Умов П.А. Обслуживание городских электрических сетей 1984

П. А. УМОВ CJ и t ОБСЛУЖИВАНИЕ ГОРОДСКИХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ ИЗДАНИЕ ТРЕТЬЕ, ИСПРАВЛЕННОЕ И ДОПОЛНЕННОЕ Одобрено Ученым советом комитета Государственного Совета Министров СССР по профессионально - техническо му образованию в качестве учебника для профессиональ но-технических учебных заве дений и подготовки рабочих на производстве Москва «Высшая школа» 1974 6П2.13 У55 У55 Умов П. А. Обслуживание городских электрических сетей. Учебник для проф.-техн. учеб, заведений и подгот. рабочих на производстве. Изд. 3-е, испр. и доп. М., «Высш. школа», 1974. 224 с. с ил. В книге изложены вопросы устройства и эксплуатации городских электрических сетей и приведены сведения по механизации эксплуата ционных работ, планированию, организации труда и технике безопас ности. Третье издание книги исправлено в соответствии с новыми ГОСТами и дополнено описанием новых типов оборудования, новых марок кабе лей, внесены изменения согласно вновь введенным Правилам техниче ской эксплуатации (1968 г.) и Правилам техники безопасности (1969 г.). Книга предназначена в качестве учебника для подготовки в про фессионально-технических учебных заведениях и на производстве элек тромонтеров по обслуживанию городских электрических сетей напряже нием до 10 кв. 6П2.13 Со всеми замечаниями и предложениями просим обра щаться по адресу: Москва, К-51, Неглинная ул., 29/14. изда тельство «■Высшая школа». Г' еи1' . МП.-'. © Издательство «Высшая школа», 1974 ВВЕДЕНИЕ Создание материально-технической базы коммунизма преду сматривает полную электрификацию СССР. Электрификация СССР играет ведущую роль в развитии всех отраслей народного хозяйства, в осуществлении всего современного технического про гресса, в повышении производительности труда. Девятый пятилетний план развития народного хозяйства СССР предусматривает выработку в 1975 г. 1065 млрд, квт-ч электро энергии. Этот показатель характеризует дальнейший рост энерго вооруженности народного хозяйства — увеличение уровня элект рификации промышленности, сельского хозяйства и быта. В связи с развитием промышленности и жилищно-коммуналь ного строительства в городах растет народнохозяйственное значе ние городских электрических сетей и к ним предъявляются все более высокие требования надежного и бесперебойного снабже ния электроэнергией потребителей. Перерыв в электроснабжении промышленных потребителей города вызывает простои предприятий, недостаточный выпуск продукции, в некоторых случаях повреждение оборудования и приносит государству большой ущерб. Перерыв в электроснабжении жилых кварталов приводит к прекращению подачи воды, остановке лифтов, нарушению работы тепловых сетей. Поэтому городские электрические сети строятся с учетом бесперебойного электроснабжения промышленных и бы товых потребителей. Это достигается обеспечением резервного питания электроэнергией потребителей и внедрением различных схем автоматики. Автоматизация городской электрической сети позволяет создать более совершенные схемы электроснабжения и требует от эксплу атационного персонала повышения уровня знаний. Из вышесказанного следует, что к эксплуатационному персо налу городских электрических сетей предъявляются требования значительного улучшения обслуживания сетей. Наличие квалифи цированных кадров электромонтеров позволит повысить техниче ский уровень и культуру обслуживания городских электрических сетей. Поэтому повышение профессионального мастерства эксплу атационного персонала, обучение его передовым методам труда — важная задача. Выполнению этой задачи и служит издание этого учебника. 3 Глава I ПРОИЗВОДСТВО И РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ Особенностью процесса производства, передачи и потребления электроэнергии является его непрерывность. Процесс производства электроэнергии совпадает по времени с процессом ее потребления, поэтому электростанции, электрические сети и электроприемники потребителей связаны общностью режима. Общность режима вы зывает необходимость организации энергетических систем. Э н е р г е т и ч е с к а я с и с т е м а ( э н е р г о с и с т е м а ) пред ставляет собой совокупность электростанций, линий электропере дачи, подстанций и тепловых сетей, связанных в одно целое общ ностью режима и непрерывностью процесса производства и рас пределения электрической и тепловой энергии. Частью энергети ческой системы является э л е к т р и ч е с к а я с и с т е м а , состо ящая из генераторов, распределительных устройств, электрических сетей и электроприемников. Электрическая с е т ь — это совокупность подстанции, кабельных и воздушных линий электропередачи. Э л е к т р о у с т а н о в к и , в которых производится, преобразу ется, распределяется и потребляется электроэнергия, делятся в за висимости от рабочего напряжения на электроустановки напря жением до 1000 в и электроустановки напряжением выше 1000 в. Распределительным устройством (РУ) является электроуста новка, служащая для приема и распределения электроэнергии и содержащая коммутационные аппараты, устройства защиты, ав томатики и телемеханики, измерительные приборы, сборные шины и вспомогательное оборудование. Распределительные устройства подразделяются на открытые (расположенные на открытом воздухе) и закрытые (в здании). В городских условиях в большинстве случаев применяются закрытые распределительные устройства. П о д с т а н ц и я — это электроустановка, служащая для пре образования и распределения электрической энергии и состоящая из РУ, силовых трансформаторов или других преобразователей электроэнергии и вспомогательных устройств. Все действующие электроустановки должны обслуживаться в соответствии с Правилами технической эксплуатации (ПТЭ) и 4 Правилами техники безопасности (ПТБ). Строительство и монтаж электроустановок должны производиться в соответствии с Прави лами устройства электроустановок (ПУЭ) и строительными нор мами и правилами (СНиП— гл. XI «Техника безопасности в строительстве» и гл. VI «Электротехнические устройства»). Рис. I. Структурная схема электроснабжения города: 1 — государственная районная электростанция (ГРЭС), 2 — повысительный транс форматор при ГРЭС, 3 — воздушная линия напряжения 35—750 . кв, 4 — понизи тельная подстанция (центр питания), 5 — питающая кабельная линия, 6 — распре делительный пункт, 7 — распределительная кабельная линия напряжением выше 1000 в, 8 — трансформаторная подстанция, 9 — кабельная линия напряжением до 1000 б, 10 — вводно-распределительное устройство в жилом доме Электрическую энергию вырабатывают на электростанциях машины— генераторы переменного и постояцного тока. На тепло вых электростанциях генераторы приводятся в действие паровыми или газовыми турбинами, на гидростанциях — гидротурбинами. Тепловые электростанции располагают вблизи источников топли ва (уголь, торф). Гидравлические электростанции строят на ре ках, используя напор воды. В городах размещают теплоэлектро централи (ТЭЦ), назначение которых — выработка электрической энергии и снабжение тепловой энергией прилегающих районов города. Современные атомные электростанции (АЭС) по существу яв ляются тепловыми, в которых котел заменен ядерным реактором и парогенератором. К электростанциям небольшой мощности от носятся дизельные электростанции, генераторы которых приво дятся в действие дизелями. Такие электростанции монтируют в 5 небольших городских поселках, в сельской местности, а также выполняют передвижными' (ПЭС) для нужд строительства. На рис. 1 показана структурная схема электроснабжения го рода. Генераторы ГРЭС вырабатывают электроэнергию напряже нием б, 10 или 15 кв. При таком напряжении передавать электро энергию на большое расстояние (более 4—6 км) нецелесообразно, так как падение напряжения и потери электроэнергии в линиях превысят допустимые нормы. Поэтому при электростанциях име ются повысительные силовые трансформаторы 2, которые повы шают напряжение до расчетного (35, ПО, 150, 220, 330, 500, 750 кв), и при этом напряжении электроэнергия передается на большие расстояния. На электрических понизительных подстан циях 4, расположенных в черте города, напряжение понижается до 6;—10 кв. Понизительная подстанция обычно состоит из двух частей: открытой части напряжением 110—220 кв и закрытой ча сти, в которой имеется распределительное устройство напряже нием 6—10 кв. Ц е н т р п и т а н и я (ЦП) представляет собой распредели тельное устройство генераторного напряжения электростанции или распределительное устройство вторичного напряжения пони зительной подстанции энергосистемы, имеющей устройство для регулирования напряжения, к которому присоединены электри ческие сети данного района. В последнее время для Снижения стоимости строительства понизительных подстанций распределительные устройства напря жением 6—10 кв также монтируют на открытом воздухе; выпол няют их в виде группы закрытых металлических шкафов комп лектных распределительных устройств для наружной установки (КРУН). Силовые трансформаторы устанавливают в открытой части подстанции. Для передачи электроэнергии потребителям от распределительного устройства напряжением 6—10 кв понизи тельной подстанции в разные точки города отходят линии. В боль шинстве случаев . это кабельные линии 5, прокладываемые при выходе с подстанции в кабельных туннелях и далее в земле, а в больших городах — в городских коллекторах. Высоковольтные воздушные линии в черте города постепенно заменяют кабель ными, так как воздушные линии нарушают архитектурный ан самбль города и мешают развитию городского транспорта. Как видно из рис. 1, кабельная линия от центра питания про ложена в распределительный пункт 6. Такая кабельная линия, не имеющая распределения электроэнергии по ее длине от центра питания до распределительного пункта называется питающей ка бельной линией. Р а с п р е д е л и т е л ь н ы й п у н к т (РП) — электроустановка, предназначенная для приема и распределения электроэнергии без преобразования и трансформации (на одном напряжении) и со держащая коммутационные аппараты, устройства защиты, авто матики и телемеханики, измерительные приборы, сборные и сое динительные шины. Из распределительного пункта 6 по разным 6 направлениям отходят кабельные линии 7, питающие ряд транс* форматорных подстанций 8. Такие линии называются распредели тельными. Т р а н с ф о р м а т о р н а я п о д с т а н ц и я (ТП) представляет собой электроустановку, служащую для преобразования и рас пределения электроэнергии и состоящую из силовых трансформа торов, распределительных устройств напряжением до и выше1000 в, устройств управления и вспомогательных сооружений. От крытая трансформаторная подстанция, все оборудование которой установлено на высоких конструкциях или на опорах линий элект ропередачи, называется столбовой или мачтовой (МТП). От трансформаторных подстанций непосредственно к потреби телям отходят воздушные линии или распределительные кабели 9■ напряжением до 1000 в. Эти кабели проложены к вводным рас пределительным устройствам (вводам) 10 или распределительным щитам, находящимся в зданиях потребителей. От вводов или распределительных щитов в домах проложены магистрали (стоя ки), от которых в свою очередь отходят отпайки по кварти рам. Питающие кабельные линии могут быть проложены от центра питания не только в распределительный пункт, где нет трансфор маторов, но и в главные понизительные подстанции заводов, где электроэнергия распределяется по распределительным кабельным линиям и преобразуется с помощью силовых трансформаторов в электроэнергию напряжением до 1000 в. В этом случае на главной понизительной подстанции завода устанавливают силовые транс форматоры и распределительный щит напряжением до 1000 в, от которого электроэнергия по кабельным линиям передается не посредственно в цехи и далее к электроприемникам. Г о р о д с к а я э л е к т р и ч е с к а я с е т ь — это электрическая сеть, расположенная на территории данного города и представля ющая собой совокупность питающих линий от центров питания, распределительных пунктов и трансформаторных подстанций, рас пределительных линий напряжением 6—10 кв и до 1000 в и ввод ных устройств у потребителей. Для обслуживания городских электрических сетей в крупных городах (областного значения) организованы управления элект росетями города, подчиняющиеся непосредственно соответствую щей энергосистеме, далее эксплуатационным главкам и Министер ству энергетики и электрификации СССР. Электрические сети других городов находятся в ведении Министерства коммунального хозяйства соответствующей республики. Персонал, обслуживающий городские электросети, должен обеспечить: надежное и бесперебойное снабжение электроэнергией потре бителей; исправное состояние всего сетевого оборудования и линий; качественную передачу электроэнергии, т. е. подачу нормаль ного напряжения потребителям; 7 экономичную передачу электрической энергии, т. е, передачу ее с наименьшими потерями и наименьшими материальными затратами. Контрольные вопросы 1. В чем отличие энергетической системы от электрической? 2. Каков путь передачи электроэнергии от электростанции до потребителей в городе? 3. Какое назначение имеют центр питания, распределительный пункт, транс форматорная подстанция, питающая и распределительная линии? 4. Какие задачи стоят перед персоналом, обслуживающим городские элект» рические сети? Глава II СХЕМЫ, ЧЕРТЕЖИ И ПЛАНЫ § 1. Виды и масштабы чертежей Для изображения электротехнического оборудования, зданий, распределительных устройств применяют чертежи, которые позво ляют определить форму и размеры изображаемого предмета и всех его деталей. Из-за невозможности в большинстве случаев изобразить пред мет в натуральную величину его вычерчивают в уменьшенном размере. Отношение длины отрезка на чертеже к его действительной длине называется масштабом. Рекомендуемые масштабы для чертежей по ГОСТ 2.302—68 следующие: 1:2; 1:5; 1:10; 1:20; 1:50; 1:100; 1:200; 1:500; 1 : 1000; 1:2000; 1 :5000 и т. д. Масштаб, в котором выполнен чертеж, должен быть указан на чертеже в предназначенной для этого графе в угловом штампе в виде 1:500; 1:2000 и т. д., при отсутствии ш тампа— в виде М 1 : 500, М 1 : 2000 и т. д. Чертежи, применяемые в технике, можно разделить на маши ностроительные, строительные и специальные. М а ш и н о с т р о и т е л ь н ы е чертежи представляют собой изображение машин, механизмов и их деталей. С т р о и т е л ь н ы е чертежи изображают внутреннее устрой ство и внешний вид зданий и сооружений, отдельные их части и узлы. С п е ц и а л ь н ы е чертежи по содержанию очень разнообраз ны, но в основу их положены принципы машиностроительного черчения. Одним из разделов специальных чертежей являются электро технические чертежи. На этих чертежах изображают различные электрические устройства, схемы аппаратов, приборов, электро установок и электрических сетей. § 2. Э лектротехнические чертеж и и схемы К электротехническим чертежам относятся схемы электриче ских соединений, представляющие собой наглядное упрощенное изображение связи отдельных элементов электрической цепи. Обозначения электрических устройств, машин, аппаратов, при боров и т. п. на схемах стандартизованы, т. е. для каждого вида электрических машин, аппаратов, приборов установлено условное обозначение, применение которого является обязательным (ГОСТ 2.721—68 — ГОСТ 2.751—68). Наиболее употребительные условные обозначения в электри ческих схемах приведены в табл. 1. 