств автоматики и управления;

4.2.7. проверку распределения тока между параллельными ветвями тиристоров или диодов (разброс не должен превышать 10% от среднего значения тока через ветвь);

4.2.8. измерение пробивного напряжения и тока утечки (проводимости) разрядников, исправность их регистраторов срабатывания;

4.2.9. проверку осевого усилия сжатия таблеточных вентилей (проверяют при превышении нормы разброса тока по параллельным ветвям);

4.2.10. измерение внутреннего теплового сопротивления штыревых вентилей (измеренные с помощью прибора ИТСВ значения сопротивлений не должны превышать значений, приведенных в табл. 4.1);

Таблица 4.1

Допустимые значения тепловых сопротивлений штыревых вентилей

Суточная переработка подстанций электроэнергии на тягу, тыс. кВт-ч

Браковочные значения тепловых сопротивлений вентилей, ° С/Вт, при режимах работы агрегатов

поочередно без АВОР

поочередно с АВОР

параллельно

до 50

60-80

90-100

120-140

150-170

180-200

0,50

0,45

0,30

0,20

-

-

-

0,50

0,45

0,40

0,30

0,20

-

-

0,50

0,45

0,40

0,35

 

4.2.11. проверку электрической прочности изоляции токоведущих элементов относительно заземленных конструкций повышенным напряжением промышленной частоты в течение 1 мин. (испытательное напряжение для мостовых схем - 12 кВ и для нулевых схем - 15 кВ, цепи вторичной коммутации - 2 кВ).

4.2.12. измерение скорости охлаждающего воздуха между ребрами охладителей на выходе воздушного потока (должна быть не менее 8 м/с);

4.2.13. измерение индуктивности помехозащитных и ограничивающих реакторов;

4.2.14. высоковольтные испытания шкафа RC.

4.3. При текущем ремонте преобразователя выполняют:

проверку заземления конструкций и аппаратов, земляного реле;

осмотр разрядников, очистку их от пыли и проверку регистраторов срабатывания;

проверку цвета термоиндикаторов и нанесение при необходимости свежих меток;

проверку контактных соединений, крепления шин, вентилей изоляторов, визуальную проверку охладителей таблеточных вентилей, исправность элементов, шунтирующих вентили;

очистку от пыли элементов преобразовательных секций, изоляторов, вентиляционных каналов;

опробование действия встроенных в секцию специальных защит и устройств контроля, блокировок безопасности;

замену дефектных вентилей, резисторов и конденсаторов;

общую проверку системы охлаждения (вентилятора, насоса, проверку смазки двигателей, ветрового реле);

проверку низковольтной аппаратуры;

у выпрямительно-инверторных секций - проверку осциллографом параметров импульсов управления на тиристорах и проверку формы кривых напряжения на контрольных выводах шкафа управления.

4.4. Неплановый ремонт производят:

после срабатывания защит преобразователя и аварийного его отключения;

по результатам испытаний;

после аварийного отключения инвертора (при амплитуде тока опрокидывания менее 3-кратного номинального значения испытания не производят, но после каждых трех "опрокидываний" испытания обязательны).

Объем работ при неплановом ремонте определяется характером повреждения.

4.5. Капитальный ремонт производят по результатам испытаний и общему состоянию преобразователя.

При капитальном ремонте производят разборку преобразователя, ремонт и замену неисправных элементов. Испытания проводят в соответствии с п. 4.2.

4.6. Технические указания.

4.6.1. Целостность вентилей выпрямителей без элементов, шунтирующих вентили, определяется с помощью устройства УДП-1 импульсным напряжением, равным 0,8 напряжения класса вентилей. При этом показания прибора в процессе проверки не должны отличаться от указанного значения более чем на + 10%.

При наличии шунтирующих элементов измеряется распределение напряжения между последовательно соединенными тиристорами или диодами. Разброс не должен превышать 20% от среднего значения.

У таблеточных вентилей измеряется импульсный обратный ток. Величина тока при температуре 140° С не должна превышать: у диодов В2-320-20 мА, В-500-300 мА; у диодов ДЛ-133-500 импульсный обратный ток, измеренный при температуре 25° С, должен быть не более 2 мА.

Импульсный обратный ток - это значение обратного тока в момент времени, соответствующего амплитуде обратного однополупериодного синусоидального импульса напряжения длительностью не более 10 мс, приложенного к диоду.

4.6.2. При изменении цвета термоиндикатора (например, для № 32 - с розового на голубой) у одиночных вентилей необходимо проверить состояние контактов и измерить внутреннее тепловое сопротивление (штыревых вентилей) или проверить усилие сжатия (таблеточных).

Изменение цвета термоиндикатора группы вентилей указывает на нарушение теплового режима всего блока.

4.6.3. Поврежденные охладители таблеточных вентилей (тепловые трубки) ремонту не подлежат и должны быть заменены исправными.

4.6.4. Осевое усилие при затягивании гаек таблеточных вентилей должно быть не более 24000 Н (±2400Н).

4.6.5. При необходимости установки выпрямителя ВТПЕД в помещении следует учитывать, что его объем должен быть больше 1200м3.

5. СГЛАЖИВАЮЩИЕ УСТРОЙСТВА (СУ)

5.1. При осмотре проверяют:

исправность ограждений, запоров, блокировок;

отсутствие трещин на изоляторах, выпучивания стенок конденсаторов и следов стекания масла;

тепловое состояние бетонного реактора;

показания измерительных приборов.

5.2. При испытаниях СУ производят:

5.2.1. измерение мегаомметром 2500 В изоляции конденсаторов (между выводами и между выводами и корпусом), катушек индуктивности и соединительных проводов;

5.2.2. измерение емкости конденсаторов;

5.2.3. измерение индуктивности реактора;

5.2.4. настройку резонансных контуров;

5.2.5. испытания трансформатора тока;

5.2.6. измерение сопротивления соединительных проводов;

5.2.7. высоковольтные испытания конденсаторов, катушек индуктивности, соединительных проводов, опорных изоляторов реакторов;

5.2.8. высоковольтные испытания изоляторов разъединителей, высоковольтных предохранителей, опорных изоляторов реактора.

5.3. При текущем ремонте выполняют:

проверку состояния контактов, отсутствия касания между витками реактора, прочности крепления катушек индуктивности, целостности заземляющих устройств;

очистку поверхности изоляторов, корпусов конденсаторов, реактора, аппаратуры и каркасов от пыли;

проверку целостности плавких вставок и цепи разряда конденсаторов;

испытание по п. 5.2.1.

5.4. Неплановый ремонт производят при:

возрастании псофометрических напряжений на выходе или тока СУ (в случае появления помех в линии связи);

повреждениях отдельных элементов;

перегорании предохранителей и других неисправностях.

Объем непланового ремонта определяется характером неисправности и повреждения.

5.5. Капитальный ремонт производят по результатам испытаний, а его объем определяется состоянием элементов СУ. Испытания СУ производят в соответствии с пп. 5.2 (1-8).

5.6. Технические указания.

5.6.1. Ошиновка элементов СУ должна быть выполнена гибкими медными шинами.

5.6.2. В соответствии с Правилами защиты устройств проводной связи от влияния тяговой сети электрических железных дорог постоянного тока, на тяговых подстанциях должны применяться двухзвенные резонансно-апериодические сглаживающие фильтры.

На тяговых подстанциях с двенадцатипульсовыми выпрямителями разрешается применение однозвенных апериодических или резонансно-апериодических СУ с индуктивностью реактора не менее 4,5 мГн, емкостью параллельной части 250-400 мкФ - при коэффициенте несимметрии питающих напряжений аи в диапазоне от 0 до 2% и 600 мкФ - при аи больше 2%. Резонансный контур на 100 Гц обязателен при au больше 1 %.

5.6.3. На участках с воздушными линиями связи среднее значение псофометрического напряжения на выходе СУ не должно превышать 4 В.

5.6.4. Для снижения помех в высокочастотных каналах связи на всех тяговых подстанциях между плюсовой шиной и наружным контуром заземления подстанции включается конденсатор емкостью не менее 10 мкФ.

5.6.5. С целью контроля за эффективностью действия СУ на тяговых подстанциях рекомендуется устанавливать приборы ИМН, измеряющие псофометрические напряжения на выходе фильтра.

Измерения псофометрического напряжения на выходе СУ по показаниям ИМН должны производиться оперативным персоналом при осмотре подстанции с периодичностью не реже 1 раза в месяц, после выполнения ремонтных работ на СУ, а также в случае появления повышенного уровня шума в каналах связи.

Результаты измерения записывают в оперативный журнал.

5.6.6. Сопротивление соединительных проводов элементов СУ (включая сопротивление переходных контактов) не должно превышать 0,01 Ом.

5.6.7. Контроль затоком, протекающим через параллельную часть однозвенного (первого звена двухзвенного) СУ, осуществляется с помощью амперметра и реле, срабатывающих на сигнал с выдержкой не более 1 с в случае превышения тока 60 А (на подстанциях с аи меньше 2%) или 80 А (на подстанциях с au больше 2%, а также на всех подстанциях с управляемыми преобразователями).

5.6.8. Настройка резонансного контура 100 Гц СУ подстанций с двенадцатипульсовыми преобразователями производится 1 раз в 3 года. Настройка двухзвенных СУ с магнитосвязанными реакторами производится с учетом наличия взаимоиндукции между реакторами.

5.6.9. Реакторы и катушки индуктивности СУ испытывают повышенным выпрямленным напряжением 6,6 кВ в течение 1 мин. При этом испытательное напряжение прикладывают:

между токоведущей частью катушки и заземленным фланцем изолятора, если катушки выполнены из голого провода и их каркас крепится на изоляторах;

между токоведущей частью катушки и заземленной конструкцией, на которой крепится брус, если катушки выполнены из изолированного провода и крепятся на деревянных брусьях. Опорные изоляторы реакторов испытывают 1 раз в 8 лет.

5.6.10. Подавать напряжение на СУ перед вводом его в работу следует от контактной сети.

6. УСТРОЙСТВА КОМПЕНСАЦИИ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ И УЛУЧШЕНИЯ КАЧЕСТВА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ

6.1. При осмотре указанных установок проверяют:

исправность ограждений, запоров, блокировок и заземлений;

отсутствие трещин на изоляторах, выпучивания стенок конденсаторов и следов вытекания пропитывающей жидкости (наличие пятен пропитывающей жидкости не является основанием для снятия конденсаторов с эксплуатации, такие конденсаторы необходимо взять под контроль);

уровень масла и отсутствие течи в масляном реакторе;

исправность контактов (визуально), отсутствие их нагрева;

отсутствие посторонних предметов в бетонном реакторе;

наличие и исправность защитных средств и средств тушения пожара;

температуру окружающего воздуха.

При осмотре фильтрокомпенсирующих установок (ФКУ) проверяют также величины токов по каждой фазе батареи, напряжение на шинах 10 кВ. Контроль осуществляют по показаниям щитовых приборов. Измеряют напряжение небаланса на ФКУ, которое должно быть не более 8 В. Результаты измерений записывают в журнал ФКУ. Дополнительно отмечают показание счетчика реактивной энергии ФКУ и число включений вакуумного выключателя за каждые сутки.

6.2. Неплановые осмотры установок производят в случаях:

срабатывания защит установки;

повышения напряжения на конденсаторах;

появления разрядов (потрескиваний) в конденсаторах и контактных соединениях;

увеличения температуры окружающего воздуха выше +35° С.

