ИНСТРУКЦИЯ ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ ОБСЛУЖИВАНИЮ И РЕМОНТУ
ОБОРУДОВАНИЯ ТЯГОВЫХ ПОДСТАНЦИЙ ЭЛЕКТРИФИЦИРОВАННЫХ
ЖЕЛЕЗНЫХ ДОРОГ
ИНСТРУКЦИЯ
МИНИСТЕРСТВО ПУТЕЙ СООБЩЕНИЯ РФ
14 марта 2003 г.
N ЦЭ-936
(Д)
УТВЕРЖДАЮ
Заместитель Министра
путей сообщения
Российской Федерации
А.В.ХРАПАТЫЙ
14 марта 2003 г. N ЦЭ-936
I. Общие положения
1.1. Настоящая Инструкция устанавливает порядок выполнения работ
по техническому обслуживанию и ремонту оборудования и аппаратуры,
используемых в устройствах тягового электроснабжения
электрифицированных железных дорог, и распространяется на действующие
стационарные, передвижные и резервные электроустановки с первичным
питающим напряжением до 220 кВ включительно.
Настоящая Инструкция устанавливает виды, объемы, нормы,
периодичность технического обслуживания (ТО) и ремонта оборудования
электроустановок.
При отсутствии в настоящей Инструкции требований о периодичности
и объемах ТО или норм на испытания электрооборудования следует
руководствоваться указаниями завода-изготовителя, а по окончании
гарантийного срока эксплуатации электрооборудования - письменными
распоряжениями ответственного за электрохозяйство дистанции
электроснабжения железной дороги.
1.2. Лица, ответственные за эксплуатацию электроустановки,
границы обслуживания и ответственности между персоналом тяговой
подстанции (ЭЧЭ), ремонтно-ревизионного участка (РРУ), района
контактной сети (ЭЧК), района электроснабжения (ЭЧС) при эксплуатации
электроустановок устанавливаются и утверждаются начальником дистанции
электроснабжения железной дороги. Обязанности лиц, ответственных за
электрохозяйство, устанавливаются должностными инструкциями, которые
должны соответствовать положениям Правил эксплуатации электроустановок
потребителей, утвержденных Главгосэнергонадзором России 31 марта 1992
года.
1.3. На каждой электроустановке должна быть техническая
документация, предусмотренная положениями главы 1.8 Правил
эксплуатации электроустановок потребителей.
1.4. Оперативное техническое обслуживание тяговых подстанций
осуществляется в соответствии с Инструкцией по оперативному
обслуживанию тяговых подстанций электрифицированных железных дорог,
утвержденной МПС СССР 18 ноября 1991 г. N ЦЭ-4874.
Порядок оперативного технического обслуживания тяговых подстанций
без дежурного персонала, линейных устройств, постов секционирования
(ПС), пунктов параллельного соединения (ППС), автотрансформаторных
пунктов питания (АТП), пунктов подготовки к рейсу пассажирских поездов
(ППП), передвижных установок устанавливается локальными инструкциями
дистанций электроснабжения железных дорог, утверждаемыми начальником
дистанции электроснабжения железной дороги.
1.5. При техническом обслуживании тяговых подстанций без
дежурного персонала основными методами контроля технического состояния
электроустановки являются осмотры и опробование коммутационной
аппаратуры и резервного оборудования, периодичность которых
устанавливается начальником службы электроснабжения железной дороги.
1.6. Каждая электроустановка должна быть укомплектована
противопожарным оборудованием и средствами защиты, необходимыми
приспособлениями для безопасного выполнения работ и средствами для
оказания первой доврачебной медицинской помощи. Перечень защитных
средств для каждой электроустановки установлен Инструкцией по технике
безопасности при эксплуатации тяговых подстанций и пунктов
электропитания и секционирования электрифицированных железных дорог,
утвержденной МПС России 17 октября 1996 г. N ЦЭ-402.
1.7. Распределительные устройства напряжением выше 1000 В должны
быть оборудованы:
блокировкой от ошибочных действий персонала при операциях с
разъединителями, отделителями, заземляющими ножами, выкатными
тележками комплектных распределительных устройств (РУ);
блокировкой ограждений, лестниц, дверей от несанкционированного
доступа персонала к токоведущим частям, находящимся под напряжением.
Электромагнитные блокировочные устройства должны быть постоянно
опломбированы.
1.8. Электромагнитные и механические блокировки должны быть
приняты в эксплуатацию комиссией дистанции электроснабжения железной
дороги под председательством главного инженера дистанции
электроснабжения железной дороги и ежегодно проверяться при проведении
технической ревизии. Порядок действий оперативного персонала при
неисправностях электромагнитных блокировок предусмотрен Инструкцией по
технике безопасности при эксплуатации тяговых подстанций и пунктов
электропитания и секционирования электрифицированных железных дорог и
Инструкцией по оперативному обслуживанию тяговых подстанций
электрифицированных железных дорог, а механических блокировок -
локальными инструкциями.
1.9. Здания тяговых подстанций и закрытых распределительных
устройств должны быть оборудованы противопожарной и охранной
сигнализацией.
1.10. Эксплуатация фундаментов, опор, металлоконструкций,
прожекторных мачт на тяговых подстанциях и линейных электроустановках
осуществляется в порядке, установленном МПС России.
1.11. Приемка в эксплуатацию электроустановок осуществляется в
соответствии с требованиями главы 1.3 Правил эксплуатации
электроустановок потребителей и Правил устройства электроустановок.
1.12. При эксплуатации тягового электроснабжения должны
приниматься меры для предупреждения или ограничения прямого или
косвенного воздействия на окружающую среду выбросов загрязняющих
веществ в окружающую атмосферу и сбросов сточных вод,
трансформаторного масла в водные объекты, снижения звукового давления.
1.13. Техническое обслуживание и виды ремонта электроустановок.
1.13.1. Настоящая Инструкция регламентирует следующие виды
технического обслуживания и ремонта:
осмотр;
ремонт по техническому состоянию;
текущий ремонт;
межремонтные испытания;
капитальный ремонт.
ТО устройств релейной защиты, автоматики и телемеханики
осуществляется в соответствии с разделами 7 и 8 настоящей Инструкции.
1.13.2. Для каждой электроустановки должен быть составлен годовой
график планово-предупредительного ремонта (ППР), утверждаемый
ответственным за электрохозяйство дистанции электроснабжения железной
дороги, с указанием всех работ независимо от исполнителя,
предусматривающий все необходимые виды ТО и текущего ремонта (ТР), в
соответствии с требованиями нормативно-технической документации.
На основании этого графика ответственные за электрохозяйство
подразделений дистанции электроснабжения железной дороги составляют
месячные планы работ и утверждают их у начальника дистанции
электроснабжения железной дороги или его заместителя.
1.13.3. Изменение периодичности ТО и ТР, установленной настоящей
Инструкцией, ответственный за электрохозяйство дистанции
электроснабжения может провести по согласованию со службой
электроснабжения железной дороги при соответствующем техническом
обосновании и при:
отсутствии отрицательной динамики результатов испытаний,
измерений, в сравнении с предыдущими результатами испытаний, измерений
после капитального ремонта;
для тяговых подстанций слабозагруженных участков, небольшом
ежемесячном количестве отключений выключателей, отсутствием
загрязнения;
учете срока эксплуатации и состояния оборудования, в том числе
после капитального ремонта.
1.13.4. Результаты всех работ по ТО и ТР оформляются протоколами,
в которых должны быть отражены все результаты измерений и испытаний,
предусмотренные настоящей Инструкцией и нормами испытания
электрооборудования и аппаратов электроустановок потребителей,
приведенными в приложении 1 к Правилам эксплуатации электроустановок
потребителей.
1.13.5. При неудовлетворительных результатах испытаний, измерений
ответственный за электрохозяйство подразделения дистанции
электроснабжения или ответственный за электрохозяйство дистанции
электроснабжения устанавливает исполнителей и сроки выполнения ремонта
неисправного оборудования.
1.13.6. Осмотры без отключения электроустановок планируются в
составе ППР как самостоятельная составная часть ТО. Результаты осмотра
записываются в книгу осмотров и неисправностей.
Сроки устранения замечаний устанавливаются ответственным за
электрохозяйство подразделения дистанции электроснабжения железной
дороги с учетом сроков ремонта оборудования.
1.13.7. Ремонт оборудования по техническому состоянию выполняется
в случае выявленных при осмотрах неисправностей, угрожающих нормальной
работе оборудования, после отказов в работе оборудования и устройств
релейной защиты и автоматики (РЗА), повреждениях оборудования
аварийными токами, атмосферными и коммутационными воздействиями, а
также при выработке установленного механического и коммутационного
ресурса.