9 Таблица Условные обозначения в электрических схемах Наименование 1 Обозначение ' 2 Провод, кабель, шина электрической цепи Ответвление одного провода, кабеля, шины Генератор трехфазный Обмотка трехфазная, соединенная в звезду т А Обмотка трехфазная, соединенная в треугольник Обмотка трехфазная, соединенная в звёзду с выведен ной нейтральной (средней) точкой г Заземление А . Соединение провода с землей i " Повреждение изоляции: между проводами на корпус JL на землю Реактор Разрядники: трубчатый - о - * [Ф, 4 10 1 Продолжение табл. 1 1 2 4 вентильный и магнитовентильный Реле тока 0 Счетчик ватт-часов Wh Амперметр ® Разъединитель однополюсный [1 Предохранитель плавкий Резистор нерегулируемый Катушка индуктивности, россель без сердечника ■х'4= Конденсатор нерегулируемый Контакт штепсельного разъема: штепсель гнездо ------------ > ------------ < Продолжение табл. 1 2 1 Однолинейное Цепь из двух проводов, кабелей, шин Цепь из трех проводов, кабелей, шиш ------# — Многолинейное У — W------ 11 Продолжение табл. 1 1 Цепь четырехпроводная 2 -шФорма I Форма II Трансформатор тока с одной вторичной обмоткой Трансформатор тока с одним сердечником и двумя вторичными обмотками Г iZ Электрические схемы разделяются на структурные, принципи альные (полные), соединения (монтажные) и общие. На структурной схеме изображают основные части электро установок и их связь. Такие схемы применяют для сложных уста новок, и они дают лишь общее представление об установках. При мером структурной схемы является рис. 1. Значительно полнее отдельные части установки и всю установ ку в целом изображают условно на принципиальных схемах, на которых показывают основные машины и аппараты каждой элект роустановки и дают их краткую техническую характеристику, а также показывают линии, связывающие эти установки. На прин ципиальные схемы можно наносить и коммутационные аппараты (выключатели и разъединители).. Принципиальные схемы выпол няют однолинейными или многолинейными. В однолинейных схемах все соединения между аппаратами, установками и т. п., осуществляемые многими шинами или прово дами, изображают одной линией. В многолинейных схемах соеди нения между аппаратами, установками и т. п. изображают не сколькими линиями. Однолинейные схемы чаще употребляют при проектировании и эксплуатации электрических установок. На электрических принципиальных схемах изображают схемы первичных и вторичных соединений. С х е м а п е р в и ч н ы х с о е д и н е н и й изображает цепь, со стоящую из отдельных элементов злектооустановки и соединяю щих их проводов, токовых обмоток измерительных приборов и первичных обмоток измерительных трансформаторов, по которым протекает ток нагрузки. С х е м а в т о р и ч н ы х с о е д и н е н и й изображает электри ческую цепь от источника питания (вторичных обмоток измери тельных трансформаторов, аккумуляторных батарей, выпрями тельных устройств и т. п.) до измерительных приборов, реле, при боров автоматики и телесигнализации и т. д. Условные графические обозначения в схемах выполняют со вмещенным или разнесенным способом. На схемах, выполненных совмещенным способом, составные части схемы изображают со вместно, т. е. в непосредственной близости друг от друга. На схемах, выполненных разнесенным способом, условные гра фические обозначения составных частей схемы располагают по принципу электрической связи между этими частями, поэтому отдельные части одного и того же элемента схемы могут быть изображены в разных местах. Таким способом чаще всего выпол няют схемы вторичных соединений. На рис. 2 приведена принципиальная схема первичных соеди нений сети, ее структурная схема показана на рис. 1. Из рис. 2 видно, что понизительный трансформатор мощностью 20 тыс. ква присоединен как к линии ПО кв, так и к шинам 10 кв через разъ единители 1 и 4 и выключатели 2. Питающая кабельная линия 8 присоединяется к шинам ЦП через шинный разъединитель 4, мас ляный выключатель 2, реактор 5 и линейный разъединитель 6. 13 Каждую кабельную линию, заходящую в распределительный пункт, независимо от того, является ли она питающей или рас пределительной, присоединяют к шинам РП через линейный разъ- Рис. 2. Принципиальная схема электроснабжения потребителей города: 1 — разъединители ПО кв, 2 — выключатели, 3 — понизи тельный трансформатор центра питания, 4 — шинные разъединители, 5 — реактор, 6 — линейные разъединители, 7 — заземляющие разъединители, 8 — питающая кабель ная линия, 9 — распределительная кабельная линия, 10 — кварцевый предохранитель 10 кв на 40 а, 11 — силовой трансформатор, 12 — рубильник, 13 — предохранитель на пряжением до 1000 в, 14 — кабельная линия напряжением 0,4 кв, 15 — вводное устройство у потребителя единитель 6Умасляный выключатель 2 и шинный разъединитель 4. Для возможности заземления кабельных линий и оборудования при работах в РП установлены заземляющие разъединители 7. Распределительная кабельная линия 9 заходит в трансформа торную подстанцию, где установлен силовой трансформатор 11 мощностью 400 ква, напряжением 10/0,4 кв. Трансформатор со стороны 10 кв защищен кварцевым предохранителем 10 на 40 а и присоединен к шинам трансформаторной подстанции с помощью разъединителя. Трансформатор питает электроэнергией щит на- Рис. 3. Полная схема подстанции с АВР на секционном выключателе: I — шинные разъединители с заземляющими ножами, 2 — выключатели, 3 — линейные разъ единители с заземляющими ножами, 4 — однофазные трансформаторы напряжения, 5 — пре дохранители ПКТ-10, 6 — вольтметр, 7 — реле (В — времени, У — указательное, Т — токовое), 8 — амперметр, 9 — трансформаторы тока, 10 — заземляющие разъединители шин, 11 — сило вые трансформаторы, 12 — щит напряжением 0,4 кв; 1—X — номера камер пряжением 0,4 кв. Кабельные линии 14 напряжением 0,4 кв при соединяют к щиту через рубильники 12 и предохранители 13. Эти линии заходят в вводные устройства 15, установленные внутри жилого дома. В вводном устройстве имеются рубильник и предо хранитель, к которому присоединена проводка, проложенная не посредственно в квартиры жилого дома. Однако принципиальная схема соединений не показывает, ка кие приборы измерений, защиты, автоматики должны быть уста новлены во вторичной цепи данной установки. Поэтому применяют полные схемы установок, на которых наряду с аппаратами пер 15 вичных соединений указываются также аппараты и приборы вторичной коммутации. На рис. 3 показана полная схема подстанции, автоматизиро ванной по схеме АВР (автоматического включения резерва) на секционном выключателе. В камеры / / / и VIII заходят питающие кабели, в камере VI установлен секционный выключатель, нормально отключенный, в камерах IV и VII установлены однофазные трансформаторы на пряжения 4, предназначенные для измерения напряжения и дей ствия реле 7 автоматики. В камерах V и IX установлены выключатели силовых транс форматоров 11 мощностью по 400 ква и приборы вторичной ком мутации: амперметры и токовые реле. В камерах / и X установлены заземляющие разъединители шин, камера 11 является резервной. Таким образом, полная схема дает представление о месте уста новки и количестве аппаратов первичных соединений и аппаратов и приборов вторичной коммутации. На основании полной схемы можно составить перечень обору дования и приборов вторичной коммутации данной установки. Схема соединений (монтажная) показывает соединения со ставных частей установки и определяет провода, кабели, которыми осуществляют эти соединения, а также места их присоединения и ввода в установку. Схемами соединений пользуются при разра ботке чертежей, определяющих раскладку и способы крепления проводов, кабелей в установке, а также для осуществления при соединений при наладке, контроле и ремонте установок. На монтажных схемах изображают наиболее рациональную раскладку проводов и указывают места установки реле. Монтаж ные схемы выполняют без соблюдения масштаба. Приведенные выше схемы не дают представления о конструк циях электроустановок. Чтобы ясно представить конструкцию данной электроустановки (что необходимо при ее строительстве), выполняют комплекс строительных и электротехнических чер тежей. На строительных чертежах показывают общий вид, план и разрезы помещения электроустановки, на электротехнических чертежах — принципиальную схему, общий вид и разрезы элект роустановки, расположение электроаппаратуры, отдельные кон структивные узлы. Если устройства несложны, эти чертежи со вмещают. Примерами чертежей электроустановок могут служить рис. 22—24. Чертежи силового и осветительного электрооборудования и электросетей выполняют на плане предприятия или бытового по мещения. План изображают в масштабе 1:100 или 1:200 и на нем указывают расположение электрооборудования. Электриче ские сети и ответвления к отдельным электроприемникам изобра жают на этом же плане в виде однолинейной схемы с соблюде 16 нием трассы фактической прокладки данной линии, электрическое оборудование и проводку к нему показывают определенными ус ловными графическими обозначениями согласно ГОСТ 2.754—72. § 3. И зображ ение наруж ны х электрических сетей Организация, эксплуатирующая электрические сети, должна иметь принципиальные схемы электрических сетей, схемы их гео графического расположения и планы расположения всех кабель ных линий и сооружений. нительные пункты Схемы географического расположения электросетей выполняют на плане местности в масштабе 1 :2000; 1 : 5000 или на условном плане, где указывают места расположения распределительных пунктов и трансформаторных подстанций, направление кабельных и воздушных линий, вводы в жилые дома. Обычно такие схемы выполняют раздельно для сетей напряжением до 1000 в и выше. На рис. 4 показана схема географического расположения уча стка сети напряжением до 1000 в. Такая схема позволяет дежур ному персоналу при поступлении сообщения от потребителей об отсутствии напряжения легко определить по адресу участок сети, имеющий повреждение, и выслать в трансформаторную подстан цию, от которой потребитель получает электроэнергию, бригаду 2 Заказ 343 17 для ликвидации повреждения. Эта схема позволяет также опре делить способы присоединения дополнительной мощности по за просам потребителей в том или ином участке сети. Наиболее сложными, требующими точного расположения ка бельных линий, являются планы кабельных сетей города. Планы кабельных сетей города выполняют в масштабе 1 :500, а отдель ные участки, где имеется большое количество кабельных линий (например центры питания), — в масштабе 1:200 или 1:100. Таблица Условные обозначения подземных сооружений Наименование Силовые кабели Обозначение —------------------------------------- Трамвайные кабели Радиокабель Телефонный кабель / ----- / Телеграфный кабель W ------- W /— /- W— Кабель наружного освещения Водопровод а Водосток -ш Канализация Теплопровод Газопровод 18 н I-------1 2 Проекты трасс кабельных линий выполняют в масштабе 1 :500 на геодезическом плане, где указаны все наземные и подземные сооружения, расположенные в данной зоне, с таким расчетом, чтобы проектируемая кабельная линия не попала на уже имею щееся под землей какое-либо сооружение (тепло-, газо- и водо провод, телефонную канализацию и т. д.). На геодезических планах все подземные сооружения показаны условными обозначениями (табл. 2). Проекты трассы кабельной линии согласовывают с эксплуа тационной организацией, в чьем ведении будет находиться ка бельная линия, а также с отделом подземных сооружений город ского Совета или другой организацией, координирующей все про кладки подземных сооружений в данном городе. Геодезисты разбивают трассу прокладки кабеля на местности согласно проекту. При производстве работ по прокладке кабель ных линий составляют исполнительный эскиз трассы проложенного кабеля, т. е. замеряют расстояние от кабеля и соединительных муфт от деревянных или временных сооружений. Не допускаются замеры от деревянных или временных сооружений. Если кабельную линию прокладывают в поле, где нет соору жений, то по трассе линии устанавливают специальные железо бетонные вешки. Вешки ставят на поворотах, у соединительных муфт и через каждые 100 м на прямолинейной трассе. Эскизирование (составление эскиза) кабельной линии осуще ствляют представители строительно-монтажной и эксплуатацион ной организаций. Эскиз выполняют без масштаба и заносят в специальную эскизную книжку. После прокладки кабельной линии строительно-монтажная организация представляет эксплуатационной организации испол нительные чертежи кабельной линии. Организация, эксплуатирующая кабельные сети, получив ис полнительный чертеж, проверяет его по своим исполнительным эскизам и наносит новую кабельную линию на планы кабельных сетей. Планы кабельных сетей обычно представляют собой планы города, на которых в целях более четкого указания места распо ложения кабельных линий другие подземные сооружения не ука заны. Планы кабельных сетей вычерчивают на листах ватмана, а затем с них снимают копии, которыми пользуются непосредствен но на месте работ. План выполняют следующим образом: на лист ватмана нано сят карандашом все наземные сооружения с проекта, сверенного с местностью (при отсутствии проекта или несовпадении его с ориентирами на местности производят специальную геодезическую съемку местности). Далее чертят сначала карандашом трассу проложенной кабельной линии согласно исполнительному эскизу с указанием точного ее расположения по отношению к нанесен ным на план сооружениям и затем обводят цветной тушью, а контуры зданий, наземных сооружений и люки колодцев — черной 2* 19 тушью. Кабельные линии в зависимости от напряжения и назна чения наносят на точные планы тушью разных цветов, размерные линии и размеры — черной тушью. Соединительные муфты ука зывают также черной тушью. При выполнении планов кабельных линий приходится считать ся с некоторыми условностями. Например, если по одной трассе проходит несколько кабельных линий, то ширина общего пучка их на чертеже может превзойти действительную ширину пучка кабельных линий в масштабе. Поэтому нельзя определять распо ложение кабельных линий по масштабу, необходимо руководство ваться только размерами, указанными на плане. Аналогично выполняют планы воздушных линий электропере дачи (ЛЭП). Планы линий электропередачи в зависимости от длины линий должны иметь масштаб 1:1000; 1:5000; 1:10000 и т. д. На плане линии электропередачи указывают номера опор. На планах линий напряжением ниже 1000 в кроме опор указывают номера вводов в жилые дома. Если план трассы линии выполнен в масштабе менее 1 : 10000, на таком чертеже номера опор не ста вят, а вычерчивают план трассы по частям в масштабе 1 : 1000 или 1 : 2000 с указанием номеров опор. Для линий электропередачи, пересекающих водные простран ства, железные дороги, шоссе или другие ЛЭП, необходимо кроме планов выполнять продольные профили участков пересечения, также нужно иметь чертежи опор, установленных на данной линии. Контрольные вопросы 1. Какие имеются виды чертежей и в каких масштабах они выполняются? 