6.3. При испытаниях производят:

6.3.1. измерение мегаомметром 2500 В сопротивления изоляции конденсаторов;

6.3.2. измерение мегаомметром 2500 В изоляции стенок бетонного реактора;

6.3.3. испытание повышенным напряжением конденсаторов;

6.3.4. измерение емкости конденсаторов, последовательных рядов, батареи в целом;

6.3.5. проверку распределения напряжения между последовательно соединенными рядами конденсаторов;

6.3.6. измерение индуктивности реакторов;

6.3.7. проверку частоты настройки контура (установки);

6.3.8. испытание шунтирующего дугового разрядника УПК;

6.3.9. испытание повышенным напряжением опорных, проходных и подвесных изоляторов.

6.4. При текущем ремонте установок производят:

проверку исправности контактов в токоведущих и заземляющих цепях;

ликвидацию незначительных просачиваний пропитывающей жидкости конденсаторов (подпайку мягким припоем мест со следами просачивания, включая места установки проходных изоляторов);

очистку поверхности изоляторов, корпусов конденсаторов, аппаратуры и каркасов от пыли, протирку опорных и подвесных изоляторов;

замену дефектных конденсаторов;

восстановление лакокрасочных покрытий конденсаторов;

опробование устройств автоматики, блокировок, релейной защиты и действия приводов выключателей и разъединителей;

удаление травы или снега с территории установки;

проверку отсутствия замыкания витков бетонных реакторов, следов перекрытий по бетону;

испытания по п. 6.3.1.

6.5. Неплановые ремонты производят:

после срабатывания защит конденсаторной установки и ее аварийного отключения;

по результатам осмотров и испытаний.

Объем работ определяется характером и объемом повреждения.

6.6. Необходимость проведения капитального ремонта устанавливается по результатам испытаний. После капитального ремонта производятся испытания в соответствии с пп. 6.3 (1-9).

6.7. Технические указания.

6.7.1. Эксплуатация конденсаторных установок запрещается при:

повреждении фарфоровых проходных изоляторов вводов конденсаторов;

наличии капельной течи пропитывающей жидкости конденсаторов; вспучивании стенок конденсаторов;

температуре окружающего воздуха выше +40° С;

неравномерности загрузки фаз трехфазной установки более чем на 10% от среднего значения тока.

Запрещается включение установки при температуре окружающего воздуха ниже -40° С, если перерыв в работе составил более 1 ч.

6.7.2. Батарея конденсаторов должна располагаться на изолированных платформах подвесного или наземного исполнения. Расстояния между соседними конденсаторами должны быть не менее 100 мм, таблички с техническими данными - доступны для визуального осмотра оперативным или ремонтным персоналом. С целью предотвращения механических перегрузок выводов конденсаторов и нарушения их герметичности ошиновка конденсаторов выполняется голыми гибкими медными проводами, наконечники которых залужены. Жесткая ошиновка не допускается.

6.7.3. Емкость конденсаторов одного ряда и всей батареи определяется методом амперметра-вольтметра. Индуктивность дросселя, включаемого при измерениях последовательно с конденсаторами, должна быть не менее 20 мГн при измерениях емкости ряда конденсаторов или батареи в целом и не менее 100 мГн - при измерении емкости отдельного элемента.

6.7.4. Емкость конденсаторов каждого ряда не должна отличаться от средней емкости ряда более чем на +5%.

6.7.5. Измерение сопротивления изоляции бетонных реакторов производится мегаомметром напряжением 2500 В между любым из выводов реактора и проводником, соединяющим все верхние фланцы опорных изоляторов. Сопротивление изоляции реакторов на подстанциях переменного тока должно быть не менее 10 МОм. При сопротивлении изоляции меньшем 10 МОм необходимо производить сушку реакторов.

6.7.6. Контуры третьей и пятой гармоник КУ, МКУ и МОУ настраивают соответственно на частоты 135-142 и 230-240 Гц, а контур ФКУ подстанций постоянного тока - на частоту 230-245 Гц.

6.7.7. На подстанциях постоянного тока при подключении реакторов РБСГ-10-2Х630-0,56 ФКУ-10 кВ следует соблюдать одинаковое направление тока в каждой фазе. При подключении реактора используются верхние выводы (маркировка Л2) или только нижние (маркировка М2), средние выводы не используются.

6.7.8. Для исключения перенапряжений на конденсаторах должны быть приняты меры, предотвращающие повторные перекрытия между контактами коммутационных аппаратов установок.

6.7.9. Ошиновка конденсаторов в установках должна быть выполнена гибкими медными шинами. Сопротивление соединительных проводов (включая переходной контакт) не должно быть более 0,01 Ом.

7. УСТРОЙСТВА РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ, АВТОМАТИКИ, ТЕЛЕМЕХАНИКИ

7.1. В соответствии с настоящей главой Инструкции проводится техническое обслуживание релейных и электронных защит и устройств автоматики (РЗА) ВЛ 6-10, 35, 110, 154, 220 кВ, сборных шин, трансформаторов (включая трансформаторы собственных нужд, тяговые и СЦБ), фидеров контактной сети, ДПР, фидеров СЦБ и линий продольного электроснабжения, защиты от замыкания на землю в РУ 3,3 кВ, аппаратуры вторичных цепей устройств дистанционного управления, цепей управления и сигнализации.

7.2. Техническое обслуживание устройств релейной защиты и автоматики.

7.2.1. Устанавливаются следующие виды ТО:

проверка при новом включении;

периодические осмотры;

периодическое опробование;

профилактический контроль;

профилактическое восстановление.

В процессе эксплуатации могут проводиться следующие виды непланового обслуживания:

внеочередная проверка;

послеаварийная проверка.

Виды, объем и периодичность работ соответствуют Правилам технического обслуживания устройств релейной защиты, электроавтоматики, дистанционного управления и сигнализации электростанций и подстанций 110-750 кВ (М.: СПО Союзтехэнерго. 1989) и Правилам технического обслуживания устройств релейной защиты и электроавтоматики электрических сетей 0,4-35 кВ (М.: СПО Союзтехэнерго. 1989).

7.2.2. Проверка при новом включении производится:

при включении вновь смонтированных устройств РЗА, цепей и аппаратуры управления и сигнализации;

при реконструкции действующих устройств РЗА, управления и сигнализации, связанной с установкой новой дополнительной аппаратуры или переделкой находящейся в работе аппаратуры, или прокладкой новых вторичных цепей.

Если монтаж и наладка устройств РЗА, аппаратуры управления и сигнализации проводились сторонней наладочной организацией, то включение новых и реконструированных устройств РЗА без приемки в эксплуатацию их представителями эксплуатирующей организации запрещается.

7.2.3. Периодические осмотры.

При периодических осмотрах проверяют:

состояние аппаратуры и цепей РЗА, клеммных сборок, испытательных блоков;

наличие на панелях надписей, указывающих их назначение;

наличие бирок на кабелях и проводах и надписей на них;

проверку нагрева блоков питания (для электронных защит);

проверку соответствия положения накладок режиму работы защит;

проверку целостности предохранителей.

7.2.4. Периодическое опробование.

При периодическом опробовании выполняют:

контрольные испытания защит с переводом переключателей действия защит на сигнал;

для электронных защит - проверку действия защит от кнопки контроля защит;

для фидеров СЦБ - проверку перехода сигнальных точек и устройств СЦБ на резервное питание с предварительным снятием фидера СЦБ на смежной подстанции с АВР.

Осмотр РЗА с периодическим опробованием проводят 1 раз в месяц.

7.2.5. Профилактический контроль - это периодическая проверка работе-способности устройств РЗА с целью выявления и устранения внезапных отказов.

Первый профилактический контроль после включения устройства РЗА в эксплуатацию проводят с целью выявления и устранения приработочных отказов, появляющихся в начальный период эксплуатации.

7.2.6. Профилактическое восстановление - это периодическое устранение последствий износа и старения заменой или восстановлением его элементов для предотвращения возникновений постепенных отказов.

Для отдельных элементов устройства, подверженных по тем или иным причинам ускоренному (по сравнению с остальными элементами) износу или старению, в период между профилактическими восстановлениями должно проводиться дополнительное частичное восстановление этих элементов.

7.2.7. Внеочередные проверки проводят при частичных изменениях схем или реконструкции устройств, восстановлении цепей, нарушенных в связи с ремонтом основного оборудования, а также при необходимости изменения уставок или характеристик реле и устройств.

7.2.8. Послеаварийные проверки выполняют после каждого случая отказа функционирования устройства РЗА, а также в случаях неясного его поведения во время аварии или нарушения нормального режима работы.

7.2.9. Порядок, методика и последовательность проведения работ по техническому обслуживанию устройств РЗА приведены в приложении 3. Материалы приложения соответствуют Типовой инструкции по организации и производству работ в устройствах релейной защиты и электроавтоматики электростанций и подстанций (РД 34.35.302-90 ОРГРЭС. Москва. 1991).

7.3. Технические указания.

7.3.1. Расчет уставок всех видов защит и автоматики (кроме рассчитываемых службами РЗАиТ энергосистем) проводят работники дистанции электроснабжения и утверждает начальник дистанции.

7.3.2. Изменения в цепях РЗА и изменение уставок защит, проводимые по требованию энергосистемы, должны согласовываться со службой электроснабжения.

7.3.3. Режимы работы устройств автоматики определяет и утверждает начальник дистанции электроснабжения или его заместитель.

7.3.4. Разграничение обслуживания между службами РЗА энергосистем и электроснабжения электрифицированных железных дорог определяется специальными местными инструкциями.

7.3.5. Работа в цепях РЗА без исполнительных схем запрещается.

7.3.6. Оперативные цепи защит от замыкания на землю в РУ 3,3 кВ присоединяют через отдельные предохранители непосредственно к шинам, идущим от аккумуляторной батареи.

7.3.7. При проверке защиты от замыкания на землю в РУ 3,3 кВ замеряют распределение тока к. з. по реле и ток утечки с контура мимо реле. При этом имитацию к. з. производят в трех различных точках РУ. Суммарный ток утечки не должен превышать 50% от общего тока нагрузочного приспособления. Уставка каждого реле земляной защиты должна быть 150-200 А.

7.4. Техническое обслуживание (ТО) устройств телемеханики.

7.4.1. Устанавливаются следующие виды ТО:

проверка при новом включении (наладка);

профилактическое восстановление;

восстановление исправного состояния устройств.

7.4.2. Проверку при новом включении (наладку) производит при вводе новой системы телемеханики персонал специализированной наладочной организации или бригада телемехаников ремонтно-ревизионного участка дистанции электроснабжения.

7.4.3. Профилактический контроль аппаратуры телемеханики позволяет своевременно выявить возникающие в процессе эксплуатации повреждения. Он состоит из ежедневного контроля с опробованием действия устройств и периодического осмотра.

7.4.3.1. При ежедневном контроле исправности аппаратуры выполняют:

проверку работы ТУ с диспетчерского пункта (энергодиспетчером или

персоналом группы телемеханики) посылкой двух-трех подтверждающих команд на все контролируемые пункты;

проверку работы ТС на диспетчерском пункте квитированием двух-трех ключей телесигнализации.

7.4.3.2. При периодическом осмотре аппаратуры телемеханики проверяют:

наличие основного и резервного напряжения на стойке телемеханики;

переход стойки на резервное питание и обратно;

нагрев блоков на стойке.