1.13.8. ТР путем чистки, проверки, замены или ремонта
быстроизнашиваемых частей обеспечивает поддержание оборудования в
работоспособном состоянии в период до очередного планового ремонта.
1.13.9. Межремонтные испытания выявляют скрытые дефекты
оборудования в период между двумя капитальными ремонтами.
1.13.10. Основное электрооборудование, прошедшее капитальный
ремонт, подлежит испытаниям под нагрузкой в течение 24 часов. При
обнаружении дефектов капитальный ремонт не считается законченным до их
устранения и вторичной проверки под нагрузкой также в течение 24
часов.
1.13.11. Изменения в схемах первичной и вторичной коммутации
понизительных и тяговых трансформаторов, фидеров контактной сети
постоянного и переменного тока допускаются только с разрешения
начальника службы электроснабжения железной дороги, на остальных
присоединениях - с разрешения начальника дистанции электроснабжения
или ответственного за электрохозяйство дистанции электроснабжения
железной дороги.
1.14. Изменения однолинейных схем, сделанные при ремонтах и
модернизации оборудования, заносятся в паспорт тяговой подстанции.
Изменения, внесенные в схемы вторичной коммутации релейной защиты,
управления и автоматики, отражаются во всех экземплярах принципиальных
и монтажных схем, при этом делается запись в журнале релейной защиты
подстанции и информируется начальник и обслуживающий персонал
подстанции.
1.15. При повреждении или отказах в работе оборудования
проводится расследование с составлением акта о повреждении на тяговой
подстанции. Лицо, ответственное за эксплуатацию электроустановки
подразделения дистанции электроснабжения железной дороги, в
трехдневный срок составляет акт повреждения и передает его в дистанцию
электроснабжения. После разбора обстоятельств повреждения, анализа
правильности работы устройств РЗА, автоматики, действий оперативного
персонала, определения виновных лиц, разработки мер по недопущению
подобных повреждений материалы вместе с актом направляют в службу
электроснабжения железной дороги.
Классификация повреждений проводится в порядке, установленном МПС
России.
1.16. ТО и ремонт оборудования, находящегося на консервации в
резерве, не введенного или выведенного из работы, проводится в объемах
и в сроки, установленные ответственным за электрохозяйство дистанции
электроснабжения.
1.17. Для коммутационного оборудования, устройств РЗА и
телемеханики ответственный за электрохозяйство дистанции
электроснабжения железной дороги устанавливает периодичность
опробования их работы с учетом отключений от защит или оперативных
переключений.
II. Выполнение работ по техническому обслуживанию
и ремонту электрических распределительных устройств
напряжением выше 1000 В
2.1. Распределительные устройства
При осмотрах распределительных устройств (РУ) и подстанций
проверяются:
соответствие собранной схемы нормально установленной для каждого
РУ;
состояние помещений РУ электроустановок, исправность окон и
дверей, отсутствие течей в кровле и междуэтажных перекрытиях, наличие
и исправность замков;
исправность отопления, вентиляции, освещения помещений РУ и сети
заземления электрооборудования;
состояние кабельных каналов;
состояние оборудования, ошиновки, контактных соединений,
кабельных муфт;
состояние изоляции (запыленность, наличие трещин, разрядов);
уровень, температура и давление масла, отсутствие течи в
аппаратах;
отсутствие течи в конденсаторах сглаживающих и компенсирующих
устройств;
наличие пломб у счетчиков и реле;
исправность системы общеподстанционной и охранной сигнализации;
наличие и состояние средств пожаротушения.
Осмотры РУ проводятся в сроки, установленные в Приложении N 1 к
настоящей Инструкции.
2.2. Сборные и соединительные шины
2.2.1. При осмотре сборных и соединительных шин проверяются:
общее состояние шин;
положение сигнализатора превышения температуры в контактных
соединениях.
2.2.2. Ремонт сборных и соединительных шин по техническому
состоянию проводится при обнаружении повреждений.
2.2.3. ТР сборных и соединительных шин проводится по мере
необходимости.
При ТР выполняются:
удаление пыли;
контроль затяжки болтов контактных соединений и в узлах
крепления;
проверка и восстановление термопленочных индикаторов;
устранение обнаруженных дефектов и неисправностей.
2.2.4. При межремонтных испытаниях сборных и соединительных шин
проводятся:
проверка нагрева болтовых контактных соединений сборных и
соединительных шин закрытых распределительных устройств;
измерение переходного сопротивления болтовых контактных
соединений.
2.2.5. Объем капитального ремонта сборных и соединительных шин
определяется состоянием объектов и результатами испытаний.
После капитального ремонта, кроме проверки нагрева и измерения
переходного сопротивления болтовых контактных соединений, выполняется
проверка качества выполнения болтовых, сварных и опрессованных
контактных соединений.
2.2.6. Проверка нагрева болтовых контактных соединений проводится
при наибольшем токе нагрузки с помощью стационарных или переносных
термоиндикаторов и средств инфракрасной техники.
2.2.7. Измерение переходного сопротивления болтовых контактных
соединений проводится у шин на ток 1000 А и более, за которыми не
установлен термоиндикаторный контроль, а также у контактных соединений
открытых РУ напряжением 35 кВ и выше. Сопротивление участка шин в
месте контактного соединения не должно превышать сопротивление участка
шин такой же длины и сечения более чем в 1,2 раза.
2.2.8. Контактные опрессованные соединения не должны иметь
трещин, несимметричного расположения стального стержня.
Швы сварных соединений жестких шин не должны иметь трещин,
прожогов, кратеров, непроваров длиной более 10% длины шва.
2.3. Подвесные и опорные изоляторы
2.3.1. При осмотрах подвесных и опорных изоляторов проверяется:
состояние изоляторов (наличие сколов, трещин, следов перекрытий,
разрядов).
2.3.2. Ремонт по техническому состоянию подвесных и опорных
изоляторов проводится при обнаружении повреждений.
2.3.3. ТР подвесных и опорных изоляторов проводится по мере
необходимости.
При ТР выполняются:
удаление пыли с поверхности изоляторов;
очистка загрязненных изоляторов;
проверка исправности узлов крепления;
проверка отсутствия сколов и трещин фарфора изоляторов;
состояние армировки изоляторов;
устранение мелких дефектов и неисправностей (восстановление
эмалевых покрытий, цементных швов).
2.3.4. При межремонтных испытаниях подвесных и опорных изоляторов
проводятся:
измерение сопротивления изоляции подвесных и опорных
многоэлементных изоляторов;
испытание повышенным напряжением промышленной частоты:
а) одноэлементных опорных изоляторов;
б) многоэлементных опорных изоляторов;
контроль многоэлементных изоляторов с помощью измерительной
штанги или других средств диагностики.
2.3.5. Объем капитального ремонта подвесных и опорных изоляторов
определяется состоянием объектов и результатами испытаний.
После капитального ремонта проводятся испытания согласно
подпункту 2.3.4 настоящей Инструкции.
2.3.6. Измерение сопротивления изоляции изоляторов проводится
мегомметром на напряжение 2500 В. Сопротивление каждого подвесного
изолятора или каждого элемента многоэлементного изолятора должно быть
не менее 300 МОм.
2.3.7. Испытание изоляторов мегомметром и с помощью измерительной
штанги должно проводиться при положительной температуре окружающего
воздуха.
2.3.8. Вновь устанавливаемые многоэлементные и подвесные
изоляторы должны испытываться повышенным напряжением 50 кВ,
прикладываемым к каждому элементу изолятора.
2.3.9. Испытания изоляторов повышенным напряжением промышленной
частоты проводятся в течение одной минуты.
2.3.10. Нормы испытательного напряжения промышленной частоты,
распределения напряжения на элементах многоэлементных опорных
изоляторов и изоляторах гирлянд приведены в таблицах 18, 19 и 20
приложения 1.1 к Правилам эксплуатации электроустановок потребителей.
2.4. Вводы и проходные изоляторы
2.4.1. При осмотре вводов и проходных изоляторов проверяется:
отсутствие механических повреждений;
отсутствие искрений и потрескиваний;
уровень и давление масла в маслонаполненных вводах;
отсутствие течей масла;
цвет индикаторного силикагеля.
2.4.2. Ремонт по техническому состоянию вводов и проходных
изоляторов проводится при обнаружении повреждений.
2.4.3. При ТР вводов и проходных изоляторов выполняются:
проверка состояния армировки;
очистка поверхности фарфора от пыли;
проверка уплотнений и отсутствие течей масла;
проверка контактных соединений;
проверка давления в герметичных вводах;
доливка трансформаторного масла;
проверка цвета силикагеля в воздухоосушителе;
устранение мелких дефектов и неисправностей.