2. Какие условные обозначения применяются в электрических схемах? 3. Как различаются электрические схемы? 4. Для чего предназначены и как выполняются схемы географического рас положения электрических сетей? 5. Для чего и как выполняются планы кабельных сетей и воздушных линий? Глава III РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА ГОРОДСКИХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ § 4. П ринципиальные схемы электроснабж ения города Прежде чем перейти к описанию распределительных устройств, необходимо рассмотреть принципиальные схемы сетей, что позво лит установить роль распределительных устройств в системе электроснабжения города. Схемы построения питающих и распределительных сетей раз личны по степени обеспечения надежности электроснабжения электроприемников. В соответствии с Правилами устройства электроустановок электроприемники по степени надежности элект роснабжения разделяются на три категории. К п е р в о й к а т е г о р и и относятся электроприемники, на рушение электроснабжения которых может повлечь за собой опасность для жизни людей, значительный ущерб народному хо зяйству, повреждение оборудования, массовый брак продукции, расстройство сложного технологического процесса, нарушение особо важных объектов городского хозяйства. К таким электроприемникам городских электрических сетей относятся: сооружения с массовым скоплением людей (театры, кинотеатры, стадионы, клубы, универмаги и т. п.), электрифици рованный транспорт (метрополитен, железные дороги), больницы, предприятия связи (телеграф, радиостанции, телевизионные цент ры, трансляционные узлы), высотные здания, группы городских потребителей с нагрузкой выше 10000 ква, некоторые силовые установки (вращающиеся печи с дутьем). Электроприемники первой категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых источников питания, при чем перерыв в электроснабжении допускается только на время автоматического ввода резервного питания. В о в т о р у ю к а т е г о р и ю входят электроприемники, до пускающие перерыв в электроснабжении на время, необходимое для включения резервного питания дежурным персоналом пред приятия или выездной бригадой электроснабжающей организации. К таким электроприемникам относятся жилые дома высотой бо лее 5 этажей, школы и учебные заведения, лечебные и детские учреждения, силовые установки, допускающие перерывы в элект роснабжении без повреждения основного оборудования, группы городских потребителей с общей нагрузкой от 300 до 10000 ква. Все остальные электроприемники относятся к т р е т ь е й к а т е г о р и и , и для них допустимы перерывы в электроснабжении на время ремонта поврежденного элемента системы электроснаб жения, но не более одних суток. Наиболее дешевой и простой схемой электроснабжения элект роприемников третьей категории является радиальная тупиковая 21 схема (рис. 5). Эта схема электроснабжения не является надеж ной, так как при повреждении питающего или распределительного кабеля электроприемники будут оставаться без электроэнергии на период ремонта кабеля. В настоящее время такую схему электроснабжения городских электроприемников применять не рекомендуется. ип И рпf рпг щРП Ш тп Рис. 5. Тупиковая схема электроснабжения Рис. 6. Кольцевая схема электро снабжения Для электроприемников второй и третьей категорий может быть применена более надежная, кольцевая схема электроснаб жения, показанная на рис. 6. При повреждении любого из рас пределительных кабелей электроснабжение электроприемников восстанавливают ручным отключением поврежденного кабеля и включением резервного. В кольцевой схеме электроснабжения имеются места деления (разрывы) сети, в которых постоянно от ключены разъединители или выключатели. Разъединители или выключатели в месте деления сети вклю чают при необходимости подачи электроэнергии от резервной линии в случае повреждения основной линии или отключения ее для производства на ней работ. Перерыв в электроснабжении при этой схеме допускается на время, необходимое для отключения поврежденного участка и производства переключений (примерно 2 ч). 22 Более надежными схемами электроснабжения электроприем ников являются схемы, в которых предусматривается параллельная работа питающих линий или автоматическое включение резерв ного питания (АВР). На рис. 7 показаны схемы электроснабжения распределитель ных пунктов с двумя параллельно работающими питающими ка- ф! РП а) Рис. 7. Схемы питающей сети с направленной макси мальной токовой защитой: а — одного РП, б — двух РП с кабелем связи между ними; Й — условное обозначение наличия направленной защиты белями и направленной максимальной токовой защитой. Повреж денный кабель отключается с двух сторон выключателями, а пи тание электроприемников продолжается бесперебойно по другому питающему кабелю. Рис. 8. Схемы питающей сети с АВР: и — с секционным АВР, б — с АВР на кабеле связи 23 Такую схему применяют для электроснабжения электроприем ников второй категории, так как при выходе из строя питающего центра электроснабжение будет нарушено. Наиболее надежными схемами электроснабжения являются схемы, в которых электро приемники получают электроэнергию от двух различных центров питания. На рис. 8 показаны схемы электроснабжения электроприем ников от двух центров питания с одним и двумя РП с АВР. При повреждении одного из питающих кабелей автоматически от дей ствия защиты и автоматики поврежденный кабель отключается с двух сторон выключателями, после чего автоматически включа ется выключатель резерва и восстанавливается питание электро приемников. Схемы, приведенные на рис. 7 и 8, применяют для электро снабжения электроприемников первой, а также второй категории, если капитальные затраты для осуществления таких схем не уве личиваются более чем на 15% по сравнению с затратами для осуществления схем ручного ввода резерва. В схемах на рис. 7 и 8 нагрузка каждой питающей линии должна быть в таких пределах, чтобы при выходе из строя одной из питающих линий другая линия могла принять на себя с учетом кратковременной перегрузки нагрузку поврежденной. Эти нагрузки определяются расчетом и составляют примерно 65% от длительно допустимых. При построении схем распределительных сетей для электро снабжения электроприемников первой и второй категорий приме няют схемы с АВР на высшем напряжении и двухлучевые схемы с АВР на низшем напряжении. РПI РП2 О) РПI РП2 6) Рис. 9. Схемы электроснабжения трансформаторной подстанции с АВР на стороне высшего напряжения: а -» на выключателе кабеля, б — на секционном выключателе На рис. 9 показана схема электроснабжения трансформатор ной подстанции с АВР на стороне высшего напряжения. Если повреждается линия, отходящая от РП2, то от действия защиты и автоматики она отключается с двух сторон выключателями, 24 после чего автоматически включается выключатель АВР. Такую схему чаще всего применяют для электроснабжения промышлен ных предприятий. Двухлучевая схема (рис. 10) предусматривает питание одной трансформаторной подстанции двумя кабельными линиями. Каж дая кабельная линия в трансформаторной подстанции питает свой трансформатор (лучи А и Б), на котором со стороны низшего напряжения установлены контакторы, автоматически переклю чающие нагрузку с одного трансформатора на другой при исчез новении напряжения на каком-либо из них. Двухлучевая схема широко применяется для электроснабжения жилых кварталов сплошной застройки в крупных городах. Она используется также в сочетании со схемой АВР (рис. 11). Схему сетей напряжением до 1000 в выполняют тупиковыми, петлевыми (кольцевыми) или замкнутыми. Наиболее распростра ненными являются петлевые схемы. В этом случае к вводному устройству подходят два кабеля, каждый из которых обеспечи вает снабжение электроэнергией электроприемников при повреж дении одного из кабелей. Для электроприемников первой категории выполняют автома тику АВР на вводно-распределительных устройствах или в рас пределительных сетях, отходящих от вводно-распределительных устройств, и в этом случае электроснабжение осуществляется не сколькими (не менее двух) кабельными линиями напряжением до 1 кв от различных трансформаторов. 25 В замкнутых кабельных сетях все кабельные линии напряже нием до 1000 в включены параллельно (замкнуты), а в трансфор маторных подстанциях на силовых трансформаторах установлены автоматы обратной мощности, отключающие трансформаторы от сети при повреждении распределительных кабелей напряжением выше 1000 в или устанавливаются специальные предохранители, обеспечивающие селективное отключение поврежденного участка. Замкнутые сети напряжением до 1000 в предусматривают питание от нескольких трансформаторных подстанций, получающих элект роэнергию от различных источников электроснабжения, и наличие разветвленной кабельной сети с кабелями достаточного сечения. Замкнутые сети напряжением до 1000 в обеспечивают надежное электроснабжение потребителей, так как при отключении участка сети напряжением 6—10 кв напряжение у потребителей сохраня ется. Замкнутые сети напряжением до 1000 в в связи со сложно стью защиты от коротких замыканий в Советском Союзе приме няются редко. В настоящее время автоматизированные схемы электроснаб жения широко применяются в городских электросетях, что при водит их к полной автоматизации. В этом случае любое повреж дение в сети 6—10 кв и самих трансформаторов не приводит к прекращению электроснабжения потребителей и все эти повреж дения могут длительное время остаться незамеченными для персонала электросети. Поэтому в городских электросетях приме няют устройства телемеханики, подающие сигнал на соответству ющий диспетчерский пункт об изменении положения в РП указа телей сигнализации замыкания на землю, положения выключате лей, и позволяющие производить измерения нагрузки и напряжения контролируемых объектов и в некоторых случаях телеуправле ние выключателями. Такие устройства устанавливают в ЦП, РП и ТП. Применение установок телемеханики способствует улучше нию технико-экономических показателей электросети, так как позволяет отказаться от постоянного дежурного персонала на телемеханизированных объектах и сократить время ликвидации повреждений и т. п. § 5. Компенсация ем костны х токов замыкания на зем лю Электрические сети напряжением 6—10 кв работают в зави симости от величины тока замыкания на землю с изолированной или заземленной через дугогасящие катушки нейтралью. При токах замыкания на землю в сетях 6 кв более 30 а и в сетях 10 кв более 20 а согласно ПУЭ нейтраль должна быть за землена через дугогасящие катушки для компенсации этих токов. Преимуществом такой системы работы является то, что в слу чае возникновения однофазного замыкания на землю электро приемники продолжают нормально работать и, следовательно, электроснабжение потребителей не нарушается. 26 Городские кабельные сети, имеющие значительную протяжен ность, обладают большой емкостью, так как сам кабель пред ставляет собой в некотором роде конденсатор. Поэтому при по явлении в такой сети однофазного замыкания на землю ток за мыкания на землю в месте повреждения может достигнуть десят ков и даже сотен ампер. При таких больших значениях токов изоляция кабеля в месте повреждения быстро разрушается и однофазное замыкание на землю переходит в двух- и трехфазное короткое замыкание, что вызывает отключение' участка сети вы ключателем, т. е. перерыв в электроснабжении потребителей. Устойчивое замыкание на землю в сети с изолированной нейтра лью возникает не сразу, а сначала в виде «перемежающейся» дуги. В момент перехода тока через нулевое значение дуга пре кращается, а затем возникает вновь. Это явление сопровождается опасным повышением напряжения относительно земли на непо врежденных фазах и может вызвать нарушение изоляции на дру гих участках сети. Чтобы возникающая в месте повреждения дуга погасла, необ ходимо компенсировать емкостный ток замыкания на землю. Ком пенсацию емкостного тока замыкания на землю производят вклю чением в нулевую точку сети индуктивной заземляющей дугогася щей катушки. Заземляющая дугогасящая катушка представляет собой об мотку с железным магнитопроводом, помещенную в кожух, запол ненный маслом. Главная обмотка дугогасящей катушки имеет ответвления для пяти значений тока, чтобы можно было регули ровать индуктивный ток. Кроме главной обмотки, катушка имеет сигнальную обмотку напряжения, к которой подключают реги стрирующий вольтметр, по показаниям которого можно определить напряжение нулевой последовательности во время работы катуш ки. Один из выводов главной обмотки дугогасящей катушки вклю чают в нулевую точку обмотки высшего напряжения трансфор матора, имеющего схему соединения обмоток — звезда с нулем — треугольник, либо путем установки специального заземляющего трансформатора, другой вывод главной обмотки присоединяют к земле. Обычно заземляющие трансформаторы применяют не только для подключения дугогасящей катушки, но и для питания нагрузки собственных нужд подстанции; в этом случае заземляющий транс форматор устанавливают на центре питания. Установка компен сирующего устройства также может быть осуществлена и в сети. Мощность заземляющего трансформатора определяется величиной тока катушки и нагрузкой собственных нужд подстанции (ПЦ). Схема включения дугогасящей катушки приведена на рис. 12. При нормальном режиме в сети потенциал нейтральной точки трансформатора равен нулю и ток через катушку не проходит. В случае замыкания на землю какой-либо фазы в сети нейтраль ная точка трансформатора получает потенциал и катушка гене рирует индуктивный ток, отстающий от напряжения на 90°. 27 Емкостный ток заземления, протекающий в месте повреждения, опе режает напряжение на 90°. В месте повреждения происходит взаимная компенсация емкостного и индуктивного токов, так как они сдвинуты по фазе на 180° и дуга в месте повреждения или не возникает, или, возникнув, быстро гаснет. Для контроля за работой ду 6-Юкв гогасящей катушки в ее цепь включают трансформатор тока, к вторичной обмотке которого при соединяют амперметр и токовые реле для измерения тока заземле ния и подачи звукового и свето вого сигналов дежурному персо налу. При отсутствии дежурного персонала на ПЦ для передачи сигнала дежурному диспетчеру сети используют устройства теле механики. Дугогасящую катушку выби рают и настраивают с таким рас четом, чтобы ее ток был на 20— 25 а менее емкостного тока зазем ления, при этом происходит недо статочная компенсация емкостно го тока, что необходимо для пра вильной работы сигнализации за Рис. 12. Принципиальная схема мыкания на землю. Остаточный включения дугогасящей катушки: ток 30 а для сетей 6 кв и 20 а для / — заземляющий трансформатор, 2 — выключатель, 3 — сигнальная обмотка сетей 10 кв является допустимым напряжения с вольтметром, 4 — дугога сящая катушка, 5 — трансформатор то и не вызывает больших разруше ка, 6 — амперметр, 7 — токовое реле, ний в месте повреждения. 