7.4.4. Профилактическое восстановление позволяет предотвратить вероятные повреждения элементов устройств телемеханики, провести оценку статистических данных о неисправностях элементов в условиях эксплуатации, проанализировать причины и характер возникающих повреждений.

7.4.4.1. При проведении работ по профилактическому восстановлению (ПВ) с частичной проверкой выполняют:

внешний осмотр;

проверку предохранителей основного и резервного питания, соответствие их номинальным значениям уставок;

проверку разъемных соединений всех блоков;

проверку монтажных соединений жгутов и разъемов, прочность пайки;

контроль целостности заземления экранированных проводов;

чистку контактов;

осмотр модулей;

удаление пыли, затяжку крепежных деталей, осмотр крепления трансформаторов, дросселей, конденсаторов в блоке питания;

измерение уровней напряжений поверенным комбинированным прибором;

проверку действия автоматических устройств подключения резервного питания и контроль за работой аппаратуры, которые выполняют при временном отключении основного питания аппаратуры телемеханики и наблюдении за значением и допустимыми отклонениями напряжения резервного питания;

чистку контактов выходных реле телемеханики;

проверку работы ТУ и ТС подачей нескольких команд с диспетчерского пункта.

7.4.4.2. При профилактическом восстановлении с полной проверкой выполняют:

все работы по п. 7.4.4.1;

проверку всех креплений;

контроль исправности переключателей, тумблеров, кнопок, арматуры предохранителей;

проверку наличия и целостности защитных заземлений;

испытания изоляции цепей стоек, панелей и блоков;

проверку отсутствия потенциала на корпусе блока, стойки;

профилактические испытания и измерения параметров диодов;

контроль исправности блока питания, предусматривающий измерения всех напряжений и профилактические испытания элементов и проверку пульсации выпрямленного напряжения и стабилизации напряжения на выходе при изменении напряжения на входе в диапазоне 170-250 В;

проверку исполнительных электромеханических реле в блоке стойки ТМ, в процессе которой ведут очистку от пыли, проверку механического состояния, измерение контактных нажатий, измерение сопротивления изоляции, измерение электрических характеристик реле, совместную проверку действия защитно-приемной аппаратуры телеуправления, проверку целостности стеклянных колб и измерение тока срабатывания герконовых реле;

ревизию выходных реле объектов ТУ с проверкой и регулировкой тока срабатывания и контактов;

испытание изоляции всех цепей телемеханики мегаомметром 1000 В;

испытание аппаратуры в граничных режимах питания;

измерение и регулировку уровней сигналов в каналах связи;

проверку совместной работы аппаратуры диспетчерского и контролируемого пунктов.

7.4.5. Восстановление исправности предусматривает оперативный поиск и точное установление места, характера и причины повреждения; ремонт или замену поврежденного модуля, блока на исправный; послеаварийную проверку действия устройства.

7.4.6. Периодичность обслуживания устройств телемеханики приведена в табл. 7.1.

Таблица 7.1

Виды технического обслуживания устройств телемеханики и их периодичность

1. Профилактический контроль

2. Профилактическое восстановление

3. Восстановление исправности

1.1. Ежедневный контроль

2.1. Профилактическое восстановление (ПВ) с частичной проверкой 1 раз в год

При возникновении отказов

1.2. Периодический осмотр устройств 1 раз в 3 месяца

2.2. ПВ с полной проверкой 1 раз в 3 года

 

7.4.7. Технические указания.

7.4.7.1. Периодичность осмотров частотных каналов телемеханики определяется местными инструкциями по техническому обслуживанию (в зависимости от вида системы, срока службы, наличия диагностических приборов, систем и др.).

7.4.7.2. Группы телемеханики дистанций электроснабжения совместно с работниками дистанции сигнализации и связи составляют структурные схемы каналов связи и диаграммы уровней сигналов (ТУ, ТО, телеблокировки).

7.4.7.3. При нарушении работы каналов связи ТУ-ТС энергодиспетчер уведомляет о повреждении диспетчера связи.

7.4.7.4. Работники дистанций электроснабжения и сигнализации и связи выполняют расследование и устранение повреждений в соответствии с действующими инструкциями, информируя друг друга о своих действиях.

8. СРЕДСтВА ЭЛЕКТРИЧЕСкИХ ИЗМЕРЕНИЙ

8.1. Персонал, обслуживающий оборудование, на котором установлены средства электрических измерений, несет ответственность за их сохранность. О всех нарушениях в работе средств измерений необходимо сообщать ответственному за метрологическое обеспечение дистанции электроснабжения.

8.2. Ответственность за состояние и исправность всех средств измерений, правильность производимых измерений, организацию метрологического надзора и поверочных работ осуществляет и несет метрологическая служба дистанции электроснабжения, возглавляемая лицом, ответственным за метрологическое обеспечение, и работающая под руководством главного инженера дистанции.

8.3. Лицо, ответственное за метрологическое обеспечение, назначается специальным приказом начальника дистанции, осуществляет надзор за всеми средствами измерения и обеспечивает связь как с ведомственными, так и с территориальными органами службы метрологии.

8.4. Метрологическая служба дистанции электроснабжения создается на основании Положения о метрологической службе МПС. Создание этой службы должно быть согласовано с органами государственной службы энергонадзора.

8.5. В процессе эксплуатации средства измерения подвергаются периодической ведомственной поверке через определенные межповерочные интервалы согласно табл. 8.1 и в соответствии с годовым календарным графиком.

8.6. При осмотре приборов производят:

очистку от пыли;

оценку их исправности;

запись показаний счетчиков на всех присоединениях, имеющих учет электроэнергии;

контроль режима работы оборудования (по показаниям приборов);

наличие на стекле щитовых приборов красной полосы (риски), соответствующей номинальному значению измеряемой величины.

8.7. Поверку и ремонт средств измерений производят лица, прошедшие специальное обучение и получившие удостоверение.

8.8. Все средства измерений с истекшими сроками поверки, а также неисправные, изымают из эксплуатации и дальнейшее их применение запрещается.

Таблица 8.1

Сроки проведения периодической ведомственной поверки средств измерения

Группы приборов

Периодичность

Примечание

Щитовые приборы основного оборудования

1 раз в 3 года

Сроки согласовываются с местными органами Госстандарта

Остальные щитовые приборы

1 раз в 5 лет

Переносные приборы

1 раз в 2 года

Образцовые приборы

1 раз в год

Счетчики электроэнергии:

 

трехфазные

первая - через 2 года,

затем через 4 года

однофазные бытовые

1 раз в 8 лет

 

8.9. Средства измерений, прошедшие ведомственную поверку, должны иметь клейма ведомственной метрологической службы. Клейма наносят несмываемой краской на корпус прибора с лицевой стороны.

8.10. Измерительные приборы, которые используются только для наблюдения за измеряемой величиной без оценки точности должны иметь на шкале или корпусе обозначение "И" (индикатор).

Контроль исправности индикаторов осуществляют по мере необходимости. Список приборов, переведенных в индикаторы, утверждается главным инженером дистанции электроснабжения и передается местной метрологической службе.

8.11. На дистанции электроснабжения ведут учет поверок и ремонтов всех электроизмерительных средств.

8.12. На стационарные средства электрических измерений, по которым контролируют режим работы оборудования и линии электропередачи, наносят на стекло несмываемой краской отметку в виде черты, соответствующей номинальному значению измеряемой величины.

На каждом электрическом счетчике должна быть надпись, указывающая присоединение, на котором производится учет электроэнергии.

8.13. Вскрывать средства электрических измерений разрешается только персоналу подразделения, выполняющего функции метрологической службы предприятия, а расчетные счетчики - персоналу метрологической службы электроснабжающей организации.

8.14. Установку и замену измерительных трансформаторов, к вторичным цепям которых подключены расчетные счетчики, выполняет эксплуатирующая их организация с уведомлением электроснабжающей организации или в присутствии ее представителя.

Установку, замену и поверку расчетных счетчиков, по которым производится расчет между электроснабжающими организациями и потребителями, осуществляют электроснабжающие организации.

9. ДИСТАНционное управление разъединителями КОНТАКТНОЙ СЕТИ

9.1. При осмотре моторных приводов проверяют:

внешнее и внутреннее состояние привода. Обращают внимание на состояние редуктора привода, наличие влаги в корпусе, герметичность кожуха электродвигателя, надежность крепления шарниров тяг и частей привода, состояние контактов на контактных зажимах (клеммнике); при необходимости производят подтяжку болтов;

состояние вводного кабеля;

соответствие положения разъединителя сигнализации на щите управления (пульте);

наличие и состояние заземления, изолирующих прокладок между приводом и опорой (если он изолирован);

наличие надписи с диспетчерским обозначением привода.

9.2. При осмотре пультов управления моторными приводами проверяют:

состояние переключателей, кнопок;

наличие сигнализации;

соответствие сигнализации положению разъединителя;

наличие надписи с диспетчерским обозначением; наличие и состояние разрядников.

9.3. При осмотре воздушных и кабельных линий устройств дистанционного управления (ДУ) проверяют:

состояние проводов и изоляторов ВЛ;

расстояние до высоковольтных линий и заземленных частей;

состояние кабельных муфт и клеммных ящиков.

9.4. При испытаниях устройств ДУ выполняют:

измерение потребляемого приводом тока;

измерение напряжения на зажимах двигателя во время переключения разъединителя;

измерение сопротивления изоляции двигателя привода, корпуса привода относительно тела опоры, линии, пультов управления, изолировочного трансформатора;

проверку действия защиты от самопроизвольных переключений с проверкой реле защиты;

замеры усилия, развиваемого на выходе привода (при необходимости).

9.5. При текущем ремонте выполняют:

чистку приводов, пультов управления, клеммных сборок, ящиков, муфт;

подтяжку всех контактных соединений;

зачистку коллектора электродвигателя, проверку нажатия щеток;

удаление старой и нанесение новой смазки в приводе;

проверку работы и регулировку конечных выключателей (пакетников) блокировки двери привода;

покраску внутренних частей привода (при необходимости);

обновление надписей на приводе;

проверку состояния предохранителей, разрядников;

испытания по п. 9.4.;

трехкратное опробование действия привода с проверкой исполнения команд на месте установки разъединителя.

9.6. Капитальный ремонт устройств дистанционного управления проводят по результатам испытаний и учета их состояния.

При капитальном ремонте приводов, пультов управления рекомендуется применять агрегатный метод ремонта.

9.7. Технические указания.

9.7.1. В цепях управления двигательных приводов предусматриваются защиты:

от коротких замыканий;

от перегрузок;

от самопроизвольных переключений при нарушении изоляции управляющих проводов;

от перенапряжений.

9.7.2. Питание цепей дистанционного управления должно осуществляться через изолировочный трансформатор или стабилизатор.

9.7.3. Сопротивление изоляции обмоток изолировочного трансформатора относительно его корпуса должно быть не менее 0,5 МОм.

9.7.4. Сопротивление изоляции корпуса двигателя относительно корпуса привода проверяют мегаомметром 2500 В;

сопротивление изоляции обмоток электродвигателей относительно его корпуса - мегаомметром 1000 В. Сопротивление изоляции не должно быть менее 0,5 МОм.