2.4.4. При межремонтных испытаниях вводов и проходных изоляторов
проводятся:
измерение сопротивления изоляции;
измерение тангенса угла диэлектрических потерь tg дельта;
испытание повышенным напряжением промышленной частоты вводов и
проходных изоляторов до 35 кВ включительно;
испытание масла из маслонаполненных вводов.
2.4.5. Объем капитального ремонта вводов и проходных изоляторов
определяется состоянием объектов и результатами испытаний.
После капитального ремонта проводят испытания, указанные в
подпункте 2.4.4 настоящей Инструкции, а также проверка качества
уплотнений маслонаполненных вводов.
2.4.6. Измерение сопротивления изоляции проводится у
измерительной и последней обкладки вводов с бумажно-масляной изоляцией
относительно соединительной втулки мегомметром на напряжение 1000 -
2500 В, которое должно быть не менее 500 МОм.
2.4.7. Измерение тангенса угла диэлектрических потерь tg дельта
проводится у вводов и проходных изоляторов с основной бумажно-масляной
изоляцией.
Максимально допустимые tg дельта основной изоляции и изоляции
измерительных конденсаторов вводов и проходных изоляторов указаны в
таблице 21 приложения 1.1 к Правилам эксплуатации электроустановок
потребителей. Определение тангенса угла диэлектрических потерь вводов
измерения должно проводиться при напряжении 10 кВ между токоведущим
стержнем и измерительным выводом, а также при напряжении 2,5 кВ между
измерительным выводом и соединительной втулкой.
2.4.8. Для заливки трансформаторного масла во вводы, после их
ремонта, должно применяться масло с диэлектрической прочностью не
менее 50 кВ и тангенсом угла диэлектрических потерь не более 0,3% при
температуре 20 ЬС.
2.4.9. Проверка качества уплотнений проводится у маслонаполненных
изоляторов с бумажно-масляной изоляцией на напряжение 110 кВ и выше.
2.4.10. Дежурный персонал подстанции должен иметь графики
зависимости давления масла от температуры в герметичных вводах.
2.5. Разъединители, отделители, короткозамыкатели
2.5.1. При осмотрах разъединителей, короткозамыкателей и
отделителей проверяется состояние:
изоляторов;
контактов;
приводов;
поддерживающих конструкций;
заземлений.
2.5.2. Ремонт разъединителей, короткозамыкателей и отделителей по
техническому состоянию проводится при обнаружении повреждений.
2.5.3. При текущем ремонте разъединителей, короткозамыкателей и
отделителей выполняются:
чистка изоляторов;
проверка и подтяжка болтовых контактов;
смена изоляторов с нарушенной армировкой или трещинами;
чистка, шлифовка и смазка контактов;
чистка и смазка трущихся частей;
чистка привода и смазка трущихся частей;
устранение дефектов и неисправностей;
проверка работы электроподогрева приводов;
измерение сопротивления изоляции вторичных цепей, обмоток
включающих и отключающих катушек.
2.5.4. При межремонтных испытаниях разъединителей,
короткозамыкателей и отделителей контроль многоэлементных изоляторов
выполняется с помощью измерительной штанги или других средств
диагностики.
2.5.5. При капитальном ремонте разъединителей, короткозамыкателей
и отделителей проводится:
полная разборка всех узлов разъединителя, отделителя,
короткозамыкателя и их приводов;
очистка от старой смазки, промывка всех деталей и узлов;
осмотр изоляторов, восстановление цементных швов армировки;
смазка трущихся поверхностей разъединителей, отделителей,
короткозамыкателей и их приводов;
регулировка на одновременность включения трехполюсных
разъединителей и отделителей.
При капитальном ремонте разъединителей, короткозамыкателей и
отделителей проводятся испытания:
1) измерение сопротивления изоляции:
поводков и тяг, выполненных из органических материалов;
многоэлементных изоляторов;
вторичных цепей, обмоток включающих и отключающих катушек;
2) испытание повышенным напряжением промышленной частоты:
изоляции разъединителей, отделителей, короткозамыкателей;
изоляции вторичных цепей и обмоток включающих и отключающих
катушек;
3) контроль многоэлементных изоляторов с помощью штанги или
других средств диагностики;
4) измерение сопротивления постоянному току:
контактов;
обмоток включающих и отключающих катушек;
5) измерение усилия вытягивания ножа из неподвижного контакта
разъединителя или отделителя;
6) проверка работы разъединителя, короткозамыкателя или
отделителя, имеющего электрический и ручной привод;
7) определение времени движения подвижных частей
короткозамыкателей и отделителей.
2.5.6. Измерение сопротивления постоянному току контактов
проводится у разъединителей и отделителей на напряжение 35 кВ и выше,
а также у разъединителей на 600 А и более всех напряжений.
Сопротивление должно быть не более 150% от исходных (заводских)
данных или значений, приведенных в таблице 24 приложения 1.1 к
Правилам эксплуатации электроустановок потребителей.
Сопротивление обмоток включающих и отключающих катушек должно
соответствовать заводским данным.
2.5.7. Усилие вытягивания ножа из неподвижного контакта следует
проводить у разъединителей или отделителей, работающих при токах более
90% номинального значения, и должно соответствовать данным таблицы 25
приложения 1.1 к Правилам эксплуатации электроустановок потребителей.
2.5.8. Проверка работы разъединителя, короткозамыкателя и
отделителя, имеющего электрический привод, проводится путем 3 -
5-кратного включения и отключения при номинальном напряжении
оперативного тока.
Минимальное напряжение срабатывания катушек отключения привода
разъединителя, отделителя и катушек включения короткозамыкателя должно
быть не менее 35% номинального, а напряжение их надежной работы - не
более 65% номинального.
2.5.9. Время движения подвижных частей определяется у
короткозамыкателей при включении, отделителей - при отключении.
Время движения подвижных частей не должно отличаться от значений,
приведенных в таблице 26 приложения 1.1 к Правилам эксплуатации
электроустановок потребителей, более чем на +/- 10%.
2.5.10. Для опорно-стержневых изоляторов электрическое испытание
не обязательно.
2.6. Выключатели масляные, вакуумные, элегазовые
2.6.1. При осмотрах выключателей проверяются:
наличие элегаза течеискателем в помещениях элегазовых
распределительных устройств;
показания приборов контроля давления элегаза или целость мембран
у герметичных (неразборных) элегазовых выключателей;
внешнее состояние выключателя и его привода;
отсутствие загрязнений, видимых сколов, трещин и следов
перекрытия изоляции;
уровень и отсутствие течи масла;
исправность заземлений;
работа подогрева выключателя и привода в период низких
температур;
показания счетчика числа аварийных отключений.
2.6.2. Ремонт выключателей по техническому состоянию выполняется:
после отказа в работе;
при обнаружении течи масла из баков выключателя;
у маломасляных выключателей при обнаружении течи масла из трещин
или заделки фарфора;
при нарушении герметичности элегазовых выключателей;
после выработки механического или коммутационного ресурса
(таблицы 1, 2, 3, 4 настоящей Инструкции).
Объем работ и испытаний определяется характером неисправности или
повреждения.