5 — звуковая и световая сигнализация В настоящее время широко применяются дугогасящие катуш ки, имеющие плавную автоматическую настройку. При появлении однофазного замыкания в сети такие дугогасящие катушки гене рируют индуктивный ток и автоматически подбирают его вели чину, необходимую для компенсации возникшего емкостного тока. § 6. Распределительные устройства напряжением 6— 10 кв Наиболее распространенными электроустановками в городских электрических сетях являются распределительный пункт (РП) и трансформаторная подстанция (ТП). На рис. 13 показана принципиальная схема РП, где одно или несколько присоединений являются питающими (по ним электро энергия поступает от центра питания), а остальные— распреде лительными. Распределительный пункт представляет собой рас пределительное устройство, состоящее из нескольких секций сбор 28 ных шин 7, камер для оборудования, коридора управления и помещения для установки устройств защиты, автоматики и теле механики. Сборные шины расположены в верхней части РП горизон тально на расстоянии не менее 500 мм от верхнего перекрытия Рис. 13. Принципиальная схема распределитель ного пункта (РП): / — линейные разъединители с заземляющими ножами, 2 — трансформаторы тока, 3 — выключатели, 4 — шинные разъединители с заземляющими ножами, 5 —трансфор матор напряжения, 6 — предохранитель ПК.Т, 7 — сбор ные шины, 8 — секционные разъединители, 9 — заземляю щие разъединители шин РП. Расстояние между сборными шинами различных фаз должно быть не менее 100 мм при напряжении 6 кв и 130 мм при напря жении 10 кв. Шины крепят к опорным изоляторам, установленным на металлических конструкциях или бетонных стенах. Секции шин РП разделены секционными разъединителями 8 для отключения каждой секции шин при ремонтах или при повреждении. Каждая секция сборных шип имеет заземляющие разъединители 9 для за земления при выполнении ремонтных работ. Камеры в РП в зависимости от вида установленного в них оборудования делятся на камеры выключателей, измерительных трансформаторов напряжения, разрядников, заземляющих разъ единителей. На рис. 13 показана схема РП на восемь камер, из которых пять для выключателей, одна для трансформатора напряжения и две для заземляющих разъединителей шин. В камерах выключа телей установлены линейные разъединители с заземляющими но жами 1, трансформаторы тока 2, выключатели 3, шинные разъеди нители с заземляющими ножами 4 и заземляющие разъединители шин 9. В камере трансформатора напряжения находятся транс форматор напряжения 5 (один или несколько), предохранитель 6 и шинные разъединители с заземляющими ножами. Камеры выключателей могут быть закрытыми или открытыми. В открытых камерах устанавливают не опасные в пожарном от ношении и невзрывоопасные масляные выключатели ВМГ-133, ВМГ-10, ВМП-10, безмасляные (газовые) выключатели и выклю чатели нагрузки. В этих же камерах размещают трансформаторы тока и разъединители. Масляные выключатели с большим объе мом масла устанавливают в закрытых камерах с аванкамерами. В этом случае камера масляного выключателя закрыта со всех сторон огнестойкими перегородками, дверь камеры выходит на ружу, а электрическое соединение выключателя со сборными ши нами выполняется с помощью проходных изоляторов или транс форматоров тока, установленных в перегородке между камерой и аванкамерой. Разъединители размещают в аванкамерах. Для предотвращения ошибочных операций с разъединителями в каждой камере имеется блокировка, допускающая отключение разъединителей только при отключенном выключателе. В случае установки однополюсных разъединителей применяют замковую блокировку, заключающуюся в установке специальных замков на приводе выключателя и сетчатых ограждениях перед линейными и шинными однополюсными разъединителями. Все три замка от крываются одним ключом, нормально вставленным в замок при вода выключателя. Ключ из привода выключателя можно вынуть только при отключенном выключателе. Каждая ячейка в распре делительном устройстве подстанции имеет свой ключ. При установке трехполюсных разъединителей в распредели тельных пунктах применяют механическую рычажную блокировку. Когда выключатель включен, система рычагов запирает бло кировочными пластинами фиксаторы приводов разъединителей, при отключении выключателя блокировочные пластины опуска ются и освобождают фиксаторы приводов разъединителей. В ячей ках, имеющих заземляющие разъединители, имеется дополнитель ная механическая блокировка, не позволяющая включить привод заземляющих разъединителей при включенных шинном и линейном 30 разъединителях, и наоборот — шинный и линейный разъединители при включенных заземляющих разъединителях. Трансформаторы напряжения в РП размещают в открытых камерах. Коридор управления РП представляет собой помещение, куда выведены приводы выключателей и разъединителей. Ширина ко ридора управления при однорядном расположении ячеек должна быть не менее 1500 мм и при двухрядном — не менее 2000 мм. Коридор управления длиной более 7 мм должен иметь два выхода. В распределительном пунк те имеются также измеритель ные приборы, реле защиты и автоматики, заземляющее уст ройство. Трансформаторная подстан ция, принципиальная схема ко торой поклзана на рис. 14, представляет собой распреде лительное устройство 6—10 кв, состоящее из шин 1, разъедини телей 2 или выключателей, пре дохранителей 3, силовых тран сформаторов 4 и распредели тельного устройства 0,4— 0,23 кв. Шины, опорные изоля Рис. 14. Схема трансформаторной под торы, разъединители и предо станции на два трансформатора: хранители напряжением б— / — шины напряжением 6—10 кв, 2 — разъ 10 кв устанавливают на сталь единители, 3 — предохранители напряжени ем б—10 кв типа ПК, 4 — силовые транс ных конструкциях — сборках форматоры, 5 — распределительное устрой ство напряжением 0,4—0,23 кв, 6 — предо или специальных камерах. Вы хранители до 1000 в ключатели размещают только в камерах. Сборки, представляющие собой стальные конструкции, разли чаются по количеству мест присоединений. В схеме на рис. 14 показана четырехместная сборка— для присоединения двух транс форматоров и двух кабелей. Предохранители устанавливают на одноместной сборке высшего напряжения. Общий вид четырехместной и одноместной сборок на напря жение 6—10 кв приведены на рис. 15 и 16. Описание камер при ведено ниже в § 9. Распределительное устройство 5 (см. рис. 14) представляет собой сборку низшего напряжения или щит напряжением до 1000 в. Сборка низшего напряжения состоит из стального кар каса, выполненного из углового или коробчатого железа, на кото ром смонтированы изоляторы для крепления шин, предохрани тели 6 и изоляторы для подсоединения кабелей. Сборки низшего 31 напряжения также различаются по количеству возможных при соединений. Так, на рис. 14 в схеме ТП на два трансформатора показаны две сборки по шесть мест. Распределительные щиты одностороннего обслуживания напря жением до 380 в собирают из панелей серии ЩО-70. Фасад четырехместной сборки А-1 Рис. 15. Четырехместная сборка 6—10 кв: 1 — стальной каркас, 2 — шины, 3 — разъединители, 4 — асбестошиферные перегородки Панели серии ЩО-70 представляют собой металлический кар кас, изготовляемый из стальных гнутых профилей, внутри которого размещают рубильники, предохранители или автоматы. Также могут быть установлены и блоки «предохранитель— выключа тель» (БПВ). С лицевой стороны панели имеют открывающуюся металлическую дверь. Рукоятки рубильников выведены также на фасад панели. Размеры панелей ЩО-70: высота 2200 мм, ширина 800 мм, глубина 600 мм. Для бесперебойного снабжения электроэнергией потребителей применяют автоматизированные трансформаторные подстанции. 32 Двухлучевая схема ТП с автоматикой на стороне низшего напря жения^ показана на рис. 17. Как видно из схемы, в трансформа торной подстанции установлены два трансформатора одинакового вторично го напряжения и одинаковой мощности, причем каждый трансформатор получает питание от разных распределительных кабелей (луч А и луч Б). А-А Рис. 16. Одноместная сборка 6—10 кв для установки предохранителей ПК: I — опорные изоляторы, 2 — шины, 3 — предохранители ПК. 4 т* стальной каркас При нормальной схеме электроснабжения, когда оба транс форматора включены и получают питание от различных источ ников (перемычка 2 нормально отключена), потребители питаются через основные контакторы КОА и КО б - Резервные контакторы КР а и КР б отключены. При исчезновении напряжения, например на луче А, контактор основного питания этого луча КОА отклю чается, автоматически включается резервный контактор КРА и все потребители получают питание от трансформатора луча Б. После отключения поврежденного участка в сети высшего напря жения луча А на шины этого луча подается напряжение и схема самовосстанавливается. Двухлучевая схема трансформаторной подстанции предусмат ривает нормальную загрузку каждого трансформатора не более 75% его номинальной мощности, так как в случае переключения нагрузки при повреждении в сети одного из лучей оставшийся в 3 Заказ 343 зз В -Ш кв 6 А Рис. 17. Двухлучевая схема трансформатор ной подстанции; 6~!0к/> / V V \7 \7 JL Ц 2 \7 \7 V 1 — разъединители, 2 — перемычка между сбор ками 6—10 кв лучей А и Б, нормально отключен ная, 3 — предохранители ПК, 4 — силовые транс форматоры, 5 — станция управления, 6 — перемыч ка между сборками на пряжением до Ю00 в, нормально отключенная, 7 — сборки с предохрани телями и отходящими ка белями напряжением до 1000 в, 8 — медные на кладки, 9 — рубильник; КО а и KOtJ — контак торы основного питания, КР 4 и КР () контак торы резервного питания V J 1 г 1; cV !)[][][][] й "Ш И Ш У \ 7 \7 \ 7 \ ? \? V \7 \7 КРк шшшфТшшшшш \1 М \7 V V \7 \7 \7 V работе трансформатор не должен загружаться более 150% его поминальной мощности. Такая нагрузка допустима не бо лее 2 ч. Двухлучевую схему с контакторами на стороне низшего на пряжения применяют для электроснабжения жилых кварталов новой многоэтажной застройки городов, а также для промышлен ных потребителей первой и второй категорий с мощностью транс форматоров до 400 ква включительно. Трансформаторные помещения, оборудованные по двухлучевой схеме с применением контакторов на стороне низшего напряже ния, рассчитаны на максимальную мощность силовых трансфор маторов 2X 400 ква при низшем напряжении 380/230 в или 2X 250 ква при низшем напряжении 230/133 в. Мощность транс форматоров ограничивается контакторами на номинальный ток 600 а, длительная нагрузка которых гарантируется заводами в пределах до 500 а при медных контактных накладках и до 600 а при серебряных накладках. В случае большей мощности .транс форматоров необходимо устанавливать по два параллельных кон тактора, что усложняет схему и увеличивает стоимость трансфор маторной подстанции. В настоящее время промышленность Советского Союза начала выпуск контакторовна 1000а. Это позво лит увеличить мощность устанавливаемых трансформаторов в трансформаторных помещениях, оборудованных по двухлучевой схеме до 400 ква при напряжении 0,23 кв и до 630 ква при напря жении 0,4 кв. Схему АВР на стороне низшего напряжения трансформаторов выполняют также на автоматах. В этом случае каждый транс форматор со стороны низшего напряжения подсоединен к своему щиту напряжением до 1000 в через автомат и щиты каждого трансформатора соединены между собой секционным автоматом, нормально отключенным. При отключении одного из трансфор маторов его автомат отключается и включается секционный, по давая напряжение на отключившийся щит. При необходимости установки силовых трансформаторов 2X 400 ква и выше применяют схему трансформаторной подстан ции с автоматическим включением резерва на стороне высшего напряжения (см. рис. 3 и 9). В такую трансформаторную под станцию заходят два кабеля от разных источников питания, т. е. от разных распределительных пунктов или разных распредели тельных кабелей одного автоматизированного распределительного пункта. При исчезновении напряжения со стороны питания вы ключатель питающего кабеля под воздействием реле отключается, после чего включается с помощью пружинного привода выключа тель резерва и шины трансформаторной подстанции получают питание от резервного кабеля. Схема автоматического включения резерва на стороне высшего напряжения по сравнению со схемой автоматики на стороне низ шего напряжения с применением контакторов имеет следующие особенности: 3* 35 при повреждении силового трансформатора потребители оста ются без напряжения на время замены поврежденного трансфор матора (при одном трансформаторе или двух имеющих различное вторичное напряжение); схема не является самовосстанавливающейся, т. е. для восста новления питания по нормальной схеме после срабатывания АВР необходим выезд дежурной бригады. § 7. Распределительные устройства напряж ением до 1000 в В сети напряжением ниже 1000 в применяют соединительные (узловые) пункты и вводные устройства. Соединительный пункт (СП) представляет собой распределительный щит или сборку, установленную в помещении или на открытом воздухе (в метал- Рис. 18. Ящик типа ЯБПВ-1 с блоком предохранитель — выключатель: а — общий вид, б — разрез блока .предохранитель — выключатель: 1 — контактные стойки с зажимами, 2 — изоляционная траверса, 3 — патрон предохранителя лическом или деревянном шкафу, обитом изнутри несгораемым материалом). Соединительные пункты устанавливают в точке сети, куда за ходит более двух кабелей. Размеры шкафов для СП зависят от размеров щита или количества мест на сборке. Вводным устройством называется распределительное устрой ство напряжением до 1000 е, размещаемое на вводной кабельной линии у потребителя. Вводные устройства напряжением до 1000, в выполняются в виде ящиков, не осуществляющих разветвления (одна входящая линия и одна отходящая), и в виде распредели36 Ч-,-----~ ( ~ Л 1II т .1.1 г / 1 1500 • “ о $ □ 1 ’ 750 , 300 _ 700 300 Схема шв ' ' Схем а ВУД-5 Магистрали Магистрали питания квартир нагрузок домоуправления Рис. 19. Вводные устройства: о -с е р и и ШВ, б ■ ВУД-5Л; 1 - конденсатор, 2 - рубильники, 3 - автоматы, 4 - питающие кабеля тельных шкафов н устройств. Наиболее распространенными серия ми ящиков являются — ЯБПВ, ЯВЗ и Я3100. Ящики ЯБПВ выполняются трехполюсными на 380 в на номи нальные токи — 100, 250, 350 а с одним блоком выключатель —■ предохранитель БПВ (рис. 18) и предохранителями ПН-2. Ящики серии ЯВЗ выполняются трехполюсными на 500 в с од ним блоком выключатель — предохранитель на номинальные токи 100, 200, 300 а. Патрон предохранителя может быть заменен пере- □ ' -Ж _____ Рис. 20. Вводное устройство ШВУ-5: / — питающие кабели, 2 — переключатели, 3 — автоматы, •/ — конденсатор, 5 — фотовыключатель. 