9.7.5. ТО и ремонт выходных реле телемеханики в пультах управления, защит устройства ДУ выполняют в сроки и объемах, предусмотренных соответствующими разделами настоящей Инструкции.

10. СОБСТВЕННЫЕ НУЖДЫ

10.1. Распределительные устройства (РУ) до 1000 В.

10.1.1. При осмотре РУ до 1000 В проверяют состояние аппаратов, контактных соединений, изоляторов, кабельных заделок, предохранителей, заземлений, отсутствие замыканий на землю в цепях постоянного и переменного токов.

10.1.2. При испытаниях выполняют:

замер сопротивления изоляции каждого присоединения мегаомметром 1000 В;

испытание изоляции напряжением переменного тока 1000 В в течение 1 мин или мегаомметром 2500 В;

проверку действия максимальных и минимальных расцепителей автоматов;

проверку работы контакторов, пускателей на пониженном напряжении оперативного тока.

10.1.3. При текущем ремонте выполняют:

очистку аппаратуры, изоляторов, предохранителей от пыли; зачистку и шлифовку подгоревших контактов или их замену (при необходимости);

подтяжку контактных соединений.

10.1.4. При капитальном ремонте выполняют:

работы, указанные в п. 10.1.3;

разборку с заменой дефектных деталей;

испытания по п. 10.1.2.

10.2. Аккумуляторные батареи (АБ).

10.2.1. При осмотре АБ проверяют:

целостность банок, уровень электролита, высоту осадка (шлама);

состояние помещения, стеллажей, наличие необходимых принадлежностей;

напряжение и плотность электролита в контрольных элементах.

10.2.2. При испытаниях АБ выполняют:

замер напряжения, плотности и температуры электролита всех элементов;

химический анализ электролита;

измерение сопротивления изоляции батареи;

контрольный разряд 3-часовым током;

проверку емкости отформованной АБ.

10.2.3. При текущем ремонте выполняют:

проверку качества электролита, состояния пластин и замену их при необходимости;

замену сепараторов при необходимости и удаление шлама;

очистку окислившихся поверхностей и смазку их вазелином.

10.2.4. Капитальный ремонт производят по результатам испытаний и состоянию АБ.

10.2.5. Технические указания.

10.2.5.1. Аккумуляторные батареи должны обеспечивать на шинах оперативного тока в нормальных эксплуатационных условиях напряжение на 5% выше номинального напряжения низковольтных аппаратов. Подзарядное устройство должно обеспечивать стабилизацию этого напряжения в пределах ±2%.

10.2.5.2. Устройство контроля за состоянием изоляции шин постоянного тока должно действовать на сигнал при снижении сопротивления изоляции одного из полюсов до 20 кОм в сети 220 В и 10 кОм в сети 110 В. При замыкании на землю необходимо немедленно принимать меры к поиску и устранению повреждения.

10.2.5.3. Температура в помещении с аккумуляторными батареями в холодное время на уровне расположения аккумуляторов должна быть не ниже +10° С. Если аккумуляторные батареи выбраны из расчета только на включение и отключение выключателей, то при отсутствии постоянного дежурства допускается нижний предел температуры 0° С.

10.2.5.4. В процессе обслуживания кислотной аккумуляторной батареи анализ электролита проводится не реже 1 раза в 3 года по пробам, взятым из контрольных элементов. При контрольном разряде пробы электролита отбирают в конце разряда. Для доливки применяют дистиллированную воду, проверенную на отсутствие хлора и железа.

10.2.5.5. Кислотные батареи, работающие по методу постоянного подзаряда или методу "заряд-разряд", подвергают уравнительному заряду (перезаряду) 1 раз в 3 месяца напряжением 2,3-2,35 В на элемент до достижения установившегося значения плотности электролита во всех элементах 1,2-1,21 г/см3. Продолжительность дозаряда зависит от состояния батареи, но не менее 6 ч. За время уравнительного заряда необходимо сообщить батарее не менее трехкратной номинальной емкости.

Заряд и разряд батареи допускаются током не выше максимального, гарантированного для батареи. Температура электролита в конце заряда должна быть не выше +40° С. Проверка работоспособности батареи по падению напряжения при толчковых токах проводится при разряде длительностью не более чем 5 с максимальным для подстанции рабочим током. При этом напряжение на элементе не должно снижаться более чем на 0,4 В по сравнению с предыдущим (до толчка) режимом.

10.2.5.6. Перед началом заряда аккумуляторной батареи включают приточно-вытяжную вентиляцию, которую отключают после полного удаления газа, но не ранее чем через 1,5 ч после окончания заряда. При работе по методу постоянного подзаряда действие вентиляции определяется местной инструкцией.

10.2.5.7. Эксплуатация кислотной батареи, работающей по методу постоянного подзаряда, осуществляется без тренировочных разрядов и уравнительных перезарядов. Дозаряд батареи производят 1 раз в 3 месяца напряжением 2,3 В на элемент до достижения установившегося значения плотности электролита во всех элементах 1,2-1,21 г/см3.

10.2.5.8. Напряжение в конце разряда (через 3-10 ч) не должно снизиться до уровня менее 1,8 В на элемент.

10.2.5.9. Расстояние между поверхностью осадка (шлама) и нижним краем положительной пластины должно быть не менее 10 мм.

10.3. Электродвигатели и генераторы.

10.3.1. При осмотре электродвигателей, генераторов проверяют:

отсутствие вибрации и шума;

отсутствие повышенного нагрева корпуса и подшипников;

исправность заземления;

исправность щеточного узла (при наличии) и вентиляции.

10.3.2. При испытаниях выполняют:

измерение сопротивления изоляции обмоток мегаомметром 1000 В;

измерение неравномерности воздушного зазора между статором и ротором.

10.3.3. При текущем ремонте выполняют:

чистку и продувку обмоток;

проверку состояния подшипников и замену смазки;

замену щеток (при необходимости);

устранение подгаров на коллекторе.

10.3.4. Капитальный ремонт проводят по результатам испытаний.

10.4. Дизель-генераторы (ДГ).

10.4.1. При осмотрах с запуском на 30 мин на холостом ходу ДГ проверяют:

уровень масла в поддоне ванны реверс-редуктора, топливном насосе и регуляторе, ванне воздухоочистителя;

уровень охлаждающей жидкости в радиаторе или расширительном бачке. Запуск ДГ проводит специально обученное лицо.

10.4.2. При испытаниях выполняют работы в соответствии с п. 10.3.2.

10.4.3. При текущем ремонте выполняют работы в соответствии с заводскими инструкциями.

10.4.4. Капитальный ремонт выполняют по результатам испытаний и состоянию отдельно дизеля и генератора в соответствии с заводскими инструкциями.

10.4.5. Технические указания.

10.4.5.1. В промежутках между пусками 1 раз в неделю следует проворачивать коленчатый вал на 2-3 оборота (15-25 оборотов механизма проворачивания).

10.4.5.2. Особенностью эксплуатации дизель-генераторов является то, что для них строго регламентированным является процесс пуска и остановки. Примером ввода в работу ДГ и перевода его в резерв могут служить правила включения и отключения, изложенные в приложении 6.

10.5. Электрическое освещение и отопление.

10.5.1. При осмотре электроосвещения и электроотопления проверяют: состояние проводки;

исправность выключателей, предохранителей; состояние заземления, зануления.

10.5.2. При испытаниях выполняют:

измерение сопротивления изоляции мегаомметром 1000 В;

испытание изоляции повышенным напряжением или мегаомметром 2500 В;

замер уровня освещенности в контрольных точках и уровень общей освещенности помещения.

10.5.3. При текущем ремонте выполняют:

очистку от пыли коммутационной и защитной аппаратуры, щитков, сборок, распаечных коробок, электрических печей и светильников;

зачистку контактов электрических выключателей, переключателей, предохранителей;

замену изоляторов, роликов, участков проводки с поврежденной изоляцией;

проверку исправности аварийного освещения.

10.5.4. При капитальном ремонте выполняют полную замену оборудования и проводки отработавшей системы освещения и отопления. Основанием для капитального ремонта служат результаты испытаний.

11. ПОСТЫ СЕКЦИОНИРОВАНИЯ (ПС), ПУНКТЫ ПАРАЛЛЕЛЬНОГО СОЕДИНЕНИЯ (ППС), АВТОТРАНСФОРМАТОРНЫЕ ПУНКТЫ ПИТАНИЯ (АТП), ПУНКТЫ ПОДГОТОВКИ К РЕЙСУ ПАССАЖИРСКИХ ПОЕЗДОВ (ППП), ПЕРЕДВИЖНЫЕ ТЯГОВЫЕ ПОДСТАНЦИИ (ПТП), ПЕРЕДВИЖНЫЕ УСТАНОВКИ: ПРОДОЛЬНОЙ КОМПЕНСАЦИИ (УПКП), ФИЛЬТРОКОМПЕНСИРУЮЩИЕ (ФКУП), РЕАКТИВНОЙ КОМПЕНСАЦИИ (УПРК)

11.1. При техническом обслуживании ПС, ППС, АТП, ППП, ПТП, УПРК, УПКП, ФКУП вводится новый вид технического обслуживания - техническое содержание.

Работы по техническому содержанию включают в себя:

проверку состояния оборудования, наружных контактных соединений, контура заземления, места присоединения заземляющего проводника к дроссель-трансформатору (рельсу), диодного заземлителя трансформатора собственных нужд, цепей защиты, управления, автоматики и сигнализации;

чистку от пыли оборудования и аппаратуры, находящейся в помещении;

проверку соответствия сигнализации положению оборудования;

эксплуатационное опробование с проверкой работы схем управления, защиты, автоматики и сигнализации, сигнальных указателей "Опустить токоприемник" опробованием с помощью ключей, кнопок, от руки, по телеуправлению.

11.2. Испытания, текущий и капитальный ремонт производят в объемах и сроки, установленные для соответствующего оборудования тяговых подстанций. Для пунктов подготовки пассажирских поездов испытания и текущий ремонт производят перед началом отопительного сезона.

11.3. Технические указания.

11.3.1. Питание собственных нужд ППП должно осуществляться через изолировочный трансформатор.

11.3.2. Заземляющий проводник ППП переменного тока подключают к рельсовой цепи путей отстоя двумя проводами, каждый из которых рассчитан на полный ток ППП.

11.3.3. Заземление ППП постоянного тока выполняют двумя стальными прутками диаметром 12 мм, подключаемыми через диодный заземлитель к путевым дроссель-трансформаторам либо к ближайшей рельсовой нити путей отстоя, либо тяговым рельсам главных или станционных путей.

11.3.4. Пути отстоя с ППП оборудуются медными стыковыми соединителями сечением 70 мм2 на всем протяжении отапливаемых составов до мест подключения междупутных перемычек, соединяющих пути парка отстоя с тяговыми рельсами главных путей.

11.3.5. В пределах парка отстоя должна быть установлена междупутная перемычка, соединяющая рельсы всех путей отстоя.

11.3.6. Схема управления ППП должна обеспечивать отключение выключателя:

при попытке вынуть штепсель из розетки любой из колонок;

при попытке открыть дверь любой из колонок;

при попытке отключить разъединитель под нагрузкой;

при снятии напряжения с контактной сети;

дистанционно от кнопки "откл";

при перегрузке или коротком замыкании на одном из фидеров.

11.3.7. Порядок транспортирования, места и схемы подключения, порядок включения и метод обслуживания ПТП, УПРК, УПКП, ФКУП определяет и утверждает начальник дистанции электроснабжения или главный инженер.