Таблица 1
МЕХАНИЧЕСКИЙ РЕСУРС МАСЛЯНЫХ ВЫКЛЮЧАТЕЛЕЙ
------------------------------------------------------------------
| N | Тип выключателя | Количество циклов |
|п/п| | "включено-отключено" (ВО) |
|---|-------------------------|----------------------------------|
|1 |ВМТ-220, ВМТ-110 | 5300 |
|---|-------------------------|----------------------------------|
|2 |МКП-110 | 500 |
|---|-------------------------|----------------------------------|
|3 |ВМК и ВМУЭ 27,5; 35 | 2000 |
|---|-------------------------|----------------------------------|
|4 |ВМП-10 | 2500 |
|---|-------------------------|----------------------------------|
|5 |ВМГ-10, ВКЭ-10 | 2000 |
|---|-------------------------|----------------------------------|
|6 |ВМПЭ-10 | 500 |
------------------------------------------------------------------
Таблица 2
КОММУТАЦИОННЫЙ РЕСУРС МАСЛЯНЫХ ВЫКЛЮЧАТЕЛЕЙ
------------------------------------------------------------------
| N | Тип выключателя | Коммутируемый ток |Количество |
|п/п| | | операций |
|---|---------------------|--------------------------|-----------|
| 1 | 2 | 3 | 4 |
|---|---------------------|--------------------------|-----------|
|1 |У-220 |I = (0,6 - 1) Iо.ном |7 |
| | |I = (0,3 - 0,6) Iо.ном |13 |
| | |I = Iном |100 |
|---|---------------------|--------------------------|-----------|
|2 |ВМТ-220, ВМТ-110 |I = (0,6 - 1) Iо.ном |8 |
| | |I = (0,3 - 0,6) Iо.ном |18 |
| | |I = Iном |400 |
|---|---------------------|--------------------------|-----------|
|3 |МКП-110 |I = (0,6 - 1) Iо.ном |10 |
| | |I = (0,3 - 0,6) Iо.ном |14 |
| | |I = Iном |140 |
|---|---------------------|--------------------------|-----------|
|4 |ВМУЭ-35 |I = (0,6 - 1) Iо.ном |8 |
| | |I = (0,3 - 0,6) Iо.ном |12 |
| | |I = Iном |300 |
|---|---------------------|--------------------------|-----------|
|5 |ВМК-35 |I = (0,6 - 1) Iо.ном |10 |
| | |I = (0,3 - 0,6) Iо.ном |15 |
| | |I = Iном |250 |
|---|---------------------|--------------------------|-----------|
|6 |МКП-35, ВМД-35 |I = (0,6 - 1) Iо.ном |10 |
| | |I = (0,3 - 0,6) Iо.ном |15 |
| | |I = 0,41Iном |20 |
|---|---------------------|--------------------------|-----------|
|7 |ВМУЭ-27,5 |I = (0,6 - 1) Iо.ном |12 |
| | |I = (0,3 - 0,6) Iо.ном |21 |
| | |I = Iном |300 |
|---|---------------------|--------------------------|-----------|
|8 |ВМК-27,5 |I = 3,5 кА |15 |
|---|---------------------|--------------------------|-----------|
|9 |ВМО-35 |I = 3,5 кА |30 |
|---|---------------------|--------------------------|-----------|
|10 |ВМПЭ-10-31,5, |I = (0,3 - 0,6) Iо.ном |12 |
| |ВКЭ-10-31,5 |I = (0,6 - 1) Iо.ном |7 |
|---|---------------------|--------------------------|-----------|
|11 |ВМГ-10, ВМГ-133, |I = (0,6 - 1) Iо.ном |6 |
| |ВМП-10 |I = (0,4 - 0,6) Iо.ном |10 |
| | |I = (0,2 - 0,4) Iо.ном |15 |
| | |I = (0,1 - 0,2) Iо.ном |30 |
|---|---------------------|--------------------------|-----------|
|12 |ВМПЭ-10-20, |I = (0,6 - 1) Iо.ном |10 |
| |ВКЭ-10-20 |I = (0,3 - 0,6) Iо.ном |17 |
------------------------------------------------------------------
Примечания. 1. Iо.ном - номинальный ток отключения, кА.
2. 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
коммутационный ресурс определяется по допустимому значению суммарного
коммутируемого тока (таблица 3 настоящей Инструкции).
Таблица 3
КОММУТАЦИОННЫЙ РЕСУРС МАСЛЯНЫХ ВЫКЛЮЧАТЕЛЕЙ
ПО СУММАРНОМУ КОММУТИРУЕМОМУ ТОКУ
------------------------------------------------------------------
| N | Тип выключателя | Суммарный коммутируемый ток, кА |
|п/п| | |
|---|--------------------------|---------------------------------|
|1 |ВМТ-220, ВМТ-110 |190 |
|---|--------------------------|---------------------------------|
|2 |МКП-110 |200 |
|---|--------------------------|---------------------------------|
|3 |ВМУЭ-35, ВМУЭ-27,5 |200 |
|---|--------------------------|---------------------------------|
|4 |ВМО-35 |100 |
|---|--------------------------|---------------------------------|
|5 |ВМК-35, ВМК-27,5 |80 |
|---|--------------------------|---------------------------------|
|6 |ВМП-10, ВМГ-10 |120 |
|---|--------------------------|---------------------------------|
|7 |ВМПЭ-10 |150 |
------------------------------------------------------------------
Таблица 4
МЕХАНИЧЕСКИЙ И КОММУТАЦИОННЫЙ РЕСУРС
ВАКУУМНЫХ ВЫКЛЮЧАТЕЛЕЙ
------------------------------------------------------------------
| N |Тип выключателя | Механический | Коммутационная |
|п/п | |ресурс циклов | износостойкость |
| | | |---------------------------|
| | | | коммутируемый |допустимое |
| | | | ток |количество |
| | | | |циклов |
| | | | |("включено-|
| | | | |отключено")|
|----|----------------|--------------|---------------|-----------|
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
|----|----------------|--------------|---------------|-----------|
|1 |ВВЛ-35-16/630 |20000 |I = Iо.ном |20000 |
| | | |I = Iном |50 |
|----|----------------|--------------|---------------|-----------|
|2 |ВВФ-27,5/1250 |20000 |I = Iо.ном |10000 |
| | | |I = Iном |30 |
|----|----------------|--------------|---------------|-----------|
|3 |ВВК-27,5/1250 |20000 |I = Iном |20000 |
| | | |I = 1,3Iном |1500 |
| | | |I = 8Iном |300 |
| | | |I = Iо.ном |45 |
|----|----------------|--------------|---------------|-----------|
|4 |ВВВ-10-2/320 |50000 |I = Iо.ном |50000 |
| | | |I = 0,45Iо.ном |500 |
| | | |I = Iном |10 |
|----|----------------|--------------|---------------|-----------|
|5 |ВВТЭ-10-10/630 |20000 |I = Iном |50 |
| |ВВТП-1 0-10/630 | |I = 0,6Iо.ном |30 |
|----|----------------|--------------|---------------|-----------|
|6 |ВВТЭ-10-20/630 |20000 |I = Iном |20000 |
| |1000 | |I = Iо.ном |50 |
| |ВВТП-10-20/630 | | | |
| |1000 | |I = 0,5Iо.ном |30 |
|----|----------------|--------------|---------------|-----------|
|7 |ВВТЭ-10-12,5/630| 40000 |I = Iном |40000 |
| | | |I = Iном |20000 |
------------------------------------------------------------------
2.6.3. При текущем ремонте выключателей выполняются:
внешний осмотр выключателя и привода;
протирка изоляторов и наружных частей выключателей;
проверка исправности маслоуказательных устройств;
проверка герметичности элегазовых выключателей течеискателем;
проверка надежности контактных и механических соединений;
проверка исправности масляного и пружинного буферов привода;
замена смазки в доступных местах;
доливка или замена трансформаторного масла (при необходимости);
измерение сопротивления изоляции вторичных цепей и обмоток
включающей и отключающей катушек мегомметром 1000 В, которое должно
быть не ниже 1 МОм;
проверка времени движения подвижных частей выключателя, которое
не должно отличаться от паспортного более чем на +/- 10%;
опробование трехкратным включением и отключением.
При текущем ремонте масляных выключателей типа ВМК и ВМУЭ, кроме
указанных выше работ, выполняются:
осмотр и чистка внутренних частей выключателя;
зачистка или замена контактов;
протирка изолирующих тяг и внутренних поверхностей опорных
покрышек;
испытание электрической прочности тяг напряжением 80 кВ
переменного тока в течение 1 минуты (при этом не должно быть
перекрытий и нагрева тяги);
промывка основания выключателя маслом 2 - 3 раза;
заливка выключателя сухим маслом.
2.6.4. При межремонтных испытаниях выключателей, кроме работ,
проводимых при текущем ремонте, выполняются:
измерение хода подвижной части, вжима или нажатия контактов при
включении, проверка одновременности замыкания и размыкания контактов,
износа контактов;
проверка действия механизма свободного расцепления при включенном
положении привода в двух-трех промежуточных его положениях и на
границе зоны действия;
испытание трансформаторного масла из баков выключателей, которое
должно отвечать следующим требованиям:
а) не содержать механических примесей по визуальному определению;
б) содержать взвешенный уголь не более 1 балла;
в) иметь кислотное число не более 0,25 мг КОН;
г) иметь снижение температуры вспышки не более 5 ЬС;
д) иметь наименьшее пробивное напряжение 20 кВ для выключателей
до 15 кВ, 25 кВ для выключателей от 15 до 35 кВ, 35 кВ для
выключателей от 60 до 220 кВ;
испытание встроенных трансформаторов тока, измерение
сопротивления изоляции, испытание изоляции повышенным напряжением,
определение погрешности.
2.6.5. При капитальном ремонте выключателей проводятся:
разборка и ремонт всех узлов выключателя и привода;
проверка состояния пружин, болтов, гаек, шплинтов, крышки, баков,
предохранительных клапанов, подъемных и выхлопных устройств;
осмотр и очистка внутренних частей выключателей;
зачистка подвижного и неподвижного контактов, при необходимости
их замена;
замена камер и их деталей;
ремонт сигнальных и блокировочных контактов;
замена резиновых уплотнений;
обновление лакокрасочных покрытий;
заливка выключателя сухим трансформаторным маслом;
регулировка выключателя и привода.