6 — пакетные выключатели, 7 —магнитный пускатель мычкой, в этом случае аппарат представляет собой простой ру бильник. Ящики Я3100 содержат трехполюсный автомат серии А3100 на токи 50—600 а. Вводные устройства в виде ящиков предусматривают электро снабжение потребителей по одному кабелю. Такая схема электро снабжения не является надежной и применяется сравнительно редко. Для трех-, пятиэтажных жилых домов применяют вводные шкафы серии ШВ и вводные устройства ВУД-5А, а для домов 38 повышенной этажности и общественных зданий — вводно-распре делительные устройства типа ШВУ-5 и серии ВРУ-70. Вводные шкафы и устройства предназначены для приема и распределения электроэнергии, защиты от перегрузок и токов ко роткого замыкания отходящих линий, а также для учета потреб ляемой электроэнергии в линиях домоуправления. На рис. 19 показаны схемы соединений и размеры шкафов серии ШВ и ВУД-5А и на рис. 20 серии ШВУ-5. Вводные устройства ШВУ-5 изготовляют в трех вариантах: с переключателем на вводе, рубиль ником на вводе, предохранителями на вводе. Устройство ШВУ-5 представляет собой сварной закрытый шкаф с верхним и нижним отделениями. В верхнем отделении уста новлены трехфазный счетчик учета потребляемой электроэнергии для электроосветительных и силовых нагрузок домоуправления, фотовыключатель с магнитным пускателем ПМИ-1 для автомати ческого управления освещением подъездов и лестничных клеток, автоматы АБ-25 для защиты групповых осветительных электро сетей, три пакетных выключателя ПВЗ-10 для ручного управления освещением лестничных клеток и лампочка для освещения устрой ства. В нижнем отделении установлены рубильник, переключатель или предохранители на вводе питания (в зависимости от вари анта), пять автоматов типа А-3163 для защиты и отключения магистральных линий питания квартир и три конденсатора КЗ емкостью 0,5 мкф каждый для устранения радиопомех. Вводно-распределительные устройства ВРУ-70 выпускают в виде вводных и распределительных панелей, имеющих различные электрические схемы. В вводных панелях монтируют рубильники, переключатели, автоматы, в распределительных панелях — авто маты серии А3100. Аппаратура в ВРУ-70 устанавливается в сталь ных шкафах прислонного типа высотой 2000 мм, глубиной 420 мм, шириной 450, 630, 850 и 1100 мм. Ширина панели зависит от схе мы и количества аппаратов, монтируемых в ней. Шкафы вводных панелей делятся перегородкой на отделения ввода и учета. В отде лении ввода устанавливают рубильники и переключатели с боко вой рукояткой, размещаемой внутри шкафа, в нижней части шка фов вводных панелей размещают шины для присоединения жил питающих кабелей, скобу для крепления кабеля и нулевую шину. На стальных дверях или на козырьке сверху вводного устройства устанавливают электроизмерительные приборы (амперметры, вольтметры). В шкафах распределительных панелей размещают автоматы отходящих линий, магнитные пускатели, фотовыклю чатели. При разработке схем электроснабжения жилых и обществен ных зданий одновременно производят выбор вводно-распредели тельных устройств ВРУ-70. На рис. 21 показано ВРУ-70 для элект роснабжения жилого девятиэтажного дома. Как видно из этого рисунка, вводно-распределительное устройство собрано из одного вводного шкафа и распределительного шкафа ВРУ-70. 39 § 8. К о н с т р у к ц и и РП и ТП г о р о д с к и х э л е к т р и ч е с к и х с е т е й Все распределительные устройства должны быть безопасны при обслуживании, удобно расположены, экономичны и обеспечи вать надежную работу оборудования. Безопасность при обслужи вании РУ достигается удобным расположением оборудования, наличием постоянных ограждений, их запором на замки, устройст вом блокировки масляных выключателей с приводами разъеди нителей, не допускающей ошибочных действий персонала, приме нением постоянных заземляющих разъединителей, маркировкой элементов РУ, соблюдением необходимых расстояний между токо ведущими частями, а также между токоведущими и заземленными' частями распределительного устройства и местонахождением об служивающего персонала. о) Рис. 21. ВРУ-70 для электроснабжения жилого девяти этажного дома: а — общий вид панелей ВРУ-70, б — схема ВРУ-70; / — конденса торы, 2 — предохранители ПН-2, 3 — переключатели, 4 — питающие кабели, 5 — автоматы, 6 — реле времени с часовым меха низмом, 7 — фотовыключатель 40 О) Рис. 22. Распределительный пункт с камерами КСО: а — план, б — разрез Экономичность достигается применением типовых устройств и конструкций, недефицитных материалов и оборудования. Н а дежность обеспечивается выбором рациональной схемы электро снабжения и надлежащим качеством электрооборудования и его монтажа. Допустимые расстояния от голых токоведущих частей до за земленных конструкций в закрытых РУ приведены в табл. 3. Таблица Допустимые расстояния, м м , 3 от голых токоведущих частей до заземленных конструкций Расстояние Напряжение установки, кв 6 От токоведущих частей до заземленных конструкций и частей зданий ......................................................................................................... Между токоведущими частями различных ф а з ........................... От токоведущих частей (без их ограждения)' до пола (над про ходами) . : .............................................................................................. От токоведущих частей до сплошных ограждений и металли ческих дверей .......................................................................................... От токоведущих частей до сетчатых ограждений и сетчатых 10 90 100 120 130 2500 2500 120 150 190 220 Распределительные пункты выполняются с одной системой сборных шин с секционированием разъединителями или выключа телями на отдельные секции. По конструкции их можно разделить на четыре типа: 43 1 — сборка напряжением 6 — 10 кв, 2 — силовой трансформатор, ления. 4 — сборка напряжением 0,23—0.4 кв 3 — станция управ 1. РП со взрывными камерами. В распределительном пункте такого типа имеются изолированные камеры, в которых установ лены многообъемные масляные выключатели. Двери камер откры ваются наружу, коридор управления полностью отгорожен бетон ными стенами от камер выключателей. 44 Рис. 23. Продолжение ОНГ 0L02 в-в 2. РП с открытыми камерами для установки выключателей горшкового типа. Оборудование, установленное в одной ячейке, отделяется от оборудования другой ячейки железобетонными пе регородками, а со стороны коридора управления — сетчатыми ограждениями. Фасад Б -А 1~1 План 6-Юк& Ш к& Ш © CQЬО О ква © Рис. 24. Трансформаторная подстанция с размещением оборудования в раз ных помещениях: ^ помещение для РУ 6 —10 кв, 2 — помещение для РУ 1 кв, 3 — ячейки трансформа торов 3. РП с камерами КСО (рис. 22). Этот распределительный пункт отличается от предыдущего тем, что каждая его ячейка представляет собой заранее смонтированную камеру, установлен ную в общем помещении РП. 4. РП с камерами КРУ. В таком РП ячейки представляют со бой изготовленные на заводах камеры КРУ. 46 Конструктивное выполнение трансформаторных подстанций очень различно в зависимости от схемы электрических соединений и компоновки установленного оборудования. Трансформаторные подстанции по компоновке оборудования можно разделить на следующие типы: трансформаторная подстанция зального типа, в которой ком мутационная аппаратура напряжением до и выше 1000 в и сило вые трансформаторы находятся в одном общем помещении; трансформаторная подстанция, состоящая из нескольких по мещений с отдельными входами, с размещением в них раздельно распределительных устройств 6—10 кв, до 1 кв и силовых транс форматоров; комплектные трансформаторные подстанции; мачтовая трансформаторная подстанция. Трансформаторная подстанция зального типа представляет собой кирпичное или железобетонное здание, в котором установ лены распределительное устройство 6—10 кв обычно в виде сбо рок с однополюсными разъединителями, один или два силовых трансформатора и распределительное устройство до 1 кв в виде сборок или распределительных щитов. Примером этого типа является ТП на два трансформатора по 400 ква, автоматизированная по схеме АВР на стороне низшего напряжения (рис. 23). Схема такой ТП была приведена на рис. 17. Трансформаторная подстанция, состоящая из отдельных по мещений для распределительного устройства 6—10 кв, силовых трансформаторов и щита напряжением до 1 кв, показана на рис. 24. К этому же конструктивному типу следует отнести ТП, авто матизированную по схеме АВР на высшем напряжении. В такой ТП распределительное устройство 6—10 кв выполняется из опре деленного количества ячеек (по типу РП), камер силовых транс форматоров и помещения щита напряжением до 1 кв. § 9. Ком плектны е распределительны е устройства (КРУ) Комплектные распределительные устройства находят все бо-, лее широкое применение, так как их собирают в мастерских или на заводах и в готовом виде устанавливают на месте монтажа. Камеры КРУ надежны в работе, безопасны в обслуживании, а их аппараты и токоведущие части подвержены загрязнению и запылению незначительно. Комплектные распределительные устройства делятся на комп лектные сборные распределительные устройства одностороннего обслуживания (камеры КСО) и комплектные распределительные устройства (камеры КРУ), имеющие выкатные тележки. Широко распространены камеры серий КСО-3 и КСО-2УМ. Камеры серии КСО-3 имеют размеры 1000X1000 мм, высоту 1860 мм и предназначены для установки разъединителей, предо47 Рис. 25. Фасад и разрез камер КСО: а — КСО-366, 6 — КСО-266; 1 — привод выключателя нагрузки, 2 — световой карниз, 3 — привод заземляющего ножа, 4 — выключатель нагрузки, 5 — заземляющий разъединитель, 6 — верхняя сплошная дверь, 7 — люк для фазировки, 8 — нижняя дверь, 9 — приводы разъединителей, 10— шинный разъединитель, И — сетчатая дверь, 12 — привод выключателя, 13 — линейный разъединитель, /4 — трансформатор тока, /5*—масляный выключатель типа ВМГ-133 хранителей, выключателей нагрузки, трансформаторов напряже ния, разрядников. Камеры серии КСО-2УМ, имеющие размеры1200x1200 мм и высоту 2800 мм, предназначены для установкимасляных выключателей типа ВМГ-133, ВМГ-10, ВМП-10, транс форматоров напряжения и др. Однако камеры КСО-3 и КСО-2УМ не имеют стационарных заземляющих ножей. В настоящее время:' выпускаются камеры серий КСО-366 (рис. 25, а) и КСО-266 (рис. 25, б) со стационарными заземляющими ножами. Камеры КСО-366 предназначены для размещения того жеоборудования, что и в камерах КСО-3. Корпус камеры выполнен из гнутых стальных профилей толщиной 2,5 мм, дверь сделана из листовой стали толщиной 2 мм. На двери имеется стеклянное смотровое окно. Боковая левая стенка закрыта металлическим листом. Вверху по фронту каркаса расположен короб, в котором прокладываются магистрали освещения, провода вторичной ком мутации и светильники. Короб закрыт светящимся карнизом, на котором указывается назначение камер. На левой фасадной стойке камеры расположены приводы разъединителей и выключателей нагрузки, а на правой стойке — приводы заземляющих ножей. Приводы имеют механическую' блокировку, которая не позволяет включить заземляющие ножи при включенном разъединителе или выключателе нагрузки и не позволяет включить разъединитель или выключатель нагрузки при включенных заземляющих ножах. В камерах предусмотрена возможность установки изоляционной перегородки для огражде ния частей, остающихся под напряжением при работе персонала на кабеле. При установленной перегородке двери камер не закры ваются. Схемы заполнения камер КСО-266 (рис. 25, б) различны. Каркас камеры листогнутый сварной. На фасаде имеются верхняя и нижняя двери на всю ширину каркаса и средний приварной пояс, на котором размещены приводы выключателя и разъедини телей. Вверху по всей ширине камеры проходит световой карниз 2, являющийся одновременно табло с надписью о назначении каме ры, освещением внутреннего отсека масляного выключателя све тильником помещения РУ, а также крышкой расположенного за ним короба для кабелей вторичной коммутации. На верхней двери размещены все приборы вторичной комму тации, а также доска зажимов, закрытая специальной дверцей, и схема первичной коммутации камеры. Верхняя дверь запирается замком с ключом и может быть открыта для обзора выключателя без снятия напряжения, так как за ней имеется сетчатая дверца,, сблокированная с приводами обоих разъединителей. Нижняя дверь камеры также сблокирована е приводом шинно го разъединителя. У камер с кабельными присоединениями нижняя дверь имеет люк (на болтах), предназначенный для доступа в кабельный от сек без снятия напряжения при производстве фазировки. 4 Заказ 343 49- 2Ш Фасад 6) в — фасад и разрез, 6 *- выкатвая тележка; / — шины, 2 — разъединитель штепсельного типа, 3 — силовые тока, 5 — выключатель ВМП-10, 6 — привод выключателя кабели, * — трансформатор В камерах КСО-266 предусмотрены блокировки, обеспечиваю щие безопасность эксплуатации РУ, а именно: при включенном выключателе нельзя отключить ни шинный, ни линейный разъединитель; при включенном шинном или линейном разъединителе нельзя открыть сетчатую дверцу; при открытой сетчатой дверце нельзя включить ни шинный, ни линейный разъединитель; при включенном шинном разъединителе нельзя открыть дверь кабельного отсека; при открытой двери кабельного отсека нельзя включить шин ный разъединитель; заземляющие ножи нельзя включить при включенном линей ном разъединителе; линейный разъединитель нельзя включить при включенных за земляющих ножах; приводы заземляющих ножей могут запираться замком в обо их положениях. Приводы заземляющих ножей окрашены в красный цвет. В связи с недостаточным'выпуском камер КСО-266 некоторые за воды производят дооборудование камер КСО-2УМ, устанавливая в них дополнительно заземляющие ножи на линейных и шинных разъединителях, такие камеры получили наименование КСО2УМЗ. В этих камерах при включенном выключателе нельзя от ключить шинный или линейный разъединитель, при включенных заземляющих ножах нельзя включить шинный и кабельный разъ единители и, наоборот, при включенных шинных и кабельных разъединителях нельзя включить заземляющие ножи. В камерах КСО-2УМЗ можно производить осмотр оборудования, находяще гося в работе, открывая сетчатые двери камер. Комплектное распределительное устройство (КРУ) состоит из закрытых камер, внутри которых смонтировано оборудование. Камеры КРУ можно устанавливать прислонно к стене при одно стороннем обслуживании или на расстоянии от стены при дву стороннем обслуживании. В зависимости от назначения камеры КРУ имеют различные схемы заполнения и могут быть оборудо ваны масляными выключателями, трансформаторами напряжения, разрядниками, предохранителями и т. д. Камеры КРУ (рис. 26) состоят из корпуса и выкатной части—■ тележки с оборудованием. При ревизиях и ремонте тележка с обо рудованием выкатывается по специальным направляющим в ко ридор управления. В камерах КРУ с масляными выключателями находятся разъ единительные контакты первичной цепи, подвижная часть кото рых