11.3.8. Платформы и вагоны передвижных электроустановок ремонтируют в объемах и сроки, установленные МПС.

12. ПИТАЮЩИЕ И ОТСАСЫВАЮЩИЕ ЛИНИИ

12.1. Требования настоящего раздела распространяются на питающие и отсасывающие линии переменного тока до 35 кВ включительно и постоянного тока 3,3 кВ, а также на анодные кабели и провода.

12.2. При осмотрах питающих и отсасывающих линий без подъема на опоры и поддерживающие конструкции проверяют:

отсутствие обрывов и оплавлений отдельных проволок или набросов на провода, состояние изоляторов, контактных соединений и отсутствие признаков нагрева;

состояние опор, наличие наклонов, обгорания, целостность бандажей и заземляющих устройств;

правильность регулировки проводов;

наличие искрения;

состояние разрядников, разъединителей концевых кабельных муфт на спусках воронок, отсутствие вмятин на кабелях, защиты от механических повреждений;

наличие и состояние предупреждающих плакатов и других постоянных знаков на опорах, наличие маркировки кабелей и кабельных линий;

состояние стоек железобетонных опор и железобетонных приставок;

чистоту трассы, наличие деревьев, угрожающих падением на линию, касание ветвями деревьев проводов ВЛ;

соблюдение требований Правил охраны электрических сетей напряжением выше 1000 В.

Неплановые осмотры воздушных линий проводят:

при образовании на проводах гололеда или пляске проводов, после сильных бурь, морозов, пожаров в зоне трассы;

при отыскании места повреждения после срабатывания защит и неуспешного АПВ.

12.3. При испытаниях питающих и отсасывающих линий выполняют:

измерение сопротивления изоляции;

испытание повышенным напряжением;

измерение сопротивления заземления опор;

измерение сопротивления петли "фаза-ноль" на ВЛ напряжением 0,4 кВ.

12.4. Текущий и капитальный ремонт выполняют по результатам испытаний.

12.5. Неплановые ремонты производят после повреждения линий в результате аварийных режимов, атмосферных воздействий или механических повреждений линии посторонними лицами.

12.6. Технические указания.

12.6.1. На тяговых подстанциях, расположенных на станциях стыкования, цепи отсоса постоянного и переменного тока выполняют кабельными или воздушными, изолированными от контура заземления подстанции.

12.6.2. Сопротивление изоляции отсасывающей линии постоянного тока испытывается мегаомметром 1000 В и должно быть не менее 0,5 МОм.

12.6.3. Анодные кабели и провода испытывают напряжением выпрямленного тока 15 кВ в течение 1 мин для проводов и 3 мин для кабелей. Ток утечки не должен быть более 20 мкА при температуре окружающего воздуха до 30° С и 40 мкА - при температуре до 60° С.

13. ЗАЗЕМЛЯЮЩИЕ УСТРОЙСТВА

13.1. На каждое находящееся в эксплуатации заземляющее устройство должен иметься паспорт, содержащий схему заземления, основные технические данные, сведения о результатах проверки его состояния, о характере ремонтов и изменениях, внесенных в данное устройство.

13.2. При осмотре заземляющего устройства проверяют:

состояние контактных соединений заземляющих проводников;

крепление заземляющих проводников;

степень воздействия коррозии на заземляющие проводники;

состояние искровых промежутков, пробивных предохранителей в установках напряжением до 1000 В;

отсутствие нагрева заземляющих проводников.

Внешний осмотр заземляющего устройства производится вместе с осмотром электрооборудования электроустановки.

13.3. При испытаниях заземляющих устройств производят:

13.3.1. проверку состояния пробивных предохранителей в установках напряжением до 1000 В и искровых промежутков в цепи отсоса РУ 3,3 кВ;

13.3.2. замер переходного сопротивления заземляющего проводника между оборудованием и контуром заземления;

13.3.3. определение сопротивления растеканию заземляющего контура (заземлителя);

13.3.4. измерение удельного сопротивления грунта (производится, если в зависимости от этого показателя нормируется сопротивление заземляющего устройства);

13.3.5. измерение полного сопротивления петли "фаза-ноль";

13.3.6. проверку отсутствия металлического соединения заземлителей молниеотводов тяговых подстанций с контуром заземления;

13.3.7. измерение распределения тока к. з. по реле заземления и тока утечки с внутреннего контура на внешний;

13.3.8. выборочное вскрытие грунта для осмотра элементов заземляющего устройства, находящегося в земле (заземлителя).

13.4. При текущем ремонте производят:

замену неисправных элементов заземляющего устройства; затяжку ослабленных болтовых соединений; обновление окраски; испытания по п. 13.3 (2, 5, 7).

13.5. Неплановый ремонт заземляющих устройств производят:

при повреждении заземляющего проводника вследствие термического воздействия при коротком замыкании;

при обнаружении неисправности во время осмотра.

13.6. При неплановом ремонте производят: ремонт заземляющего устройства; испытания по п. 13.3 (2, 5, 7).

13.7. Капитальный ремонт и его объем определяют по состоянию заземляющего устройства и результатам испытаний.

После капитального ремонта выполняют испытания в объеме п. 13.3.

13.8. Технические указания.

13.8.1. Порядок заземления электроустановок, технического обслуживания и технология ремонта заземляющих устройств приведены в Инструкции по заземлению устройств электроснабжения на электрифицированных железных дорогах от 16.12.83 г. № ЦЭ/4173.

13.8.2. Измерение сопротивления заземляющих устройств должно проводиться в периоды наибольшего просыхания грунта.

14. РАЗРЯДНЫЕ УСТРОЙСТВА

14.1. При осмотре разрядного устройства с отключением разъединителя проверяют:

отсутствие загрязнений, видимых сколов и трещин изоляторов;

состояние контактных соединений;

исправность заземления;

состояние элементов разрядного устройства и блока защиты;

показание регистратора срабатывания.

14.2. При профилактических испытаниях выполняют:

проверку целостности диодов и тиристоров;

измерение сопротивления изоляции;

испытание повышенным напряжением промышленной частоты;

измерение напряжения открытия тиристоров каждой ветви.

14.3. При текущем ремонте производят:

протирку изоляторов и элементов разрядного устройства;

проверку контактных соединений;

проверку действия защиты от пробоя тиристоров;

испытания по п. 14.2.

14.4. Капитальный ремонт проводят по результатам испытаний.

14.5. Технические условия.

Разрядные устройства УР и УРИ предназначены для снижения коммутационных перенапряжений, уменьшения износа дугогасительных камер и контактов быстродействующих выключателей и облегчения работы вентильных разрядников.

Контроль за режимом работы разрядного устройства осуществляется путем ежемесячной фиксации и последующего сравнения числа срабатываний разрядного устройства с числом отключений фидерных быстродействующих выключателей, которые не должны отличаться более чем на 30%.

Сопротивление изоляции измеряется между закороченными выводами и корпусом устройства мегаомметром на 2500 В. Сопротивление должно быть не менее 50 МОм.

Испытательное напряжение 12 кВ переменного тока промышленной частоты в течение одной минуты прикладывается между закороченными выводами и корпусом устройства.

Напряжение открытия тиристоров ветви должно быть в диапазоне от 0,9 до 1,0 кВ при температуре окружающей среды 20± 10° С.

15. МАСЛОПРИЕМНЫЕ УСТРОЙСТВА И МАСЛЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО

15.1. При осмотрах маслоприемников, маслоотводов и маслосборников проверяют:

отсутствие воды в маслосборнике;

отсутствие засорения маслоотводов и забивки их снегом, льдом;

наличие и уровень воды в пожарном водоеме.

15.2. При текущем ремонте выполняют:

очистку дренажа и маслоотводов;

очистку колодцев и маслосборника от грязи;

проверку масляной канализации на целостность и эффективность работы.

Текущий ремонт выполняется 1 раз в год.

15.3. Капитальный ремонт проводят по мере необходимости с чисткой, промывкой или заменой гравия (гранитного щебня).

15.4. Технические указания.

15.4.1. На тяговых подстанциях каждая единица маслонаполненного оборудования с количеством трансформаторного масла более 1 т должна иметь маслоприемник, маслоотвод и маслосборник, не допускающий растекания и проникновения масла в почву, кабельные каналы и распространения пожара.

15.4.2. Местоположение, объем, организация эксплуатации передвижных баз масляного хозяйства, установок для очистки и регенерации масла, дегазирующих установок, резервуаров и складов для хранения трансформаторного масла утверждает начальник дистанции электроснабжения.

Инструкцию по техническому обслуживанию тяговых подстанций и постов секционирования электрифицированных железных дорог от 15.12.75 г. № ЦЭ/3298 признать не действующей в системе Министерства путей сообщения Российской Федерации.

Приложение 1

к Инструкции от 30.06.92 г. № ЦЭ/39

ПЕРИОДИЧНОСТЬ ОСМОТРОВ

П. 1.1. Осмотр оборудования тяговых подстанций с постоянным дежурным персоналом производят:

дежурный электромеханик не реже 1 раза в течение смены;

начальник подстанции или лицо, его замещающее, не реже 1 раза в неделю.

Осмотр оборудования электроустановок в темное время суток для выявления разрядов, коронирования, нагрева токоведущих частей производит начальник подстанции или лицо, его замещающее, не реже 1 раза в месяц.

Дополнительные осмотры оборудования подстанции проводят после срабатывания защит от замыкания на землю в РУ 3,3 кВ, при неблагоприятной погоде (сильный туман, гололед, мокрый снег, резкое понижение температуры и др.) в зависимости от местных условий.

П. 1.2. Осмотр отдельного оборудования тяговых подстанций производят в следующие сроки:

аккумуляторной батареи - не реже двух раз в месяц;

отсасывающего фидера и места подсоединения его к рельсовым цепям- 1 раз в месяц;

осмотр и опробование работы коммутационного оборудования, цепей РЗА, управления и сигнализации без подачи рабочего напряжения передвижных установок, находящихся в резерве, - 1 раз в 6 месяцев.

Указанные осмотры производит начальник подстанции или лицо, его замещающее.

П. 13. Осмотр и чистку оборудования РУ до 1000 В от пыли и загрязнения проводят 1 раз в 6 месяцев.

Осмотр и чистку осветительной аппаратуры от пыли в закрытых РУ - 1 раз в год.

Осмотр моторных приводов и устройств дистанционного управления - 1 раз в месяц.

Указанные осмотры производит оперативно-ремонтный персонал с оформлением работ распоряжением.

П. 1.4. Техническое обслуживание постов секционирования, пунктов параллельного соединения, автотрансформаторных пунктов питания и пунктов подготовки пассажирских поездов (в период отопительного сезона) производит оперативно-ремонтный персонал 1 раз в месяц с оформлением работ нарядом или распоряжением.

П. 1.5. Осмотр и опробование дизель-генераторов производит 1 раз в 3 месяца специально обученное лицо оперативно-ремонтного персонала.

П. 1.6. Об обнаруженных при проведении осмотров неисправностях и принятых мерах по их устранению делаются соответствующие записи в книге осмотров и неисправностей.

П. 1.7. Осмотр защитных и противопожарных средств производят 1 раз в 3 месяца и непосредственно перед употреблением.