При капитальном ремонте выключателей проводятся испытания в
объеме межремонтных и дополнительно:
измерение сопротивления изоляции подвижных и направляющих частей,
выполненных из органических материалов, мегомметром на напряжение 2500
В, которое должно быть не менее 300 МОм для выключателей на
номинальное напряжение 3 - 10 кВ, 1000 МОм для выключателей 15 - 150
кВ, 3000 МОм для выключателей 220 кВ;
оценка состояния внутрибаковой изоляции выключателей 35 кВ и
дугогасительных устройств, которая подлежит сушке, если ее исключение
снижает tg дельта вводов более чем на 5%;
испытание изоляции повышенным напряжением промышленной частоты в
течение 1 минуты (таблица 5 настоящей Инструкции);
испытание изоляции вторичных цепей и обмоток включающей и
отключающей катушек напряжением 1000 В промышленной частоты в течение
одной минуты;
проверка срабатывания при пониженном напряжении: минимальное
напряжение срабатывания катушек отключения должно быть не менее 35%
номинального, напряжение их надежной работы - не более 65%, напряжение
надежной работы контакторов включения - не более 80% номинального;
испытание выключателя 3 - 5-кратным опробованием при напряжениях
на зажимах катушек 110, 100, 90 и 80% номинального.
Таблица 5
ИСПЫТАТЕЛЬНЫЕ НАПРЯЖЕНИЯ ПРОМЫШЛЕННОЙ ЧАСТОТЫ
ДЛЯ ВЫКЛЮЧАТЕЛЕЙ
------------------------------------------------------------------
| Класс изоляции, кВ | Испытательное напряжение, кВ |
| |-----------------------------------------|
| | фарфоровая изоляция|другие виды изоляции|
|----------------------|--------------------|--------------------|
| 3 | 24 | 22 |
|----------------------|--------------------|--------------------|
| 6 | 32 | 29 |
|----------------------|--------------------|--------------------|
| 10 | 42 | 38 |
|----------------------|--------------------|--------------------|
| 15 | 55 | 50 |
|----------------------|--------------------|--------------------|
| 20 | 65 | 59 |
|----------------------|--------------------|--------------------|
| 27,5 | 72 | - |
|----------------------|--------------------|--------------------|
| 35 | 95 | 86 |
------------------------------------------------------------------
2.6.6. ТО выключателей, произведенных иностранными организациями,
выключателей новых типов и выключателей, не указанных в настоящей
Инструкции, проводится в соответствии с инструкциями
заводов-изготовителей.
При отсутствии указаний о допустимых отклонениях контролируемых
параметров они принимаются, как правило, в пределах +/- 10%.
2.6.7. Электроподогрев приводов и полюсов (баков) выключателей
должен автоматически включаться при понижении температуры окружающего
воздуха ниже указанной в инструкции по эксплуатации выключателя, но
обязательно при температуре ниже минус 25 ЬС.
2.6.8. Перед вводом вакуумного выключателя в эксплуатацию
проводится тренировка дугогасительных вакуумных камер путем
постепенного повышения напряжения от нуля до испытательного
напряжения. При возникновении пробоев в камере, при напряжении менее
испытательного, делается выдержка до прекращения пробоев и только
после этого повышается напряжение до испытательного.
2.6.9. Испытание повышенным напряжением вакуумных выключателей
проводится приложением испытательного напряжения двумя степенями: до
1/3 от испытательного напряжения - толчком и далее плавно со скоростью
1 кВ в секунду. После выдержки заданного испытательного напряжения в
течение одной минуты за время около 5 секунд плавно снижается
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 допускается).
2.6.10. Предварительная проверка износа контактов дугогасительных
камер вакуумных выключателей типа ВВФ-27,5 проводится 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 проводится тщательное измерение
износа контактов при снятых фарфоровых покрышках.
2.6.11. Для разборных элегазовых выключателей должна
контролироваться влажность элегаза: первый раз - через неделю после
заполнения элегазом, а затем два раза в год (зимой и летом).
Содержание влаги определяется по измерениям температуры точки
росы, которая должна быть не выше минус 50 ЬС.
2.6.12. Испытание трансформаторного масла из баков выключателей
проводится после отключения короткого замыкания мощностью больше
половины паспортного значения разрывной мощности многообъемных
масляных выключателей, независимо от напряжения и малообъемных
масляных выключателей напряжением 110 кВ и выше на наличие взвешенного
угля.
У малообъемных выключателей напряжением до 35 кВ масло не
испытывается. Масло заменяется свежим при капитальном ремонте, а также
после трехкратных отключений короткого замыкания мощностью больше
половины паспортного значения разрывной мощности масляного
выключателя.
2.7. Быстродействующие выключатели постоянного тока
2.7.1. При осмотре быстродействующих выключателей без отключения
проверяются:
внешнее состояние выключателей и камер;
отсутствие следов подгаров и перекрытий;
показания счетчика числа аварийных отключений;
исправность заземления;
соответствие сигнализации положению выключателей;
нагрузка по килоамперметру.
2.7.2. Ремонт быстродействующих выключателей по техническому
состоянию проводится:
после отказа в работе или повреждения;
для выключателей АБ-2/4 и ВАБ-43 с одним разрывом - после 40
отключений;
для выключателей с двумя разрывами (ВАБ-28) или сдвоенных
выключателей - после 80 отключений;
для выключателей АБ-2/4, АБ-2/3, ВАБ-2 - при уменьшении зазора
дельта на 0,5 мм (таблица 8 настоящей Инструкции).
Для выключателей ВАБ-43, ВАБ-49, установленных на тяговых
подстанциях, оборудованных устройствами для шунтировки реакторов,
снабженными фиксаторами - сумматорами коммутируемого тока, ремонт по
техническому состоянию выполняется через 1000 кА отключенного тока с
измерением параметров (пункты 1 - 6 таблицы 9, таблица 10 настоящей
Инструкции) и сопоставлением их с допустимыми в графе "до ремонта".
Объем работ определяется по результатам осмотра выключателей.
2.7.3. При текущем ремонте быстродействующих выключателей
выполняются:
протирка частей выключателей и изоляторов;
осмотр вторичных цепей, заземлений, реле;
проверка крепления ошиновки и исправности диодов в цепях держащих
катушек;
измерение лимитирующих зазоров и регулировка зазора свободного
расцепления;
осмотр главных и дугогасительных контактов;
осмотр дугогасительных камер;
чистка и ремонт камер (при необходимости);
смазка трущихся частей и поверхности прилегания якоря к
сердечнику у зуба защелки;
опробование дистанционного управления и автоматики.
2.7.4. При межремонтных испытаниях быстродействующих выключателей
проводятся:
измерение сопротивления изоляции мегомметром;
испытание повышенным напряжением (таблица 6 настоящей
Инструкции);
измерение нажатия главных контактов;
измерение нажатия дугогасительных контактов;
измерение лимитирующих зазоров и расстояний;
измерение тока и напряжения держащей катушки;
измерение площади прилегания якоря к магнитопроводу;
измерение площади прилегания главных контактов;
проверка работы механизма свободного расцепления;
проверка токов уставки прямым током;
проверка работы схемы управления;
проверка работы автоматического повторного включения (АПВ) и
искателя коротких замыканий (ИКЗ).
2.7.5. При капитальном ремонте выключателей, кроме работ,
указанных в подпунктах 2.7.3 и 2.7.4 настоящей Инструкции,
выполняются:
разборка и ремонт узлов выключателей;
полная разборка камер или их замена;
замена контактов (при необходимости);
замена смазки всех трущихся частей.
2.7.6. Испытание быстродействующих выключателей и реле РДШ
производится повышенным напряжением переменного тока в течение одной
минуты согласно таблице 6 настоящей Инструкции.