установлена на тележке, а неподвижная — в корпусе шкафа. Во избежание выключения разъединительных контактов под на грузкой имеется механическая блокировка, не позволяющая вы катить тележку при включенном выключателе. Провода вторичных цепей корпуса камеры соединяют с про 4* 51 водами, смонтированными на тележке, гибким шлангом достаточ ной длины, имеющим разъединительные контакты штепсельного типа, отключаемые только при необходимости. Сварная' конструкция корпуса КРУ собрана из угловой стали, а стенки корпуса выполнены из листовой стали толщиной 3 мм. С фасадной стороны корпус камеры имеет дверцы приборного от сека (вверху) и дверцы отсека тележки. С задней стороны стенки съемные. Камеры КРУ имеют четыре отсека, разделенные металлическими перегородками: отсек сборных шин, отсек трансформаторов тока, отсек выключателя и отсек приборов. Такое разде ление на отсеки необходимо для соблюдения правил безопасности при работах в камерах КРУ, а также для ограничения поврежде ния оборудования при возникновении дуговых коротких замыка ний в камере. На передней стенке тележки смонтирован привод выключателя и имеются три застекленных отверстия, через которые просматри ваются маслоуказатели всех цилиндров выключателя, а с внут ренней стороны на стенке установлена лампа освещения. Тележка может занимать три положения: рабочее, при кото ром разъединительные контакты первичной и вторичной цепей замкнуты; испытательное, при котором первичные разъединитель ные контакты разомкнуты, а вторичные замкнуты-; ремонтное, когда тележка выкачена из шкафа. При выкатывании тележки в ремонтное положение отверстия в перегородке камеры КРУ для входа и выхода разъединитель ных контактов автоматически закрываются металлическими штор ками. Шторки должны иметь ушки для замков, запираемых при ремонтных работах на тележках. Распределительные устройства, собранные из камер КРУ, име ют испытательные тележки без передних стенок. На тележках смонтированы только разъединительные контакты (без масляного выключателя). Такая тележка необходима для фазировки кабе лей, а также для профилактических испытаний кабельных линий, присоединенных к камерам КРУ. В настоящее время кроме камер КРУ, предназначенных для внутренних установок, широко применяются камеры для наружных установок (КРУН) напряжением до 10 кв. Камеры КРУН имеют два варианта исполнения: с выкатными тележками и без тележек. Металлический каркас КРУН собран из угловой стали. На фа садной стороне расположены стальные дверки, остальные сторо ны, а также потолок и пол камеры с установленными в ней обо рудованием и шинами закрыты сплошными стальными листами. § 10. К ом плектны е трансф орм аторны е подстанции (КТП) Комплектные трансформаторные подстанции (КТП) изготов ляют для внутренней и наружной установок. КТП для внутренней установки на два трансформатора по 630 ква напряжением 52 ШкОф ввода Юкв Шкаф Силовой нсформа. 630 ква главного автомата шкаф автома тов от Шкаф главного Шкафы автора ш каф секционтоо отходящих кого автомата ходящих автомата линий линии Силовди Шкаф трансформатор вЗОкда ввода Ю520 ■ЩА •) Рис. 27. Трансформаторная подстанция с закрытыми шкафами для внутренней установки КТП-630/10: а — общий вид, б — схема; IA и ПА — главные автоматы, П1А — секционный автомат, I V А —автоматы отходящих линий А-А 5816 План 10/0,4 кв с закрытыми шкафами показана на рис. 27. Шкафы вы полнены из листовой стали и соединены между собой встык. В крайнем шкафу ввода установлены шины со съемными наклад ками для присоединения кабелей и выключатель нагрузки с предо хранителями типа ВНПЗ-17, далее расположен силовой трансфор матор мощностью 630 ква. В следующем шкафу размещаются при боры, главный автомат и два автомата отходящих линий, затем два шкафа с автоматами отходящих линий и шкаф секционного автомата. Заполнение последующих шкафов аналогично выше описанному. Секционный воздушный автомат 1I1A нормально отключен. При исчезновении напряжения, например на трансформаторе ле вой секции, отключается главный автомат IA этого трансформа тора и включается секционный автомат IIIA, восстанавливая на пряжение на секции. Комплектная трансформаторная подстанция для наружной ус тановки имеет три камеры — камеру распределительного устрой ства напряжением выше 1000 в, камеру силового трансформатора и камеру распределительного устройства напряжением до 1000 в. Металлический каркас КТП собран из углового железа, сте ны выполнены из листового железа. Комплектная трансформа торная подстанция устанавливается на бетонном или кирпичном фундаменте. Маркируют КТП так: КТП-100/10; цифра в числителе обозна чает мощность трансформатора, цифра в знаменателе — номи нальное напряжение. Комплектные трансформаторные подстанции для наружных установок широко используются для временного электроснабже ния различных объектов. В настоящее время применяют также комплектную трансфор маторную подстанцию из железобетонных объемных элементов (БКТП) с двумя трансформаторами мощностью по 400 ква. Эта подстанция (рис. 28) состоит из двух типов объемных железобе тонных блоков, изготовляемых на ^аводе (блоки № 1 и 2), для размещения в них трансформаторов и распределительных уст ройств. Каждый блок монтируют из вибропрокатных скорлуп тол щиной 8,8 см. Наружные поверхности подстанции окрашивают. Двери подстанции — железные. Электрооборудование в блоках № 1 и 2 монтируют на заводе. Масса полностью смонтированного блока без трансформатора составляет около 14 т. Подстанцию устанавливают в следующем порядке: роют котлован и строят из кирпича или железобетонных Рис. 28. Комплектная трансформаторная подстанция из железобетонных объем ных элементов (БКТП): I _ блок Кэ 1, 2 — блок № 2, 3 — фундамент, 4 —сборки 6—10 кв ва б мест, 5 —силовые трансформаторы, 6 распределительное устройство 0,4—0,23 кв, 7 сетчатая дверь, 8 кон такторные станции 55 блоков фундамент. На фундаменте с помощью автокрана грузо подъемностью 20 т размещают блоки № 1 и 2 со смонтирован ным оборудованием за исключением силовых трансформаторов, которые привозят и устанавливают позже. Таким образом, строительство и монтаж подстанции ведут индустриальным методом в сжатые сроки. Возможно применение БКТП в качестве однотрансформатор ной подстанции. В этом случае строят фундамент и размещают на нем блок № 1 или 2 с последующей установкой одного силово го трансформатора. Электрическая схема БКТП на два трансформатора является обычной двухлучевой схемой. Распределительное устройство 6—10 кв, представляющее со бой сборку на пять присоединений с однополюсными разъедини телями, отделено от камеры силового трансформатора бетонной перегородкой и имеет сетчатую металлическую дверь. Распреде лительное устройство напряжением до 1000 в со станцией автома тического включения и распределительным щитом отделено от камеры трансформатора также бетонной перегородкой. Для ох лаждения трансформатора предусмотрены вентиляционные отвер стия в полу и дверях. Трансформаторные подстанции БКТП являются стационарны ми. В случае необходимости их можно дополнить еще одним же лезобетонным блоком, представляющим собой распределительное устройство напряжением до 1000 в для уличного освещения. § 11. М ачтовы е трансф орм аторны е подстанции (МТП) На мачтовой подстанции напряжением 6—10 кв монтируют один понижающий трансформатор мощностью до 400 ква. На рис. 29 показана мачтовая трансформаторная подстанция мощ ностью до 160 ква. Силовой трансформатор установлен на пло щадке, расположенной на П-образной опоре. Трансформатор мощ ностью 250 и 400 ква размещают на АП-образной опоре. Площад ка устраивается на высоте не менее 3 ж от земли и имеет перила. Выше трансформатора размещены предохранители наружной ус тановки, трехполюсный разъединитель и разрядники. Трехполюс ный разъединитель устанавливают на высоте не менее 2,5 м от площадки. Привод трехполюсного разъединителя находится в ме таллическом шкафу распределительного устройства напряжением до 1000 в. Если привод расположен открыто, его запирают на за мок или снимают рукоятку. В целях безопасного проведения ра бот в МТП в настоящее время трехполюсный разъединитель уста навливают на ближайшей к МТП опоре. К одной из стоек опор прикреплена складная лестница, поль зоваться которой можно только после отключения разъединителя, так как имеется блокировка запора лестницы с приводом разъ единителя. В настоящее время в связи с применением телескопиче 56 ских вышек для обслуживания воздушных линий и МТП складные лестницы можно не устанавливать. На высоте' 0,9—1,1 м от земли размещают на площадке в закрытом металлическом шкафу рас пределительный щит напряжением 0,4—0,23 кв с рубильником и автоматами или предохранителями на отходящих линиях. Про водку от силового трансформатора до распределительного щита Рис. 29. Мачтовая трансформаторная подстанция: I — металлический шкаф распределительного устройства напряжением до 1 кв, 2 — силовой трансформатор, 3 — предохранители наружной установки. 4 — трубчатые раз рядники, 5 — трехполюсный разъединитель, 5 — складная металлическая лестница и вывода линий напряжением до 1000 в выполняют в газовых трубах для защиты от механических повреждёний. Изоляторы для крепления воздушных линий напряжением до 1000 в распола гают на высоте не менее 3,5 м от уровня земли. Контрольные вопросы 1. На какие категории по степени надежности электроснабжения разделя ются электроприемники? 2. Какие применяются схемы электроснабжения потребителей города? 57 3. В каких случаях применяется в электросетях компенсация емкостных токов замыкания на землю? 4. Нарисуйте принципиальную схему включения дугогасящей катушки. 5. Нарисуйте схемы РП, неавтоматизированной ТП, автоматизированной двухлучевой ТП и ТП с АВР. 6. Какие распределительные устройства напряжением ниже 1000 в приме няются в городских электрических сетях? 7. В чем преимущества применения комплектных распределительных уст ройств и комплектных трансформаторных подстанций? 8. Каково конструктивное выполнение мачтовых трансформаторных под станций? Глава IV ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЕ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ ГОРОДСКИХ СЕТЕЙ § 12. Требования к эл е ктр о о б о р уд о ва н ию .В распределительных устройствах установлено различное электротехническое оборудование. Рассмотрим, каким требова ниям оно должно удовлетворять. Оборудование в распределительных устройствах должно быть рассчитано на работу при номинальном напряжении и номиналь ном токе, а также на работу в режимах допустимых перегрузок и коротких замыканий. Номинальным напряжением называется такое напряжение, на которое рассчитана нормальная работа электроприемников, транс форматоров и генераторов. Номинальные напряжения определены ГОСТ 721—62. Номинальные напряжения между фазовыми проводами элект роприемников— 220, 380, 660, 3000, 6000, 10 000 в ; генераторов и вторичных обмоток трансформаторов — 230, 400, 690, 3150, 6300, 10 500 в. Более высокие напряжения в городских сетях применя ются редко. Номинальным током называется ток, на длительное протекание которого рассчитано оборудование. Номинальное напряжение и ток указывают на заводских табличках-паспортах, находящихся на самом оборудовании. Перегрузка оборудования должна быть в пределах допустимой действующими правилами (ПУЭ, ПТЭ), заводскими данными или местными инструкциями. Возможность работы оборудования в условиях режима корот кого замыкания устанавливают на основе величины тока корот кого замыкания в данной точке сети и из сравнения этой величи ны с допустимой для оборудования. Протекание тока короткого •замыкания вызывает нагрев токоведущих частей и динамические усилия, стремящиеся разрушить оборудование. Токоведущие ча сти оборудования должны выдержать ток короткого замыкания, т. е. разрушающее усилие, действующее на оборудование в ре зультате протекания тока короткого замыкания и нагрев, не долж ны превышать определенных допустимых величин. Допустимые значения токов короткого замыкания для каждого вида и типа оборудования указываются в заводских данных. § 13. Ш ин ы Одним из главных элементов распределительного устройства являются шины. Шины делятся на главные (сборные) и ответви тельные и изготовляются из меди МТ, алюминия АТ и стали. 59 Шины выполняют плоскими и устанавливают плашмя или на реб ро. Сечение шин выбирают в основном в зависимости от величины тока нагрузки с проверкой устойчивости току короткого замыка ния. Учитывают также способ крепления шин. Так, в распредели тельном пункте, рассчитанном на мощность до 7600 ква при на пряжении 6 кв и до 12 000 ква при напряжении 10 кв, размер сбор ных шин из алюминия должен быть не менее 60X8 мм, в транс форматорной подстанции размер алюминиевых шин выбирают 40X4 мм. Соединение шин между собой и соединение шин с выводами аппаратов могут быть разъемными и неразъемными. К разъем ным соединениям относятся болтовые, винтовые и соединения, сжимаемые накладками, допускающие разборку без разрушения отдельных частей. К неразъемным соединениям относятся цельно металлические соединения, выполненные сваркой (включая хо лодную), литьем и пайкой, а также опрессованием. Установившая ся температура нагрева контактных и цельнометаллических со единений зажимов (шин, выводов аппаратов) с внешними провод никами из меди, алюминия и их сплавов при номинальном режиме не должна быть выше 95° С в установках на напряжение до 1 кв и 80° С в установках напряжением выше 1 кв. При покрытии кон тактной поверхности кадмием, оловом, никелем или цинкооловянистым сплавом допускается повышение температуры на 10°. При протекании токов короткого замыкания температура нагрева не должна прёвышать 200° С у соединений алюминиевых проводни ков и алюминиевых проводников с медными и 300° С у соединений медных проводников. Электрическое сопротивление контактного соединения должно составлять не более 1,2 от сопротивления целого подводимого проводника той же длины, что и контактное соединение, а при цельнометаллическом соединении сопротивление соединения не должно быть более сопротивления целого проводника. Падение напряжения в разъемных соединениях с применением штыревых (нарезных) зажимов при протекании длительного до пустимого тока разрешается не более 7 мв. Однополосные шины устанавливают, как правило, плашмя и закрепляют непосредственно на головке опорного изолятора. Кре пить шины следует так, чтобы была возможность свободного пе ремещения полос вдоль их оси при нагреве токами нагрузки и ко роткого замыкания. В однополосных шинах отверстия для кре пежных болтов в пролете и в торцах делают овальными, а под головки болтов подкладывают пружинящие шайбы. Способы соединения алюминиевых шин с выводами аппаратов определены ГОСТ 10434—68. Согласно этому ГОСТу контактные зажимы выводов электротехнического оборудования должны быть плоскими и при токах более 400 а иметь не менее двух отверстий под болты. Разъемное соединение внешних проводников с плоскими зажи мами, выполненное из одинаковых, однородных (алюминия и его 60 сплавов, меди и ее сплавов) или различных материалов, для всех значений токов производят непосредственно, со штыревыми зажи мами из меди или ее сплавов для проводников из алюминия на ток до 400 а и для проводников из алюминиевых сплавов — до 600 а также непосредственно. Разъемные соединения проводников из алюминия на токи бо лее 400 а или его сплавов на токи более 600 а со штыревыми за жимами из меди или ее сплавов выполняют с помощью переход ных деталей (пластин и т. п.). 