Приложение 2

к Инструкции от 30.06.92 г. № ЦЭ/39

Периодичность технического обслуживания и ремонта оборудования электроустановок

Наименование оборудования

Ремонт

Испытания

текущий

капитальный

1. Распределительные устройства напряжением выше 1000 В:

 

 

 

1) сборные и соединительные шины,

По мер е необходимости

По результатам испытаний, но не реже 1 раза в 8 лет

1 раз в 8 лет

При наличии тепловизоров 1 раз в 3 года производят проверку нагрева мест соединений

2) подвесные и опорные изоляторы;

По мере необходимости

По результатам испытаний, но не реже 1 раза в 8 лет

1 раз в8 лее

Штыревые изоляторы 6-10 кВ шинных мостов, изоляторы ПГГ-35, ШД-35 - 1 раз в 4 года

При наличии тепловизоров 1 раз в 2 года производят выявление нулевых изоляторов

3) устройства защиты от перенапряжения:

 

 

 

разрядники переменного тока,

1 раз в 3 года

1 раз в 8 лет

1 раз в 3 года

разрядники постоянного тока

1 раз в год

1 раз в 8 лет

1 раз в год

4) разъединители и их приводы;

Разъединителей наружной установки -1 раз в год; внутренней установки - по мере необходимости

1 раз в 8 лет

1 раз в 8 лет

5) отделители и короткозамыкатели,

1 раз в год

1 раз в 3 года

1 раз в 3 года

6) вводы и проходные изоляторы;

1 раз в год

Для вводов с бумажно-масляной изоляцией 1 раз в 4 года; для остальных - 1 раз в 8 лет

По пп. 2.6.2.1, 2.6.2.2 выполняют у герметичных вводов - 1 раз в год в первые два года после ввода в эксплуатацию, в последующем -1 раз в 2 года; у ввода с твердой изоляцией испытания выполняют после первого года эксплуатации, затем через три года, в последующем - через 6 лег, у негерметичных - испытания по пп. 2.6.2.1, 2.6.2.2, 2.6.2.4 -1 раз в 3 года

7) масляные выключатели и их приводы:

 

 

 

трехфазные;

1 раз в год

1 раз в 8 лет

1 раз в 3 года

однофазные

1 раз в год

1 раз в 6 лет

1 раз в 3 года

8) вакуумные выключатели;

1 раз в год

По результатам испытаний, но не реже 1 раза в б лет

1раз в З года

 

9) быстродействующие выключатели (кромеВАБ-43); выключатели ВАБ-43

1 раз в 3 месяца

После 3000 кА полного отключенного тока

1 раз в 6 лет

1 раз в год

См. п. 2.10.4 и после 3000 кА полного отключенного тока - по п. 2.10.3

2. Трансформаторы силовые

Трансформаторов с РПН - 1 раз в год.

Трансформаторов без РПН, напряжением 35 кВ и выше - 1 раз в 2 года; остальных - не реже 1 раза в 4 года

Трансформаторов напряжением 110 кВ и выше - не позднее чем через 12 лет после ввода в эксплуатацию, затем - по результатам испытаний; остальных - по результатам испытаний и состоянию

1раз в 4 года

Трасформаторы, обслуживаемые по нормативам

1 раз в 2 года

Не регламентируется

Межремонтные 1 раз в 4 года

Измерительные трансформаторы

1 раз в 3 года

По результатам испытаний и состоянию

1 раз в 6 лет

3. Полупроводниковые преобразователи:

 

 

 

неуправляемые;

Не реже 1 раза в 6 месяцев

По результатам испытаний

По пп. 4.2.1-4.2.7 - 1 раз в год; по пп. 4.2.8-4.2.14 - 1 раз в 3 года

управляемые

Не реже 1 раза в 3 месяца

По результатам испытаний

-”-

4. Сглаживающие устройства

Не реже 1 раза в год

По результатам испытаний

1 раз в 3 года

 

5. Устройства компенсации реактивной мощности и улучшения качества электроэнергии.

Не реже 1 раза в год

По результатам испытаний, но не реже 1 раза в 8 лет

1 раз в год

6. Устройства релейной защиты, автоматики, телемеханики

 

 

См. главу 7 и таблицу приложения 3

7. Средства электрических измерений

 

 

См. главу 8

8. Дистанционное управление разъединителями контактной сети

1 раз в б месяцев

По состоянию устройств дистанционного управления

Совместно с соответствующими видами ремонта

9. Собственные нужды:

 

 

 

РУ до 1000 В;

1 раз в 3 года

Не реже 1 раза в 12 лет

1 раз в 6 лет

аккумуляторные батареи;

1 раз в год

 

1 раз в 3 года

электродвигатели и генераторы;

1 раз в год

По результатам испытаний

1 раз в 3 года

дизель-генераторные установки;

Текущий и капитальный ремонты производят в соответствии с заводской инструкцией

Запуск не реже 1 раза в 3 месяца без нагрузки, 1 раз в год с нагрузкой

электрическое освещение;

1 раз в год

По результатам испытаний

1 раз в 3 года

электрическое отопление

1 раз в год перед началом отопительного сезона

Не реже 1 раза в 12 лет

1 раз в год перед началом отопительного сезона

10. Посты секционирования и пункты параллельного соединения.

Текущий, капитальный ремонты и профилактические испытания проводят в сроки, уста­новленные для соответствующего оборудования подстанций

11. Пункты подготовки пассажирских поездов с электрическим отоплением к рейсу

1 раз в год перед началом отопительного сезона

1 раз в 6 лет

1 раз в год перед началом отопительного сезона

 

12. Передвижные тяговые электроустановки, находящиеся в резерве

Текущий, капитальный ремонты и профилактические испытания проводят в сроки, установленные для соответствующего оборудования тяговых подстанций

Эксплуатационное опробование с подачей рабочего напряжения 1 раз в 2 года

13. Силовые кабели и воздушные линии

1 раз в 3 года

По результатам испытаний

1 раз в 3 года. Отсасывающие линии (фидеры) 2 раза в год мегаомметром

14. Заземляющие устройства

1 раз в год

По результатам испытаний и состоянию

По пп. 13.3 (1-7) - не реже 1 раз в год; по п. 13.3.8 - 1 раз в 5 лет

15. Разрядное устройство

1 раз в год

По результатам испытаний

1разв год

16. Сокращенный анализ изоляционного трансформаторного масла из: трансформаторов до 630 кВА; трансформаторов 630 кВ А и более, работающих:

 

 

не производится

без термосифонных фильтров;

 

 

1 разв 2 года

с термосифонными фильтрами;

 

 

1 раз в 5 лет

баков контакторов устройств РПЦ

 

 

после определенного количества переключении в соответствии с инструкцией завода-изготовителя, но не реже 1 раза в год

маслонаполненных вводов, измерительных трансформаторов до 20 кВ;

 

 

1 раз в 3 года масло заменяется по результатам практических испытаний трансформатора, но не реже 1 раза в 6 лет

измерительных трансформаторов 35 кВ и выше;

 

 

1 раз в 3 года

малообъемных масляных выключателей,

 

 

смена масла при ремонтах

многообьемньк масляныхвыключа-телей,

 

 

1 раз в 3 года

оборудования, находящегося в резерве

 

 

1 раз в год

Приложение 3

к Инструкции от 30.06.92 г. № ЦЭ/39

ВИДЫ, ОБЪЕМЫ И ПЕРИОДИЧНОСТЬ РАБОТ ПРИ ТЕХНИЧЕСКОМ ОБСЛУЖИВАНИИ УСТРОЙСТВ РЗА

П. 3.1. Новое включение.

П. 3.1.1. Подготовительные работы:

подготовка исполнительных, принципиальных и монтажных схем, заводской документации на реле и оборудование, утвержденных инструкций, карт уставок защит и автоматики, протоколов наладки;

подготовка испытательных устройств, измерительных приборов, соединительных проводов, запасных частей и инструментов;

отсоединение всех цепей связи на контактных зажимах (клеммниках) проверяемого узла (панели).

П. 3.1.2. Внешний осмотр. При осмотре проверяют:

выполнение требований ПУЭ, ПТЭ и других нормативных материалов, а также соответствие проекту установленной аппаратуры и контрольных кабелей;

надежность крепления и правильность установки панели, аппаратуры на панели;

правильность выполнения концевых разделок контрольных кабелей, заземлений цепей вторичных соединений;

состояние монтажа проводов и кабелей, контактных соединений, уплотнений дверок шкафов, вторичных выводов измерительных трансформаторов и др.;

отсутствие механических повреждений аппаратуры;

качество окраски панелей, шкафов и других элементов устройств;

состояние электромагнитов управления и блок-контактов разъединителей, выключателей, автоматов и другой коммутационной аппаратуры;

наличие и правильность надписей на панелях и аппаратуре, маркировки кабелей, жил кабелей, проводов.

П. 3.1.3. Проверка соответствия проекту смонтированных устройств ведется путем сравнения фактического исполнения соединений между элементами на панелях устройств РЗА, управления, сигнализации и всех цепей связи между проверяемым и другими устройствами РЗА, управления, сигнализации.

П. 3.1.4. Внутренний осмотр, чистка и проверка механической части аппаратуры (реле, контакторов пускателей, пакетников, переключателей кнопок, накладок, элементов сигнализации). При этом проверяют:

уплотнения кожухов и целостность стекол;

наличие и целостность деталей, правильность их установки и надежность крепления;

наличие пыли и посторонних предметов;

надежность контактных соединений и паек (которые можно проверить без разборки);

затяжку болтов, стягивающих сердечники трансформаторов, дросселей и др.;

состояние изоляции соединительных проводов и обмоток аппаратуры;

состояние контактных поверхностей, ход, нажим, регулировку контактов;

механические характеристики аппаратуры (люфты, зазоры, провалы, прогибы, четкость хода часовых механизмов).

П. 3.1.5. Проверка сопротивления изоляции.

Указанная проверка является предварительной и состоит из измерения сопротивления изоляции отдельных узлов устройств РЗА (трансформаторов тока и напряжения, приводов коммутационных аппаратов, контрольных кабелей, панелей защит и т.д.).

Измерение производится мегаомметром на 1000 или 2500 В:

П. 3.1.5.1. относительно земли;

П. 3.1.5.2. между отдельными группами электрически не связанных цепей (тока, напряжения, оперативного тока, сигнализации);

П. 3.1.5.3. между фазами в токовых цепях, где имеются реле или устройства с двумя и более первичными обмотками;

П. 3.1.5.4. между жилами кабеля от газового реле трансформатора;

П. 3.1.5.5. между жилами кабеля от трансформаторов напряжений до автоматов или предохранителей.

Примечание. Элементы, не рассчитанные на испытательное напряжение 1000 В между электрически не связанными цепями (например, магнитоэлектрические и поляризованные реле; цепи, содержащие микроэлектронные элементы), при измерении сопротивления изоляции по п. 3.1.5.2 исключаются из схемы. Для измерения сопротивления изоляции этих цепей следует использовать мегаомметр на 500 В.

П. 3.1.6. Проверка электрических характеристик.

Проверку электрических характеристик элементов устройств РЗА (аппаратуры, трансформаторов тока и напряжения) производят в соответствии с инструкциями по обслуживанию конкретных типов аппаратуры от испытательных устройств.

После окончания проверки осуществляют сборку всех цепей, связывающих проверяемое устройство с другими, путем подключения жил кабелей к рядам зажимов панелей, шкафов и др., за исключением цепей связи с другими устройствами, находящимися в работе.