Таблица 6
ИСПЫТАТЕЛЬНЫЕ НАПРЯЖЕНИЯ ПРОМЫШЛЕННОЙ ЧАСТОТЫ
ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ БЫСТРОДЕЙСТВУЮЩИХ ВЫКЛЮЧАТЕЛЕЙ И РЕЛЕ РДШ
-------------------------------------------------------------------
| N | Характер испытаний | Норма в кВ |
|п/п| |--------------------------|
| | | АБ-2/4 | ВАБ-43 |ВАБ-49|
| | | АБ-2/3 | | |
| | | ВАБ-28 | | |
|---|----------------------------------|---------|---------|------|
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
|---|----------------------------------|---------|---------|------|
| | Испытания между: | | | |
|---|----------------------------------|---------|---------|------|
|1 | включающей, держащей катушками |10,5 |10,5 |- |
| | и быстродействующим приводом | | | |
|---|----------------------------------|---------|---------|------|
|2 | разомкнутыми главными контактами |10,5 |10,5 |12 |
| | при открытой камере | | | |
|---|----------------------------------|---------|---------|------|
|3 | то же при закрытой камере |8,4 |8,4 |8,4 |
|---|----------------------------------|---------|---------|------|
|4 | быстродействующим приводом |- |10,5 |- |
| | и "землей" | | | |
|---|----------------------------------|---------|---------|------|
|5 | блок-контактами и |10,5 |10,5 |- |
| | быстродействующим приводом | | | |
|---|----------------------------------|---------|---------|------|
|6 | разомкнутыми блок-контактами |- |2,1 |2,1 |
|---|----------------------------------|---------|---------|------|
|7 | опорными изоляторами и "землей" |25 |25 |25 |
|---|----------------------------------|---------|---------|------|
|8 | шиной главного тока реле РДШ и |15 |- |15 |
| | контактами реле | | | |
|---|----------------------------------|---------|---------|------|
|9 | выводами калибровочной катушки |2,1 |- |2,1 |
| | и шиной реле РДШ или | | | |
| | быстродействующим приводом | | | |
| | выключателя | | | |
-------------------------------------------------------------------
До начала и во время испытаний должны быть приняты меры,
исключающие попадание высокого напряжения в низковольтные и
измерительные цепи, путем их отключений и заземлений (цепи датчиков
тока и напряжения тепловой защиты, телеизмерения).
При испытании опорных изоляторов выводы всех катушек выключателей
должны быть соединены с корпусом выключателя, отсоединена сигнальная
тяга, отведен коммутатор от рамы выключателя или отсоединены
подходящие кабели, а неподвижный контакт зашунтирован.
Сопротивление изоляции вторичных цепей измеряется мегомметром на
напряжение 1000 - 2500 В и испытывается напряжением 1 кВ промышленной
частоты в течение одной минуты. В условиях эксплуатации при наличии
приборов непрерывного контроля изоляции указанные проверки могут не
проводиться. Сопротивление изоляции должно быть не менее 1,0 МОм.
2.7.7. Токи уставки выключателей и реле типа РДШ проверяются
прямым током. Косвенный метод с помощью калибровочной катушки можно
применять только для проверки стабильности уставок между их
настройками прямым током.
Для обеспечения необходимой точности настройки многоамперные
агрегаты должны иметь схему выпрямления тока, аналогичную току
выпрямительных агрегатов подстанций.
При калибровке токов уставок выключателей от аккумуляторных
батарей, опытных агрегатов завода Всероссийского электротехнического
института (ВЭИ) или аналогичных им уставки увеличиваются на 15% для
подстанций с шестипульсовыми тяговыми выпрямителями.
2.7.8. Минимальные токи короткого замыкания определяются в
порядке, установленном МПС России. Значение указанных токов
проверяется на действующей подвеске методом металлического короткого
замыкания. Измеренный ток должен быть приведен к минимальному
напряжению на шинах 3,3 кВ и максимальной летней температуре с учетом
сопротивления дуги. Опыты короткого замыкания рекомендуется выполнять
на ожидаемые токи, соизмеримые с рабочими. Измерения проводятся на
одном питающем вводе и одном работающем преобразователе.
Периодичность измерений фактических токов короткого замыкания -
не реже одного раза в 5 лет, а также в случаях изменения сечения
контактной подвески, мощности тяговых подстанций, схем внешнего
электроснабжения и замены типа рельсов.
2.7.9. В случае выполнения вторых (уменьшенных) уставок тип
датчиков и их конструктивные исполнения должны быть согласованы со
службой электроснабжения железной дороги.
2.7.10. Сдвоенные выключатели в ячейке фидера устанавливаются
таким образом, чтобы при отключенном их положении под напряжением
оставались неподвижные контакты.
2.7.11. Подключение диодов в цепях держащих катушек, применяемых
для обеспечения правильной полярности, должно выполняться пайкой.
Места пайки покрываются лаком.
2.7.12. Для измерения токов фидеров контактной сети
килоамперметры должны быть установлены в ячейках 3,3 кВ. Для измерения
токов в схемах профподогрева должен быть установлен килоамперметр с
нулем посередине.
2.7.13. 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 ИКЗ, дающими 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.
2.7.14. Для исключения перебросов дуги на заземленные конструкции
должны быть выдержаны расстояния, приведенные в таблице 7 настоящей
Инструкции.
Таблица 7
ДОПУСТИМЫЕ РАССТОЯНИЯ
ПРИ УСТАНОВКЕ БЫСТРОДЕЙСТВУЮЩИХ ВЫКЛЮЧАТЕЛЕЙ
------------------------------------------------------------------
| Расстояние в мм (не менее) | Типы выключателей |
| |--------------------|
| |АБ-2/3|ВАБ-43|ВАБ-49|
| |АБ-2/4| | |
| |ВАБ-28| | |
|-------------------------------------------|------|------|------|
|От камеры до заземленных частей со стороны:| | | |
|-------------------------------------------|------|------|------|
|подвижного контакта |600 | 600 | 400 |
|-------------------------------------------|------|------|------|
|неподвижного контакта |400 | 700 | 400 |
|-------------------------------------------|------|------|------|
|боковой стороны |500 | 500 | 400 |
|-------------------------------------------|------|------|------|
|от верха камеры |1000 | 850 | 400 |
|-------------------------------------------|------|------|------|
|Между выключателями |600 | 600 | 600 |
------------------------------------------------------------------
2.7.15. Коммутатор и клеммная сборка выключателя заключаются в
металлический кожух, который заземляется на внутренний контур
заземления подстанции (поста секционирования, пункта параллельного
соединения, пункта отопления вагонов). Сечение заземляющего проводника
- не менее 100 кв. мм по меди.
2.7.16. После настройки всех механических и электрических
параметров выключателей ВАБ-43, ВАБ-49 выполняются 20 контрольных
оперативных включений и отключений, а для других выключателей - 10
таких операций, после чего необходимо убедиться, что все
регулировочные параметры остались неизменными.
2.7.17. При применении тепловых защит контактной сети следует
руководствоваться инструкциями заводов-изготовителей.
Таблица 8
КОНТРОЛИРУЕМЫЕ ПАРАМЕТРЫ ВЫКЛЮЧАТЕЛЕЙ
ВАБ-2, АБ-2/4, ВАБ-28
------------------------------------------------------------------
| N | Показатели | Характеристики выключателей |
|п/п| |------------------------------|
| | | ВАБ-2 | АБ-2/4 | ВАБ-28 |
|---|-----------------------------|-------|---------|------------|
|1 |Расстояние между главными |19 - 21|19 - 21 |9 - 10 <*> |
| |контактами при отключенном | | | |
| |положении выключателей, мм | | | |
|---|-----------------------------|-------|---------|------------|
|2 |Контактное нажатие, кГс |20 - 25|30 - 35 |23 - 25 |
|---|-----------------------------|-------|---------|------------|
|3 |Зазор дельта, мм |4 - 5 |1,5 - 2,5|1,4 - 2 <**>|
|---|-----------------------------|-------|---------|------------|
|4 |Зазор свободного расцепления,|4 |4 |- |
| |мм | | | |
------------------------------------------------------------------
--------------------------------
<*> Дугогасительный контакт должен замыкаться раньше главного на
2 мм.
<**> Зазор между толкателем и подвижным контактом во включенном
положении.