1 2 3 4 5 5 5) Ряс. 30. Контактное соединение алюминиевых шин с плоскими вы водами аппаратов по ГОСТ 10434—68: а — болтовое с применением тарельча тых пружин, б — сварное; / — контакт ный зажим из меди и ее сплавов или из алюминиевых сплавов, 2 — алюми ниевые шины или наконечники, 3 — стальной болт, 4 — стальная гайка, 5 — тарельчатая пружина, 6 — стальная уве личенная шайба, 7 — стальная нор мальная шайба, 8 — зажим из алюми ния и его сплавов, 9 — соединение свар кой Рис. 31. Контактное соединение алюми ниевых шин с плоскими выводами аппа ратов по ГОСТ 10434—68: а —болтовое соединение с переходной медно алюминиевой пластиной (медной шиной или наконечником с медной контактной частью), б — болтовое соединение с переходной алюми ниевой пластиной, плакированной или армиро ванной медью; 1 — контактный плоский зажим из меди и ее сплавов, 2 — медно-алюминиевая пластина (медная шина, наконечник), 3 — стальной болт, 4 — стальная гайка, 5 — сталь ная шайба, 6 — соединение сваркой, 7 — алю миниевая шина, 8 — алюминиевая пластина, плакированная или армированная медью, 9 — тарельчатая пружина, /0 — стальная увеличен ная шайба В переходных деталях соединение меди с алюминием произво дят цельнометаллическим, т. е. сваркой, плакированием, литьем или пайкой. На рис. 30 и 31 показаны контактные соединения плоских зажимов, а на рис. 32 и 33 — круглых зажимов. Болты, гайки, шайбы и пружины, изготовляемые из стали и применяемые для крепления контактных соединений, имеют антикоррозийное покрытие кадмием или цинком. При выполнении соединений заводские отверстия в выводах аппаратов нельзя рассверливать. Шины в распределительных устройствах окрашивают для за щиты от окисления (коррозии), для облегчения распознавания отдельных фаз шин и улучшения их охлаждения. Болтовые кон тактные соединения и участки шин, предназначенные для присо61' единения временного заземления, не окрашивают. Эти участки шин по обеим сторонам окаймляют черной полоской. Фазы шин РУ должны соответствовать фазам трансформатора или генератора центра питания. Так, фаза А в РУ должна быть присоединена через кабели к выводу фазы А генератора и трансформатора ЦП, так же должны быть присоединены фазы В н С. Установление порядка чередования фаз в РУ называют фазированием РУ. Рис. 32. Контактное соединение алю миниевых шин с круглыми выводами аппаратов по ГОСТ 10434—68: Рис. 33. Контактное соединение алю миниевых шин с круглыми выводами аппаратов по ГОСТ 10434—68: а — непосредственное гаечное с примене нием увеличенных гаек из меди или ее сплавов, б — сваркой или пайкой; 1 — ши на, наконечник из алюминия или его спла вов, 2 — контактный штыревой зажим из ^еди или ее сплавов, 3 — стальная гайка, 4 — увеличенная гайка из меди или ее сплавов, 5 — соединение сваркой или пай кой, 6 — контактный штыревой зажим из алюминиевых сплавов а — гаечное с переходной медно алюминие вой пластиной или наконечником с медной контактной частью, б — гаечное с переход ной алюминиевой пластиной (наконечни ком), плакированной или армированной медью; 1 — медно-алюминиевая пластина (медная шина, наконечник), 2 — контакт ный штыревой зажим из меди или ее спла вов, 3 — стальная гайка, 4 — гайка из меди или ее сплавов, 5 — соединение сваркой, !>— алюминиевая шина, 7 — алюминиевая пластина, плакированная или армирован ная медью Правилами устройства электроустановок предусмотрено опре деленное расположение сборных шин в РУ. При вертикальном расположении сборных шин фаза А находится вверху, фаза В — в середине, фаза С — внизу; при горизонтальном расположении шин наиболее удаленной от персонала должна быть фаза А, сред ней— фаза В и ближней к персоналу — фаза С; ответвления от сборных шин размещают так: левая шина — фаза А, средняя — фаза В, правая — фаза С. При окраске шин соблюдают следующее правило: шину фазы А окрашивают в желтый цвет (эмаль ПФ-62 или А-6Ф), фазы б — в зеленый цвет (эмаль ПФ-65 или А-7Ф), фазы С — в красный цвет (эмаль ПФ-67 или А-67Ф). § 14. И золяторы О п о р н ы е и з о л я т о р ы (рис. 34) служат для крепления токоведущих частей и изоляции их друг от друга и от заземлен ных частей. Опорный изолятор состоит из фарфорового корпуса 2, 62 чугунного основания 1 с овальным, круглым или квадратным фланцем и чугунного колпачка 3. Колпачок и фланец скреплены с фарфоровым корпусом цементирующим составом. В чугунных фланцах имеется отверстие или несколько отверстий для крепле ния изолятора к стальным конструкциям или стенам. В колпачке изолятора есть отверстия для крепления шин к изолятору. Опорные изоляторы различаются по роду установок (для внутренних и наружных установок), напряже нию (3, 6, 10 кв) и механической прочности (разрушающим нагруз кам 375, 750, 1250, 2000 кгс и более). Рис. 35. Проходной изолятор П-10/400-750: 1 — чугунное основание с оваль ным фланцем, 2 — фарфоровый корпус, 3 — чугунный колпачок 1 — чугунный фланец, 2 — фарфоровый корпус, 3 — металлический кол пачок (шайба), 4 — токоведушая шина В обозначении опорных изоляторов указывают: тип изолято р а — О (опорный), Ф — фарфоровый, номинальное напряжение (6 или 10 кв), разрушающую нагрузку и форму фланца («ов» — овальный, «кр» — круглый, «кв» — квадратный). Например, опор ный изолятор с разрушающим усилием 375 кгс на напряжение 10 кв с овальным фланцем обозначается — ОФ-Ю-375 ов. П р о х о д н ы е и з о л я т о р ы (рис. 35) предназначены для прохождения токоведущих стержней или шин через заземляемые перегородки и конструкции в распределительных устройствах, корпуса аппаратов, а также через стены и перекрытия. 63 Проходной изолятор состоит из фарфорового корпуса 2, верх него и нижнего колпачков 3, чугунного фланца 1 и медной или алюминиевой токоведущей шины 4. Колпачки и фланец скрепля ют с фарфоровым корпусом цементирующим составом или меха ническим способом. В чугунном фланце имеются отверстия для крепления его к стене, металлическим конструкциям или плитам. Сечение токове дущей- шины выбирают в зависимости от рабочего тока. Проходные изоляторы различают по роду установок (для внутренней и наружной установок), напряжению (6 или 10 кв) и разрушающей нагрузке. В обозначении проходных изоляторов указывают: тип изоля тора Я (проходной), номинальное напряжение, номинальный ток и разрушающую нагрузку на изгиб в кгс. Например, проход ной изолятор на напряжение 10 кв для номинального тока 400 а с разрушающей нагрузкой 750 кгс обозначается П-10/400-750. § 15. Разъединители Разъединители предназначены для отключения и включения отдельных участков сети или оборудования, находящихся только под напряжением, для отключе ния участков сети с малыми вели чинами токов, а также для созда ния видимого разрыва электриче ской цепи при работах на линии или оборудовании. Разъедини тели различаются по роду уста новки (для внутренней и наруж ной установки), напряжению (6, 10 кв), току (400, 630 а и более), исполнению — однополюс ные (рис. 36), трехполюсные (рис. 37, а) и трехполюсные с за земляющими ножами (рис. 37, б). Разъемную часть разъедини теля выполняют с линейным или плоскостным контактом. В разъ единителях с линейным контактом переход тока осуществляется че рез ряд расположенных по одной линии точек, в разъединителях с плоскостным контактом — через несколько точек, расположен ных на соприкасающихся плоскол . стях. Управление разъединителяРис. ■ разъедини' ми в городских сетях производят 1 и 6 — неподвижные контакты, 2 —ушко, 3 — подвижный нож, < — ось, 5 — упор, 7 — ззземляюший болт &4 В р у ч н у ю : ОДНОПОЛЮСНЫМИ С ПО МОЩЬЮ ИЗОЛИРУЮЩвИ ШТЭНГИ, трехполюсными — с помощью рычажного привода ПР. Разъедини тель РВЗ имеет два привода — один для основных, второй — для заземляющих ножей, причем предусмотрена блокировка между валом основных и валом заземляющих ножей, что исключает воз^можность ошибочных действий при оперировании этими ножами. Рис. 37. Трехполюсный разъединитель: а — типа РВ, б — типа РВЗ-Ю-400-Ш; 1 — приводной рычаг на валу разъединителя, 2 — контакт для присоединения шин, 3 — неподвижный контакт, 4 — подвижный нож, 5 •—фарфоровая тяга, (5 —опорный изолятор, 7 — вал разъединителя, 5 — ме таллическая рама, 9 — поводок фарфоровой тяги, /0 — заземляющие ножи, — рычаг вала заземляющих ножей, 12 — вал заземляющих ножей Однополюсные разъединители обозначают буквами РВО, трех полюсные РВ и трехполюсные с заземляющими ножами РВЗ с указанием номинальных напряжений и токов. Разъединители с заземляющими ножами имеют три варианта исполнения: I — за земляющие ножи со стороны разъемных контактов, I I — заземляю щие ножи со стороны шарнирных контактов и III — заземляющие ножи с двух сторон. Например, разъединитель на напряжение 10 кв и ток 400 а обозначают: однополюсный — РВО-Ю/400, трех^ З а к а з 343 65 полюсный — РВ - 10/400 и трехполюсный с заземляющими ножами с двух сторон — PB3-10/400-III (рис. 37, б). Трехполюсные разъединители могут быть изготовлены с тремя проходными изоляторами, на которых крепят подвижные ножи. Разъединители такого типа на напряжение 10 кв и номинальный ток 400 а обозначают РВФ-10/400. Разъединители для наружных установок имеют изоляцию, рас считанную для работы в неблагоприятных условиях (дождь, снег, пыль), а также повышенную механическую прочность, так как операции с ними производят и при гололеде на контактах. На воз душных линиях и мачтовых трансформаторных подстанциях на пряжением 6—10 кв применяют разъединители РЛН (разъедини тели с линейным контактом для наружной установки) рубящего типа с вращением ножей в плоскости осей изоляторов в РЛН Д — двухколонковые с вращением ножей в плоскости, перпендикулярной осям изоляторов. Разъединители изготовляют в виде отдельных полюсов, соединяемых на месте установки в один трехполюсный аппарат. В наименовании разъединителей для наружных устано вок указывают тип разъединителя, номинальные напряжения и ток. Например, разъединитель для наружной установки на напря жение 10 кв и номинальный ток 200 а обозначают РЛНД-10/200. § 16. П редохранители Предохранители предназначены для защиты отдельных аппа ратов и участков сети от токов короткого замыкания и токов пе регрузки. Обычно предохранители состоят из патрона и плавкой встав ки и различаются по номинальному напряжению и номинальному току. При токе более номинального плавкая вставка перегорает и размыкает электрическую цепь. Для защиты силовых трансформаторов на напряжение 3—■ 10 кв применяют предохранители ПК, у которых фарфоровый пат рон заполнен кварцевым песком (рис. 38). Внутри патрона нахо дится плавкая вставка, рассчитанная на прохождение номиналь ного тока. Предохранители ПК имеют достаточную разрывную способ ность— при отключении тока короткого замыкания предохрани тель не разрушается и перекрытий «на землю» и на соседние эле менты установки не происходит. При перегорании плавкой вставки предохранителей ПК сраба тывает сигнальное устройство. Патроны предохранителей встав ляются в губки держателей так, чтобы сигнальное устройство на ходилось в нижней части патрона. На верхней торцовой части патрона указываются номинальное напряжение и номинальный ток предохранителя: например, 10 кв, 50 а. Для мачтовых трансформаторных подстанций применяют кварцевые предохранители наружной установки ПК-6Н на напря 66 жение 6 кв и ПК-ЮН на напряжение 10 кв, имеющие герметизи рованные патроны и опорные изоляторы, предназначенные для ра боты на открытом воздухе. Предохранители ПКТ-10 предназначены для защиты измери тельных трансформаторов на напряжение 3—10 кв и в отличие от предохранителей ПК не имеют сигнального устройства. Для защиты установок на напряжение до 1000 в применяют пробочные, трубчатые и открытые (пластинчатые) предохрани тели. 1 + J Рис. 38. Предохранитель ПК*. / — фарфоровый патрон, 2 — контактные губки, 3 —ограни читель, 4 — опорный изолятор. 5 — основание, 6 — замок Пробочный предохранитель состоит из двух основных частей — фарфорового корпуса и пробки с плавкой вставкой. Питающую линию присоединяют к контакту предохранителя, отходящую — к винтовой резьбе. При коротком замыкании или перегрузке плав кая вставка перегорает и ток в цепи прекращается. Применяют следующие типы пробочных предохранителей: Ц-14 на ток до 10 а и напряжение 250 в с прямоугольным основа нием; Ц-27 на ток до 20 а и напряжение 500 в с прямоугольным или квадратным основанием и Ц-33 на ток до 60 о и напряжение 500 б с прямоугольным или квадратным основанием. Трубчатые предохранители применяют следующих типов: ПР-2, НПН и ПН-2. Предохранители ПР-2 (предохранитель разборный) предна значены для установки в сетях напряжением в 500 в и на токи 15, 60, 100, 200, 400, 600 и 1000 а. В патроне предохранителя ПР-2 (рис. 39) плавкая вставка 5, прикрепляемая винтами 6 к контактным ножам 1, помещена в фибровую трубку’ 4, на которую 5’ 67 насажены втулки 3 с резьбой. На втулки навинчены латунные колпачки 2, закрепляющие контактные ножи. Ножи входят в не подвижные пружинящие контакты, устанавливаемые на изоляци онной плите. Под действием электрической дуги, возникающей при перего рании предохранителя, внутренняя поверхность фибровой трубки разлагается и образуются газы, которые спо собствуют быстрому гашению дуги. Предохранители НПН (насыпной предо хранитель неразборный) изготовляют на напряжение до 500 в и на токи от 15 до 60 а, предохранители ПН-2 (предохранитель на сыпной разборный) — на напряжение до 500 в и на токи от 100 до 600 а. В насып ных предохранителях плавкие вставки, вы полненные из нескольких параллельных медных или посеребренных проволок, поме щены в закрытую трубку, заполненную квар цевым песком. Кварцевый песок способст вует быстрому гашению электрической Дуги. Пластинчатые открытые предохранители состоят из медных или латунных пластин — наконечников, в которые впаяны медные калиброванные проволоки. Наконечники Рис. 39. Патрон предо присоединены с помощью болтов к контак хранителя ПР-2 там на изоляторах. § 17. Выключатели нагрузки Выключатели нагрузки выпускаются на напряжение 6—10 кв и силу тока соответственно 400—200 а. Они предназначены для отключения рабочих токов до 800 а при напряжении 6 кв и до 400 а при напряжении 10 кв. Выключатель нагрузки ВН-16 (рис. 40, а и б) состоит из сталь ной рамы, на которой укреплены шесть опорных изоляторов. На изоляторах установлены дугогасящее устройство, неподвижные и подвижные контакты. Для быстрого отключения ножей имеются отключающие пружины. Дугогасящее устройство представляет собой пластмассовую камеру, в которой находятся газогенерирующие вкладыши из ор ганического стекла. Подвижный