П. 3.1.7. Измерение и испытание изоляции устройств в полной схеме производят при закрытых кожухах, крышках, дверцах и др.

До и после испытания электрической прочности изоляции производится измерение сопротивления изоляции мегаомметром относительно земли каждой из групп электрически не связанных цепей вторичных соединений. Испытание электрической прочности изоляции осуществляется напряжением 1000 В переменного тока в течение 1 мин.

П. 3.1.8. Проверка взаимодействия элементов устройства.

При напряжении оперативного тока, равном 0,8 номинального значения, проверяют правильность взаимодействия реле защиты, электроавтоматики, управления и сигнализации. Проверку взаимодействия реле производят в соответствии с принципиальной схемой при срабатывании или возврате (от руки).

Особое внимание при проверке обращают на:

отсутствие обходных цепей;

правильность работы устройства при различных положениях накладок, переключателей, испытательных блоков, рубильников и др.;

наличие на рядах зажимов проверяемого устройства сигналов, предназначенных для воздействия на другие устройства, находящиеся в работе.

П. 3.1.9. Выставление уставок устройства.

Проверка производится при номинальном напряжении оперативного тока при подаче на устройство параметров аварийного режима от постороннего источника и полностью собранных цепях устройства при закрытых кожухах реле (необходимо предусмотреть надежное размыкание выходных цепей на срабатывание коммутационного оборудования).

Измеряют полное время действия каждой из ступеней устройства и проверяют правильность действия сигнализации.

Ток и напряжение, соответствующие аварийному режиму, подаются на все ступени и фазы (или все комбинации фаз) проверяемого устройства и должны соответствовать ниже приведенным:

1) для защит максимального действия - 0,9 и 1,1 уставки срабатывания для контроля несрабатывания защиты в первом и срабатывания во втором случаях; для контроля времени действия - ток или напряжение, равные 1,3 уставки срабатывания;

для защит с зависимой характеристикой проверяют две-три точки характеристики; для токовых направленных защит подается номинальное напряжение с фазой, обеспечивающей срабатывание реле направления мощности;

для дифференциальных защит ток подается поочередно в каждое из плеч защиты;

2) для защит минимального действия - 1,1 и 0,9 уставки срабатывания для контроля несрабатывания защиты в первом и срабатывания во втором случаях; для контроля времени действия - ток или напряжение, равные 0,8 уставки срабатывания.

Для дистанционных защит временную характеристику снимают для сопротивлений, равных 0; 0,5 Z1; 0,9 Z1; 1,1 Z1; 0,9 Z2; 1,1 Z2; 0,9 Z3; 1,1 Z3. Регулировка выдержки времени второй и третьей ступеней производится при сопротивлениях, равных соответственно 1,1 Z1 и 1,1 Z2. Выдержку времени в первой ступени регулируют (при необходимости) при сопротивлении 0,5 Z1.

Проверяется правильность поведения устройств при имитации всех возможных видов к. з. в зоне и вне зоны действия устройств.

П. 3.1.10. Проверка взаимодействия проверяемого устройства с другими включенными в работу устройствами защиты, электроавтоматики, управления, сигнализации и действия устройства на коммутационное оборудование.

Проверка взаимодействия проверяемого устройства с другими производится при номинальном напряжении оперативного тока.

П. 3.1.11. Проверка работы всех цепей (схемы) присоединения при заданных уставках.

Проверка осуществляется прогрузкой первичным током от нагрузочных трансформаторов.

П. 3.1.12. Подготовка устройств релейной защиты, электроавтоматики, управления и сигнализации к включению содержит:

повторный осмотр реле, режим которых изменялся при проверке рабочим током и напряжением;

проверку положения флажков указательных реле, испытательных блоков и других оперативных устройств, а также перемычек на рядах зажимов;

инструктаж оперативного персонала по вводимым в работу устройствам и особенностям их эксплуатации, сдачи этих устройств и инструкций по обслуживанию оперативному персоналу;

запись в журнале релейной зашиты о результатах проверки, состоянии проверенных устройств и о готовности включения их в работу. Оформление паспортов-протоколов устройства.

П. 3.2. Первый профилактический контроль.

П. 3.2.1. Внешний осмотр.

При осмотре проверяют:

надежность крепления панели, аппаратуры на панели;

отсутствие механических повреждений аппаратуры, состояние изоляции выводов реле и другой аппаратуры;

отсутствие пыли и грязи на кожухах аппаратуры и рядах зажимов;

состояние монтажа проводов и кабелей, уплотнений дверок шкафов и кожухов на вторичной стороне трансформаторов тока и напряжения, заземления цепей вторичных соединений;

надежность паек и контактных соединений на клеммных сборках, испытательных блоках, резисторах, конденсаторах, диодах и др.;

состояние электромагнитов управления, блок-контактов разъединителей, выключателей, автоматов и другой коммутационной аппаратуры;

наличие и правильность надписей на панелях и аппаратуре, наличие маркировки кабелей, жил кабелей и проводов.

П. 3.2.2. Измерение и испытание изоляции производится в соответствии с п. П. 3.1.7.

При первом профилактическом контроле допускается испытывать изоляцию относительно земли мегаомметром на 2500 В вместо испытания напряжением 1000 В переменного тока.

П. 3.2.3. Предварительную проверку заданных уставок производят (при закрытых кожухах реле) с целью определения работоспособности элементов и отклонения параметров срабатываний от заданных.

Если при проверке уставок параметры срабатывания выходят за допустимые пределы, производятся тщательный анализ причин отклонения и, при необходимости, частичная или полная разборка, восстановление или замена неисправной аппаратуры, ее частей.

П. 3.2.4. При проведении восстановительных работ выполняют:

проверку электрических характеристик в соответствии с п. П. 3.1.6;

проверку взаимодействия проверяемого устройства с другими устройствами защиты, электроавтоматики, управления и сигнализации и действия устройства на коммутационную аппаратуру в соответствии с п. П. 3.1.10.

П. 3.2.5. Проверка рабочим током и напряжением производится в соответствии с п. П. 3.1.11.

П. 3.2.6. Подготовка устройств релейной защиты, электроавтоматики, управления и сигнализации к включению предусматривает:

повторный осмотр реле, режим которых изменялся при проверке рабочим током и напряжением;

проверку положения флажков указательных реле, испытательных блоков, рубильников, кнопок, сигнальных ламп и других оперативных элементов, а также перемычек на рядах зажимов;

запись в журнале релейной защиты о результатах проверки, состоянии проверенных устройств и о возможности включения их в работу.

П. 3.3. Профилактический контроль.

При профилактическом контроле выполняют:

внешний осмотр с чисткой от пыли аппаратуры и монтажа с проверкой состояния аппаратуры и монтажа, проверкой внутренних элементов аппаратуры через смотровые стекла, проверкой выходных реле при снятых кожухах;

измерение сопротивления изоляции.

Производится измерение сопротивления изоляции каждой из групп электрически не связанных цепей вторичных соединений относительно земли мегаомметром на 1000 В;

проверку срабатывания защит на отключение коммутационного оборудования при заданных уставках (первичным током от нагрузочных приспособлений):

Таблица ПЗ

Периодичность проведения технического обслуживания устройств РЗА

Устройства РЗА

Цикл ТО

Количество лет эксплуатации

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

Устройства РЗА присоединений подстанции 6-220 кВ

3

Н

К1

К,

ЧВ

К, ЧВ

В

К, ЧВ

К,

ЧВ

В

К,

ЧВ

К,

ЧВ

В и т.д.

Максимальные, минимальные и независимые расцепители автоматов всех типов, пускатели устройства РЗА в цепях напряжением до 1000 В

3

Н

К1

К,

ЧВ

К, ЧВ

В

К, ЧВ

К,

ЧВ

В

К,

ЧВ

К,

ЧВ

В и т.д.

В помещениях:

I категории

6

Н

К1

К,

ЧВ

К, ЧВ

К, ЧВ

К, ЧВ

К,

ЧВ

В

К,

ЧВ

К,

ЧВ

К,

ЧВ

К,

ЧВ

К,

ЧВ

В

II категории

3

Н

К1

К,

ЧВ

К, ЧВ

В

К, ЧВ

К,

ЧВ

В

К,

ЧВ

К,

ЧВ

В

 

Примечания:

1. Условные обозначения: Н - проверка при новом включении; К1 - первый профилактический контроль; К - профилактический контроль; В - профилактическое восстановление; ЧВ - частичное профилактическое восстановление.

2. К помещениям I категории относятся сухие отапливаемые помещения с наличием незначительной вибрации и запыленности (главные распределительные щиты, релейные щиты).

II категория помещений характеризуется большим диапазоном колебаний температуры окружающего воздуха, незначительной вибрацией, возможностью существенного запыления (панели распределительных устройств собственных нужд, комплектные распределительные устройства).

 

подготовку устройства к включению. При этом проверяют положение указательных реле, испытательных блоков, накладок, рубильников, кнопок, сигнальных ламп и других оперативных элементов; делают записи в журнал релейной защиты о результатах проверки, о состоянии проверенных устройств и возможности включения их в работу.

П. 3.4. Профилактическое восстановление.

При профилактическом восстановлении выполняют:

внешний осмотр в соответствии с п. П. 3.2.1. Обращают внимание также на состояние концевых разделок кабелей вторичных цепей, на состояние покраски панелей, шкафов;

чистку аппаратуры;

внутренний осмотр и проверку механической части аппаратуры;

проверку электрических характеристик аппаратуры и измерительных трансформаторов в соответствии с п. П. 3.1.6;

проверку сопротивления и испытание изоляции в соответствии с пп. П 3.1.5 и П. 3.1.7. Допускается испытание изоляции выполнять мегаомметром на 2500 В;

проверку устройства рабочим током и напряжением в соответствии с п. П. 3.1.11;

проверку устройства к включению в соответствии с п. П. 3.2.6.

П. 3.5. Частичное профилактическое восстановление.

Приложение 4

к Инструкции от 30.06.92 г. № ЦЭ/39

Нормы комплектования электроустановок средствами защиты

№ п/п

Средство защиты

Количество

Периодические испытания

Тяговые подстанции

1

Изолирующая штанга (оперативная или универсальная)

2 шт. на каждое напряжение

1 раз в год

2

Указатели напряжения

Тоже

1 раз в год

3

Изолирующие клещи

По 1 шт. на напряжение до 1 кВ, 10, 35 кВ при наличии предохранителей

1 раз в год

4

Диэлектрические перчатки

Не менее 2 пар

1 раз в б мес.

5

Диэлектрические боты

2 пары

1 раз в 3 года

6

Переносные заземления

Не менее 2 шт. на каждое напряжение

Осмотр 1 раз в 3 мес.

7

Временные ограждения

Не менее 2 шт.

 

8

Переносные плакаты и знаки безопасности

По местным условиям

 

9

Защитные очки

2 шт.

 

10

Изолирующие подставки или диэлектрические ковры

По местным условиям

Осмотр 1 раз в 3 года

11

Слесарно-монтажный инструмент с изолирующими рукоятками

1 комплект

1 раз в год

12

Предохранительные монтерские пояса

2 шт.

1 раз в год

Посты секционирования, пункты параллельного соединения, автотрансформаторные пункты питания, передвижные подстанции, установки компенсации

1

Изолирующие штанги

1 шт.