Таблица 9
КОНТРОЛИРУЕМЫЕ ПАРАМЕТРЫ
ВЫКЛЮЧАТЕЛЕЙ ТИПА ВАБ-43 И ПРЕДЕЛЫ ИХ ДОПУСТИМЫХ
ЗНАЧЕНИЙ ПЕРЕД ВВОДОМ В ЭКСПЛУАТАЦИЮ (ПОСЛЕ РЕМОНТА)
И В ПРОЦЕССЕ ЭКСПЛУАТАЦИИ (ДО РЕМОНТА)
--------------------------------------------------------------------
| N | Наименование параметров |Пределы допустимых |
|п/п| | значений |
| | |-------------------|
| | | после | до |
| | | ремонта | ремонта |
|---|------------------------------------------|---------|---------|
| 1 | 2 | 3 | 4 |
|---|------------------------------------------|---------|---------|
|1 | Нажатие главных контактов, кГс |32 - 36 |25 - 45 |
|---|------------------------------------------|---------|---------|
|2 | Нажатие дугогасительных контактов, кГс |12 - 14 |5 - 20 |
|---|------------------------------------------|---------|---------|
|3 | Провал главного контакта (дельта1), мм |2 - 2,4 |0,5 - 3,0|
|---|------------------------------------------|---------|---------|
|4 | Провал дугогасительного контакта |2,8 - 3,0|1,0 - 3,5|
| | (дельта2), мм | | |
|---|------------------------------------------|---------|---------|
|5 | Зазор между дугогасительным контактом и |4,0 - 4,5|2 - 5 |
| | рогом (дельта6) в предвключенном | | |
| | положении, мм | | |
|---|------------------------------------------|---------|---------|
|6 | Зазор между главными контактами |18 - 20 |12 - 26 |
| | (дельта7), мм | | |
|---|------------------------------------------|-------------------|
|7 | Зазор между подвижным контактом и упором |1 - 4 |
| | (дельта8), мм | |
|---|------------------------------------------|-------------------|
|8 | Суммарный зазор между шейками оси и |1 - 8 |
| | торцами пазов в рычаге якоря (дельта3),мм| |
|---|------------------------------------------|-------------------|
|9 | Свободный ход тяги блок-контактов |1,5 - 2,5 |
| | (дельта10), мм | |
|---|------------------------------------------|-------------------|
|10 | Площадь прилегания главных контактов, % |70 |
|---|------------------------------------------|-------------------|
|11 | Площадь прилегания якоря к |70 |
| | магнитопроводу, % | |
|---|------------------------------------------|-------------------|
|12 | Натяг отключающих пружин, кГс |30 - 50 |
|---|------------------------------------------|-------------------|
|13 | Длина отключающих пружин во включенном |195 - 205 |
| | положении выключателя, мм | |
--------------------------------------------------------------------
Таблица 10
КОНТРОЛИРУЕМЫЕ ПАРАМЕТРЫ И ЗАЗОРЫ ВЫКЛЮЧАТЕЛЕЙ
ТИПА ВАБ-49
--------------------------------------------------------------------------
| N | Наименование параметров | Предел допустимых |
|п/п| | значений |
|---|----------------------------------------------|---------------------|
|1 | Провал дугогасительного контакта (дельта1), | 1,5 - 2,5 |
| | мм | |
|---|----------------------------------------------|---------------------|
|2 | Провал главных контактов (дельта2), мм | 1,5 - 2,5 |
|---|----------------------------------------------|---------------------|
|3 | Зазор между верхним концом дугогасительного | 2 - 6 |
| | контакта и рогом (дельта3), мм | |
|---|----------------------------------------------|---------------------|
|4 | Зазор между корпусом блок-контактов и рычагом| 1,5 - 2 |
| | переключения (дельта4), мм | |
|---|----------------------------------------------|---------------------|
|5 | Зазор между упором и подвижным контактом | 2 - 4 |
| | (дельта5) | |
|---|----------------------------------------------|---------------------|
|6 | Зазор между главными контактами, мм | 17 - 25 |
|---|----------------------------------------------|---------------------|
|7 | Зазор между дугогасительным контактом и | 4 - 6 |
| | рогом в предвключенном положении, мм | |
|---|----------------------------------------------|---------------------|
|8 | Зазор между концом рога и крайней пластиной | 3 - 6 |
| | дугогасительного блока камеры (дельта), мм | |
|---|----------------------------------------------|---------------------|
|9 | Длина контактных пружин (L) во включенном | 96 - 100 |
| | положении, мм | |
--------------------------------------------------------------------------
Примечание. При регулировке зазоров дельта1, дельта2, дельта3,
дельта4 рекомендуется устанавливать верхние пределы значений.
III. Выполнение работ по техническому обслуживанию
и ремонту трансформаторов
3.1. Трансформаторы систем тягового электроснабжения.
Положения настоящего раздела распространяются:
на силовые трансформаторы, автотрансформаторы, масляные реакторы
(далее - трансформаторы), установленные на тяговых и трансформаторных
подстанциях, фидерных зонах всех систем тягового электроснабжения,
электроснабжения нетяговых потребителей, железнодорожных узлов, линий
автоблокировки;
на измерительные трансформаторы тока и напряжения.
3.1.1. При осмотре трансформаторов систем тягового
электроснабжения, собственных нужд, напряжения, тока, масляных
реакторов проверяются:
режим работы, нагрузка по отношению к номинальной мощности
трансформатора;
соответствие положения разъединителя в нейтрали трансформатора
заданному энергосистемой режиму;
уровень масла в расширителе и соответствие показаний
маслоуказателя или уровня наружной температуры или показаниям
термометра, измеряющего температуру масла;
уровень масла в негерметичных вводах и давление масла - в
герметичных;
состояние изоляторов вводов (целость изоляции, отсутствие
загрязнения);
состояние и отсутствие течи в местах уплотнения разъемных
элементов, баке, расширителе, радиаторах, вентилях;
состояние ошиновки, кабелей, отсутствие признаков нагрева
контактных соединений; отсутствие ненормируемого тяжения проводов и
спусков к вводам в зимнее время;
состояние рабочего и защитного заземлений;
соответствие указателей положения устройства регулирования
напряжения под нагрузкой (РПН) на трансформаторе и щите управления;
целостность корпусов пробивных предохранителей;
исправность устройств сигнализации;
голубой цвет контрольного силикагеля, состояние термосифонных
фильтров и влагопоглощающих патронов;
целостность стеклянной мембраны предохранительной трубы;
отсутствие неравномерного шума и потрескивания внутри
трансформатора;
состояние маслосборных, маслоохлаждающих устройств, фундаментов,
маслоприемников, трансформаторного помещения;
работа обдува в летнее время, обогрева привода РПН в зимнее
время.
3.1.2. Ремонты по техническому состоянию силовых и измерительных
трансформаторов выполняются по результатам осмотров и при выявлении
неисправностей.
Объем работ устанавливает лицо, ответственное за электрохозяйство
дистанции электроснабжения железной дороги.
3.1.3. Текущий ремонт измерительных трансформаторов проводится по
мере необходимости.
3.1.4. При текущем ремонте трансформаторов в зависимости от
мощности и первичного напряжения проводится устранение выявленных
дефектов, поддающихся устранению на месте:
проверка маслоуказательных устройств;
чистка маслоуказательных стекол (при наличии резервных стекол),
замена манометров герметичных вводов;
подтяжка болтовых соединений, уплотнений и ошиновки;
протирка изоляторов и очистка поверхности бака;
доливка масла в расширитель и маслонаполненные вводы;
смена масла в гидрозатворах маслонаполненных вводов (при
необходимости);
замена неисправной стеклянной мембраны предохранительной трубы;
проверка состояния термосифонных фильтров и замена сорбента в
воздухоосушителях (при необходимости) по результатам анализа масла
(или увеличении влагосодержания);
проверка состояния подшипников электродвигателей и насосов систем
охлаждения;
проверка автоматики системы охлаждения;
текущий ремонт систем охлаждения;
осмотр пленочной защиты;
проверка работы газового реле продувкой воздуха давлением в 2 - 3
атмосферы, с действием защиты на отключение масляного выключателя (МВ)
или включение короткозамыкателя;
проверка состояния рабочего, защитного заземления;
текущий ремонт РПН;
текущий ремонт вводов.
3.1.5. При неудовлетворительных результатах анализов
трансформаторного масла проводится восстановление характеристик масла.
3.1.6. При текущем ремонте масляных трансформаторов выполняются
следующие испытания:
измерение сопротивления изоляции обмоток R60 и соотношения R60 /
R15 мегомметром на напряжение 2500 В;
проверка состояния индикаторного силикагеля воздухоосушительных
фильтров;
хроматографический контроль трансформаторного масла;
испытание трансформаторного масла из бака трансформаторов
мощностью свыше 630 кВА;
испытание трансформаторного масла из бака контакторов РПН.
3.1.7. При текущем ремонте сухих трансформаторов выполняются:
3.1.7.1. Измерение сопротивления изоляции обмоток R60 и
соотношения R60 / R15 мегомметром на напряжение 2500 В. Сопротивление
изоляции сухих трансформаторов при температуре 20 - 30 ЬC должно быть
для трансформаторов с номинальным напряжением:
до 1 кВ (включительно) - не менее 100 МОм;
более 1 кВ до 6 кВ (включительно) - не менее 300 МОм;
более 6 кВ - не менее 500 МОм.
3.1.7.2. Измерение изоляции стяжных шпилек, бандажей,
полубандажей, прессующих колец:
относительно активной стали и ярмовых балок;
ярмовых балок относительно активной стали;
электростатических экранов относительно обмоток и магнитопровода.
Измерение проводится мегомметром на напряжение 1000 - 2500 В,
сопротивление изоляции - не менее 2,0 МОм, а сопротивление изоляции
ярмовых балок - не менее 0,5 МОм.
3.1.8. При межремонтных испытаниях силовых трансформаторов,
находящихся в эксплуатации, проводятся:
измерения сопротивления изоляции R60 всех обмоток с определением
отношения R60 / R15, мегомметром на напряжение 2500 В до и после
ремонта;
измерения тангенса угла диэлектрических потерь (tg дельта)
изоляции обмоток силовых масляных трансформаторов напряжением 110 кВ и
выше, мощностью свыше 1000 кВА. Допустимые значения tg дельта для
трансформаторов, прошедших капитальный ремонт, приведены в таблице 4
приложения 1.1 к Правилам эксплуатации электроустановок потребителей;
измерения сопротивления обмоток постоянному току на всех
ответвлениях. Допускается отличие не более +/- 2% от сопротивления
других фаз или предыдущих измерений;
проверка голубой окраски индикаторного силикагеля
воздухосушильных фильтров;
испытания трансформаторного масла из трансформаторов на
соответствие показателям таблицы 8 приложения 1.1 к Правилам
эксплуатации электроустановок потребителей;
испытания трансформаторного масла из баков контакторов РПН,
отделенного от масла трансформаторов, после определенного числа
переключений и при снижении пробивного напряжения ниже норм,
приведенных в подпункте 2.16 приложения 1 к Правилам эксплуатации
электроустановок потребителей;
испытания вводов масляных трансформаторов мощностью свыше 1000
кВА согласно положениям пункта 10 приложения 1 к Правилам эксплуатации
электроустановок потребителей;
испытания встроенных трансформаторов тока согласно положениям
пунктов 19.1, 19.2, 19.3, 19.5 приложения 1 к Правилам эксплуатации
электроустановок потребителей.
3.1.9. При межремонтных испытаниях измерительных трансформаторов
проводятся:
измерения сопротивления изоляции первичных обмоток
трансформаторов тока и напряжения выше 1000 В мегомметром на
напряжение 2500 В;
измерения сопротивления изоляции вторичных обмоток
трансформаторов тока и напряжения мегомметром на напряжение 1000 В;
измерения тангенса угла диэлектрических потерь (tg дельта)
изоляции обмоток согласно таблицам 27 и 28 и положениям пункта 19.2
приложения 1 к Правилам эксплуатации электроустановок потребителей;
испытания повышенным напряжением промышленной частоты изоляции
первичных обмоток трансформаторов тока и напряжения до 35 кВ
проводятся с учетом данных таблицы 11 настоящей Инструкции;
испытания изоляции вторичных обмоток мегомметром на напряжение
2500 В в течение одной минуты;
испытания трансформаторного масла у измерительных трансформаторов
35 кВ и выше согласно таблице 8 и положениям пункта 19.5 приложения 1
к Правилам эксплуатации электроустановок потребителей.
Таблица 11
ОДНОМИНУТНОЕ ИСПЫТАТЕЛЬНОЕ НАПРЯЖЕНИЕ 50 ГЦ
ДЛЯ ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ ТОКА И НАПРЯЖЕНИЯ
------------------------------------------------------------------
|Класс | | | | | | | |
|напряжения, кВ |0,69 |3 |6 |10 |15 |20 |35 |
|---------------|------|------|------|------|------|------|------|
|Фарфоровая | | | | | | | |
|изоляция |1 |24 |32 |42 |55 |65 |95 |
|---------------|------|------|------|------|------|------|------|
|Другие виды | | | | | | | |
|изоляции |1 |22 |29 |38 |50 |59 |86 |
------------------------------------------------------------------
3.1.10. При капитальном ремонте трансформаторов без смены обмоток
выполняются:
вскрытие трансформатора, осмотр сердечника;
ремонт элементов выемной части без расшихтовки железа и без
замены обмоток, ремонт отводов обмоток, ремонт переключателей;
ремонт расширителя, предохранительной трубы, радиаторов, кранов,
изоляторов, маслоочистительных устройств;
проверка системы опрессовки обмоток;
очистка или замена масла;
смена сорбента в фильтрах;
чистка и окраска бака трансформатора и всех его элементов;
проверка контрольно-измерительных приборов, устройств защиты,
автоматики, сигнализации, установленных на трансформаторе;
сушка, подсушка изоляции;
ремонт устройств регулирования напряжения;
заварка мест течи масла, замена резиновых уплотнений;
проверка систем охлаждения согласно заводским инструкциям;
испытания в объеме межремонтных испытаний с учетом мощности,
первичного напряжения и конструкции трансформаторов;
определение погрешности трансформаторов тока и напряжения,
используемых для подключения расчетных средств учета электрической
энергии;
измерение сопротивления изоляции стяжных шпилек, бандажей,
полубандажей, прессующих колец - относительно активной стали и ярмовых
балок; ярмовых балок - относительно активной стали; электростатических
экранов - относительно обмоток и магнитопровода. Измерение проводится
мегомметром на напряжение 2500 В, сопротивление изоляции - не менее
2,0 МОм, а сопротивление изоляции ярмовых балок - не менее 0,5 МОм;
определение соотношения С2 / С50 для масляных трансформаторов
мощностью выше 1000 кВА. Нормы соотношения С2 / С50 приведены в
таблице 5 приложения 1.1 к Правилам эксплуатации электроустановок
потребителей;
определение отношения ДЕЛЬТА С / С для масляных трансформаторов
мощностью свыше 1000 кВА. Нормы соотношения ДЕЛЬТА С / С приведены в
таблице 6 приложения 1.1 к Правилам эксплуатации электроустановок
потребителей;
испытание повышенным напряжением промышленной частоты в течение 1
минуты изоляции обмоток 35 кВ и ниже при капитальном ремонте
трансформатора со сменой обмоток. Величина испытательного напряжения
приведена в таблице 7 приложения 1.1 к Правилам эксплуатации
электроустановок потребителей. Для обмоток тяговых и
преобразовательных трансформаторов напряжением 3,3 кВ величина
испытательного напряжения устанавливается в соответствии с таблицей 12
настоящей Инструкции;
испытание изоляции доступных стяжных шпилек, прессующих колец и
ярмовых балок выпрямленным напряжением мегомметра на напряжение 2500 В
в течение одной минуты.
Таблица 12
ОДНОМИНУТНЫЕ ИСПЫТАТЕЛЬНЫЕ НАПРЯЖЕНИЯ
ПЕРЕМЕННОГО ТОКА ПРОМЫШЛЕННОЙ ЧАСТОТЫ
------------------------------------------------------------------
| 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 |15 |
|отношению к корпусу | |
|-----------------------------------|----------------------------|
|Ветви уравнительного реактора по |По заводским инструкциям, |
|отношению друг к другу |но ниже 9 кВ |
------------------------------------------------------------------
3.1.11. После проведения капитального ремонта без замены обмоток
и изоляции, заливки маслом и проведения испытаний при соблюдении
длительности пребывания активной части на воздухе трансформаторы могут
быть включены без подсушки или сушки при соответствии показателей
масла и изоляции данным таблицы 1 приложения 1.1 к Правилам
эксплуатации электроустановок потребителей, определенных при следующих
испытаниях:
1) трансформаторов до 35 кВ, мощностью до 10000 кВА, производимых
посредством:
отбора проб масла для сокращенного анализа;
измерения сопротивления изоляции R60;
определения отношения R60 / R15;
2) трансформаторов до 35 кВ, мощностью более 10000 кВА, 110 кВ и
выше всех мощностей, производимых посредством:
отбора проб масла для сокращенного анализа;
измерения сопротивления изоляции R60;
определения отношения R60 / R15;
измерения отношения ДЕЛЬТА С / С у трансформаторов 110 кВ и выше;
измерения tg дельта и С2 / С50 у трансформаторов напряжением 110,
150, 220 кВ.
Порядок включения сухих трансформаторов без сушки определяется
указаниями завода-изготовителя.
3.1.12. При капитальном ремонте трансформатора с расшихтовкой
стали сердечника и сменой обмоток необходимо провести дополнительные
испытания и сравнить с имеющимися заводскими данными (до ремонта):
данные измерения тока и потерь холостого хода;
данные измерения тока, напряжения и потерь короткого замыкания;
данные испытания изоляции обмоток 35 кВ и ниже маслонаполненных
трансформаторов повышенным напряжением промышленной частоты;
данные снятия круговой диаграммы РПН;
данные проверки группы соединения обмоток трехфазных
трансформаторов;
данные проверки коэффициента трансформации;
данные фазировки трансформаторов;
данные испытания трансформаторов толчком на номинальное
напряжение.
Трансформаторы, прошедшие капитальный ремонт со сменой обмоток
или изоляции, подлежат сушке независимо от результатов испытаний.
3.1.13. Аварийный вывод трансформаторов из работы необходим при:
сильном неравномерном шуме и потрескивании внутри трансформатора;
постоянно возрастающем нагреве трансформатора при нормальных
нагрузках и работе устройств охлаждения;
выбросе масла из расширителя или разрыве стеклянной диафрагмы
предохранительной трубы;
неустранимой течи масла с понижением его уровня ниже
контролируемого уровня;
неудовлетворительных результатах лабораторных анализов масла;
|