1 раз в год

2

Указатель напряжения

По 1 шт. на каждое напряжение

1 раз в год

3

Переносное заземление

Не менее 4 шт.

 

4

Диэлектрические перчатки

2 пары

1 раз в 6 мес.

5

Диэлектрические боты

1 пара

1 раз в 3 года

6

Переносные плакаты и знаки безопасности

По местным условиям

 

 

Частичное профилактическое восстановление отдельных элементов РЗА производят по мере необходимости по результатам проведения профилактического контроля в объеме профилактического восстановления.

П. 3.6. Внеочередные и послеаварийные проверки выполняют в объеме профилактического восстановления или проверки при новом включении в зависимости от размеров необходимых изменений, повреждений, неисправностей.

Приложение 5

к Инструкции от 30.06.92 г. № ЦЭ/39

МЕТОДИКА ПРИМЕНЕНИЯ ТЕРМОИНДИКАТОРНЫХ КРАСОК ДЛЯ КОНТРОЛЯ ТЕПЛОВОГО СОСТОЯНИЯ ВЕНТИЛЕЙ ВЫПРЯМИТЕЛЕЙ

Температура при помощи термоиндикаторных (ТИ) красок определяется по изменению цвета этой краски.

Для контроля температуры корпусов вентилей выпрямителей используется термоиндикаторная краска № 32 на 85-95 °С производства Рижского лакокрасочного завода, имеющая исходный розовый цвет. Применение ее возможно только для контроля вентилей выпрямителей, расположенных в помещении тяговой подстанции.

П. 5.1. Нанесение термоиндикаторных красок.

П. 5.1.1. ТИ-краски используют строго в соответствии с прилагаемой к ней инструкцией.

П. 5.1.2. Перед нанесением ТИ-краски с контролируемой поверхности удаляют пыль, а при жирной - обезжиривают бензином или уайт-спиритом.

П. 5.1.3. Перед употреблением краску тщательно размешивают деревянной палочкой. Использовать для ее разбавления какие-либо растворители недопустимо. Метки ТИ-краски наносят на остывшие вентили при помощи заостренной деревянной палочки или кисточки вдоль его корпуса. Наносить краску на стеклокерамический изолятор не следует.

П.5.1.4. Метки ТИ-краски могут быть удалены ацетоном, спиртом или механически.

П. 5.1.5. Выпрямитель может быть включен в работу только после полного высыхания краски, но не менее чем через 2 ч с момента ее нанесения.

П. 5.1.6. Примерный расход краски: одна баночка массой 130-150 г на выпрямитель.

П. 5.2. Контроль температуры выпрямителя.

П. 5.2.1. Через сутки после включения контролируемого выпрямителя в работу тщательно осматривают термоиндикаторные метки вентилей.

П. 5.2.2. В случае изменения цвета любой части метки ТИ-краски отдельных вентилей с исходного розового цвета на голубой следует проверить тепловое сопротивление этих вентилей и при необходимости заменить их.

На вновь поставленные вентили должны быть также нанесены ТИ-метки.

П. 5.2.3. Изменение цвета меток ТИ-краски многих вентилей указывает на нарушение температурного режима работы выпрямителя в целом. При этом следует проверить систему охлаждения (скорость воздушного потока) или разгрузить преобразователь за счет снижения токовых и временных уставок включения резерва.

П. 5.2.4. В первые три месяца работы осмотр меток производят ежемесячно, а в дальнейшем - по мере необходимости, совмещая с осмотрами в соответствии с положениями данной Инструкции.

П. 5.2.5. По истечении одного года ТИ-метки должны быть удалены и нанесены новые.

П. 5.3. Хранение термоиндикаторов.

П. 5.3.1. ТИ-краски содержат легко воспламеняющиеся растворители, поэтому они требуют осторожного обращения (см. прилагаемую к ним инструкцию).

П. 5.3.2. ТИ-краски должны храниться в герметически закрытой посуде в темном месте при температуре не выше 25° С.

Приложение 6

к Инструкции от 30.06.92 г. № ЦЭ/39

ПОРЯДОК ВКЛЮЧЕНИЯ И ОТКЛЮЧЕНИЯ ДИЗЕЛЬ-ГЕНЕРАТОРА (ДГ)

П. 6.1. Включение ДГ.

П. 6.1.1. Убедиться в легкости поворачивания коленчатого вала.

П. 6.1.2. Подготовить топливную систему к выпуску воздуха и выпустить его с помощью насоса ручной или автоматической прокачки.

П. 6.1.3. Поставить рукоятку включения топливного насоса в рабочее положение.

П. 6.1.4. Убедиться в наличии масла в поддоне дизеля, ванне турбонагнетателя, кратере регулятора и топливного насоса, ванне реверсивно-редукторной передачи, корпусе воздухоочистителя, а также воды в расширительном бачке или радиаторе и топлива в расходном баке.

П. 6.1.5. Установить исправность систем зажигания и подогрева.

П. 6.1.6. Осмотреть и убедиться в готовности ДГ к включению и приему нагрузки.

П. 6.1.7. Пустить ДГ. Для этого включить цепи аккумуляторной батареи, нажать кнопку "Прокачка" и удерживать ее до тех пор, пока давление в системе смазки не достигнет 98 кПа (1,0 кгс/см2). Не отпуская кнопки "Прокачка" включить "Стартер" на время пуска дизеля. Если в течение 12 с дизель не заработает, то спустя 60 с повторить процедуру пуска. При затруднительном пуске ДГ найти причину и устранить. Во время поиска неисправности обратить особое внимание на работу воздухоподогревателя и топливного насоса.

П. 6.1.8. После пуска на дизель-генераторе устанавливается номинальная частота вращения коленчатого вала. Если аккумуляторная батарея не переходит в режим подзаряда от ДГ, то она отключается.

П. 6.1.9. У заработавшего ДГ контролируется:

уровень масла в поддоне дизеля и его давление, которое должно быть не менее 196 кПа (2 кгс/см2).

давление и температура воды в контуре охлаждения, которые соответственно должны быть не менее 9,8 кПа (ОД кгс/см2) и 30° С.

П. 6.1.10. Нагружаться ДГ должен при достижении температуры масла и охлаждающей жидкости не менее +35° С и давлении масла не ниже 245 кПа (2,5 кгс/см2). Номинальная нагрузка допускается при температуре охлаждающей жидкости не менее +40° С. С ростом температуры до +80° С включается вентилятор. При этом подогреватель должен быть отключен. Если температура после включения вентилятора не снижается, то необходимо снизить нагрузку и приступить к выяснению причин перегрева.

П. 6.2. Отключение ДГ.

П. 6.2.1. Уменьшить, а затем снять нагрузку.

П. 6.2.2. Снизить частоту вращения коленчатого вала до величины, регламентированной заводской инструкцией, например, 1200 об/мин.

П. 6.2.3. Сохранить холостой ход дизеля до тех пор, пока температура масла и охлаждающей жидкости не снизится до +70° С. Этот режим не должен продолжаться более 30 мин.

П. 6.2.4. Остановить дизель. Для этого прекратить подачу топлива.

П. 6.2.5. Убедиться в продолжении работы центрифуги дизеля.

При длительной остановке ДГ закрыть кран на трубопроводе подвода топлива, осмотреть и протереть агрегат.

Экстренная (аварийная) остановка ДГ должна производиться при появлении не свойственных агрегату шумов и стуков, падении давления масла ниже 110 кПа (1,5 кгс/см2), повышении температуры масла и охлаждающей жидкости выше 105° С, увеличении частоты вращения коленчатого вала свыше допустимого (например, 1750 об/мин) и других случаях, ведущих к аварии.

Приложение 7

к Инструкции от 30.06.92 г. № ЦЭ/39

Нормы обеспечения противопожарным оборудованием объектов тягового электроснабжения

Наименование производственных помещений, сооружений и установок

Наименование и необходимое количество средств пожаротушения

Огнетушители

Ящики с песком и лопаткой 0,5 м2

Войлок, кошма

ОХП-10

ОУ-2

ОУ-5

ОУ-1 м (ОУ25)

УП-2 м (ОУ-80)

1

2

3

4

5

6

7

8

Помещения тяговых подстанций: распределительные устройства (75 м2);

1

-

1

1

-

1

1

пульты управления (35 м2);

1

-

11

1

-

-

1

трансформаторные помещения (100 м2);

1

-

11

-

-

1

-

выпрямительные устройства (50 м2);

1

-

11

-

-

-

-

мастерские по ремонту трансформаторов (100 м2);

1

-

-

-

-

1

1

базы масляного хозяйства (100 м2)

2

-

-

-

-

1

1

Открытые распределительные устройства подстанции:

 

 

 

 

 

 

 

площадки электрической аппаратуры с

22

-

-

-

-

3

1

общей массой масла до 5 т;

 

-

-

-

 

 

 

площадки электрической аппаратуры с общей массой масла:

 

 

 

 

 

 

 

5-25т

32

-

-

-

2

3

1

25-50т

42

-

-

-

3

4

1

50-100т

42

-

-

-

3

5

2

свыше 100 т

42

-

-

-

4

6

2

Аккумуляторные (50 м2)

1

-

1

-

-

-

-

Лаборатории по анализу горючих жидкостей и химических веществ, 50 м2

1

-

1

-

-

-

1

Бытовые помещения (раздевалки, гардеробные и др.), 100 м2

1

-

-

-

-

-

-

 

Передвижная тяговая подстанция постоянного тока

2

 

63

-

-

-

-

Передвижная база масляного хозяйства

6

 

1

-

-

1

1

Передвижная электротехническая лаборатория

2

 

 

-

-

-

-

Передвижная тяговая подстанция переменного тока

-

 

63

-

-

-

-

Передвижная установка компенсации реактивной мощности

-

 

6

-

-

-

-

Вагон по наладке устройств релейной защиты, автоматики и телемеханики

1

 

13

-

-

-

-

Примечания:

1. На тяговых подстанциях углекислые огнетушители ОУ-5 устанавливают во всех помещениях, имеющих электрические устройства или установки высокого напряжения.

2. Указанное количество огнетушителей для открытых электроподстанций предусмотрено на группу аппаратов, наполненных маслом. Независимо от этого каждый аппарат обеспечивается отдельным огнетушителем.

3. В случае отсутствия углекислых огнетушителей ОУ-5 количество огнетушителей ОУ-2 должно быть увеличено в два раза по отношению к указанному.

 

 >>>  ПОИСК ДОКУМЕНТОВ  

    Вотчина Фото: двухэтажный дом из бруса 7х9 117 4 1 Двухэтажный дом из бруса 7х9

    П-37 Фото: брусовой дом 6х8 98 3 1 Брусовой дом 6х8

    10.7 К Фото: дом из сухого профиля со вторым светом и двумя террасами 216.2 3 2 Дом из сухого профиля со вторым светом и двумя террасами

    Зенит Фото: дом 6 на 6 с крыльцом и мансардой 58 1 Дом 6 на 6 с крыльцом и мансардой

    Изысканный Фото: дом из бруса 10 × 10 165 3 2 Дом из бруса 10 × 10


 Рейтинг@Mail.ru   По вопросам работы сайта и сотрудничества обращайтесь к администратору adm@stroyplan.ru.
При использовании материалов портала - ccылка, доступная для индексации, на сайт обязательна.
© 2006-2016 "СТРОЙПЛАН"
    Все права защищены.