контакт выключателя перемеща ется внутри вкладыша. При отключении выключателя нагрузки размыкаются сначала рабочие контакты 5 и 2, а затем дугогасительные — 4 и 7, при этом между дугогасительными контактами образуется электриче ская дуга, которая затягивается в узкую щель между вклады шами. 63 -'^ « .v if v f n a ic v iD 9 -п р и во д П Р 2 У о _ т я гГ //-п ь ш я г „» Т» Ляющие ножи, 13 — тяга привода” ПРА-17, / Л тели ПК ttd ip yd K M : д Ж органического стекла, ^ Г Т - ’п р а д ^ : Под действием высокой температуры дуги органическое стек ло выделяет большое количество газов, давление в дугогаситель ной камере повышается и газы устремляются к выходу через за зоры между подвижным ножом и вкладышами, образуя продоль ное дутье, вследствие чего дуга гаснет. Для включения и отключения выключателя нагрузки устанав ливают приводы (ПР-17, ПРА-17), имеющие механизм свободного расцепления. Включение производят поворотом рукоятки привода снизувверх. Отключение может быть осуществлено вручную, поворотом' рукоятки сверху вниз, и автоматически. В случае ручного отклю чения, при повороте рукоятки привода на небольшой угол, меха низм свободного расцепления освободит вал выключателя на грузки и под действием пружины подвижные контакты с большой скоростью отделятся от неподвижных контактов. Пружина может быть установлена как на отключение, так и включение выклю чателя. В настоящее время выпускают выключатели нагрузки с зазем ляющими ножами ВНЗ-16, с предохранителями ПК — ВНП-16 и ВНП-17 и с заземляющими ножами ВНПЗ-16 и ВНПЗ-17 (рис. 40, в). Предохранители ПК устанавливают на одной раме с вы ключателем нагрузки. Заземляющие ножи крепятся с помощью дополнительных конструкций к раме выключателя нагрузки и ус танавливаются со стороны, противоположной предохранителям. Управление заземляющими ножами производится ручным приво дом ПР-2, причем вал заземляющих ножей и вал выключателя нагрузки связаны блокировкой, не позволяющей включать ножи заземления при включенном выключателе и включать выключатель при включенных ножах заземления. § 18. Выключатели на напряжение 3—10 кв и приводы к ним для закры ты х РУ Выключатели. Применяют выключатели для отключения элек трических цепей при коротких замыканиях в них, а также для включения и отключения этих цепей при протекании по ним ра бочих токов. По исполнению выключатели на напряжение 3—10 кв можно разделить на следующие группы: баковые с большим объемом масла (ВМБ-10 и выключатели старых выпусков ВМ-14, ВМ-16( ВМ-22, снятые с производства); горшковые с малым объемом масла (ВМГ-133, ВМГ-10 и ВМП-10); автогазовые (ВГ-10М). Гашение электрической дуги в выключателях с большим объ емом масла происходит в масле, которое способствует прекраще нию действия дуги при разрыве контактов. В выключателях с ма лым объемом масла гашение дуги происходит в особых дугога сительных камерах. В автогазовых выключателях гасящей средой 70 является газ, выделяющийся из стенок камер под влиянием вы сокой температуры дуги. Выключатели характеризуются следующими техническими дан ными: номинальным напряжением, номинальным рабочим током, максимально отключаемым током, предельно отключаемой мощ ностью. В городских сетях широко применяются выключатели с малым объемом масла (горшковые) ВМГ-133, ВМП-10 и ВМГ-10. Рис. 41. Масляный выключатель ВМГ-133: 7 — вал привода, 2 — контактный угольник, 3 — подвижный контактный стержень, —ко лодка гибкой связи, 5 — гибкая связь, 6 — фарфоровая тяга, 7 — двуплечий рычаг, 8 — пружинный буфер, 9 — масляный буфер, 10 — пружина, 77 —рама, 12 — опорные изолято ры, 13 — цилиндры выключателя, 14 — рычаг для крепления тяги привода, 15 — вал выч ключателя Выключатель ВМГ-133 (рис. 41) установлен на стальной свар ной раме 11. Для крепления выключателя к стене или конструк ции в углах рамы имеются четыре отверстия 0 1 8 мм (болты 0 1 6 мм). К нижней связи рамы болтами 0 1 2 мм прикреплены три сдвоенных опорных изолятора 12, на которых подвешены ци линдры выключателя 13. Цилиндры заполнены трансформаторным маслом до верхней черты маслоуказателя. На дне цилиндра рас положены розеточные контакты, от которых имеется вывод — бол товой контакт для присоединения шин. На головке проходного изолятора цилиндра закреплен контактный угольник для присое динения шин и гибкой связи 5 с колодкой 4, надеваемой на по движный стержень. В верхнюю часть рамы пропущен вал 15 0 3 2 мм с приваренными к нему тремя двуплечими рычагами 7. 71 Вал выведен по обе стороны рамы для установки рычага 14. К длинным плечам рычагов 7 через фарфоровые тяги 6 подвеше ны контактные медные стержни 3, имеющие на нижних концах съемные наконечники. Стержни свободно входят через проходные изоляторы в цилиндры выключателя. Включение выключателя осуществляют поворотом вала 15. При этом длинные плечи рычагов 7 перемещаются вниз и контакт ные стержни входят в розеточные контакты, установленные на дне цилиндров. Розеточный контакт состоит из шести сегментов, кото рые прижимаются пружинами к центру. Когда цилиндрический подвижный контактный стержень входит в отверстие розеточного контакта, он отжимает сегмент и сжимает пружины. Ток проходит через контактный угольник — гибкую связь — контактный стер жень — розеточный контакт — болтовой контакт под дном ци линдра. Отключение выключателя производится под действием двух пружин 10, работающих на растяжение. Пружины прикреплены к коротким плечам двух крайних рычагов 7. При расцеплении за щелки привода пружины поворачивают рычаги вместе с валом выключателя на угол около 52°, длинные плечи рычагов движутся вверх и контактные стержни выходят из розеточных контактов. Возникшая дуга гасится в дугогасительной камере цилиндра. Для смягчения ударов при включении выключателя и создания необ ходимой скорости в момент выхода контактного стержня из розе точного контакта при отключении выключателя в верху рамы установлен пружинный буфер 8, в головку которого во включен ном положении упирается конец короткого плеча среднего рычага, сжимая пружину буфера. Пружинный буфер прикреплен к верх ней связи рамы выключателя. Для смягчения ударов при отклю чении выключателя установлен масляный буфер 9. Масляный буфер заполнен трансформаторным маслом, верхний уровень ко торого должен быть на 10 мм выше поршня. В городских электрических сетях выключатели ВМГ-133 при меняются трех видов: ВМГ-133-I и ВМГ-133-П на 600 а и ВМГ133-Ш на 1000 а. Выключатели ВМГ-133-I рассчитаны на предель но отключаемую мощность 200 мва, ВМГ-133-П и ВМГ-133-Ш— на мощность 350 мва. Выключатель ВМГ-133-I (рис. 42, а) с упрощенной конструк цией маслоотделителя не имеет дополнительного резервуара для масла: у него более простое, чем у ВМГ-133-П (рис. 42, б) дуго гасительное устройство. В выключателе ВМГ-133-П для увеличения объема масла к цилиндру 3 приварен дополнительный резервуар 17, который со общается с цилиндром через обратный клапан 18. При повыше нии давления в цилиндре в момент отключения этот клапан закры вает отверстие, соединяющее цилиндр с дополнительным резерву аром, что предохраняет резервуар от действия высокого давления. Дополнительный резервуар имеет внутреннюю полость 13 (в пос ледних выпусках выключателей отсутствует), сообщающуюся с 72 c) f) Рис. 42. Разрез цилиндра выключателей: а — ВМГ-133-I, б — ВМГ-133-П; / — пробка отверстия для спуска масла, / — маслоуказатель, 3 — стальной цилиндр, / — маслоотделитель, 5 — отверстие в стальном цилиндре, 6 — пробка отверстия для заливки мас ла, 7 — шина, 8 — гибкий контакт, 9 — колодка, 10 — токоведущий стер жень, 11 — проходной изолятор, 12 и 15 — бакелитовые цилиндры, 13 — внутренняя полость, 14 — дугогасительная камера, 16 — розеточный кон такт, 17 — дополнительный резервуар, 18 — обратный клапан 73 дугогасительной камерой 14. Надкамерная полость цилиндра 3, не заполненная маслом, сообщается с окружающёй средой че рез отверстие 5 в цилиндре и маслоотделитель 4, приваренный к верхней части цилиндра. Масло, попавшее в маслоотделитель, стекает в цилиндр через соответствующее отверстие. В верхней части цилиндра имеется отверстие для заливки масла, в дне ци линдра — отверстие для спуска масла. Внутри стального цилиндра выключателя помещены бакелито вые цилиндры 12 и 15. Цилиндр 12 изолирует внутренние стенки металлического цилиндра от токоведущего стержня 10 и прижи мает сверху дугогасительную камеру 14. Цилиндр 15 является опорным для дугогасительной камеры и изолирует внутренние стенки цилиндра от розеточного контакта. Стальной цилиндр 3 закрыт чугунным фланцем — крышкой с проходным изолято ром 11. Дугогасительная камера 14, выполненная из изоляционных материалов (гетинакса), установлена внутри цилиндра 3 в месте разрыва контактов. Камера набрана из отдельных изоляционных перегородок, которые образуют три дутьевых поперечных канала, имеющих раздельные выходы в верхней части камеры. Перегородки скреплены между собой двумя изоляционными шпильками. Входные щели дутьевых каналов расположены одна над другой в цент ральном отверстии камеры. Когда выключатель включен, вход в каналы камеры закрыт токоведущим стержнем. При отключении выключателя токоведущий стержень продвигается вверх и кана лы камеры постепенно открываются. В верхней части камеры, над каналами, центральное отверстие в трех местах имеет расшире ния, называемые карманами. Процесс гашения дуги протекает следующим образом. При выходе токоведущего стержня из розеточного контакта разрыва ется электрическая цепь и в камере между контактами возникает дуга. От воздействия температуры дуги на масло образуются газы и пары масла. В начале отключения, когда дутьевые каналы еще закрыты стержнями, газы сжимают воздух, заключенный в сталь ном цилиндре. При дальнейшем движении подвижного токоведу щего стержня вверх последовательно открываются дутьевые каналы камеры. Под давлением газа масло из подкамерного прост ранства устремляется в дутьевые каналы и, пересекая электриче скую дугу, гасит ее. Карманы служат для гашения дуги при размыкании малых токов, когда возникающее в предкамерном пространстве давление недостаточно для создания поперечного дутья в каналах. В этом случае дуга затягивается внутрь цент рального отверстия камеры и находящееся там масло переходит в газообразное состояние. После выхода подвижного контакта из центрального отверстия камеры газ, находящийся в карманах, создает добавочное продольное дутье, обеспечивающее гашение дуги. Выключатель ВМП-10 (выключатель масляный подвесной, рис. 43) с объемом масла 4,5 кг предназначен для установки в 74" обычных распределительных устройствах — камерах КСО; выклю чатель ВМП-10К — для малогабаритных комплектных распреде лительных устройств с выкатными тележками (КРУ). Выключа тель ВМП-10К имеет меньшую ширину, чем ВМП-10, что достиг нуто сближением полюсов с установкой между ними изоляцион ных перегородок. S№ 9 Рис. 43. Выключатель ВМП-10 (в отключенном положении): / — полюс, 2 — опорный изолятор, 3 —стальная рама, 4 — изоляционная — масляный буфер, 7 — болт заземления тяга, 5 — вал. 6 Выключатель ВМП-10 на напряжение 10 кв рассчитан на мощность отключения 350 мва и изготовляется на номинальные токи 600, 1000 и 1500 а. Выключатель имеет стальную раму 3, на опорных изоляторах 2 которой смонтированы полюсы 1. Внутри рамы расположены вал 5 выключателя с рычагами, отключающи ми пружины, а также масляный и пружинный буфера. Каждый полюс выключателя (рис. 44) состоит из прочного влагостойкого изоляционного цилиндра 4, на концах которого заармированы металлические фланцы 3 и 5. На верхнем фланце5 ^укреплен корпус 11 из алюминиевого сплава, внутри него рас* положены выпрямляющий механизм 13, подвижный контакт 16, роликовое токосъемное устройство 7 и маслоотделитель 8. Нижний фланец закрывается крышкой, внутри которой находится непод вижный розеточный контакт 2, а снаружи — пробка 20 масло спускного отверстия. Для наблюдения за уровнем масла в выклю чателе имеется маслоуказатель 18. Внутри цилиндра, над розеточ75 Рис. 44. Разрез полюса выключателя ВМП-10 на 600 , ‘и 1000 а: ным контактом, расположена дуго гасительная камера 17, представляю щая собой набор круглых пластин из электрокартона, фибры и гетинакса. Для повышения стойкости контак тов к действию электрической дуги и увеличения срока их службы съемные наконечники подвижных контактов и верхние концы ламелей розеточных контактов облицованы дугостойкой ме таллокерамикой. В процессе эксплуатации выключа теля выявлено, что направляющие стержни 15, по которым скользит кап роновая направляющая колодка 12, мо гут проворачиваться вокруг своей оси. Стержни имеют металлические упо ры 14 для ограничения хода токосъем ных роликов. В нормальном положении упоры проходят в прорези капроновой колодки. При проворачивании направ ляющих стержней упоры смещаются в сторону относительно прорезей и в мо мент включения или отключения вы ключателя капроновая колодка ударя ется об упоры и ломается. Для устра нения этого дефекта перед вводом вы ключателя в работу устанавливают стопорные винты, закрепляющие поло жение направляющих стержней. С 1969 г. заводы электротехниче ской промышленности начали выпуск нового маломасляного выключателя ВМГ-10. Этот выключатель разрабо тан на базе выключателя ВМГ-133, взаимозаменяем с ним и имеет неко торые преимущества по сравнению с выключателем ВМГ-133 — увеличены механическая стойкость выключателя, электрическая прочность изоляции полюсов, динамическая устойчивость, надежность и долговечность контактов, уменьшены габариты и масса выклю- / — нижний вывод, 2 — непоп ятргта движный розеточный контакт, чаю лн. 3 и 5 — фланцы, 4 — изоляцион ный цилиндр, 5 — верхний в ы - ------------------------------------------ ------------------------------ вод, 7 — роликовое токосъемное устройство, 8 — маслоотделитель, 9 — верхняя крышка, 10 — пробка маслоналивного отверстия, 11 — корпус полюса, 12— на правляющая колодка, 13 — выпрямляющий механизм, 14 — металлические упоры, 15_на правляющий стержень, 16 — подвижный контакт, 17 — дугогасительная камера, 18 — маслоуказатель, 19 — нижняя крышка, 20 — пробка маслоспускного отверстия 76 Выключатель ВМГ-10 на напряжение 10 кв рассчитан на мощ ность отключения 350 мва, что соответствует току отключения 20 ка, и изготовляется на номинальные токи 630 а (тип ВМГ-10630-20) и 1000 а (тип ВМГ-10-1000-20). Выключатель ВМГ-10 (рис. 45) имеет стальную раму 3, на которой на опорных изоляторах 6 (типа ОМБ-11— усиленных по сравнению с изоляторами у выключателя ВМГ-133) смонтированы полюсы 8. Полюс для выключателей на номинальный ток 630 а Рис. 45. Выключатель ВМГ-10 (в отключенном положении): / — серьга, 2 — изоляционный рычаг, 3 —рама, 4 — упорный болт, 5 — контактный стер жень, 6 — опорный изолятор, 7 — болт заземления, 3 —-полюс, 9 — съемная крышка ци линдра, 10 — колодка гибкой связи, 11 — рычаг с роликами, 12 и 16 — приводные рычаги, 13 — вал, 14 — перегородка, 15 масляный буфер представляет собой стальной цилиндр, имеющий продольный не магнитный шов, и латунный для выключателей на 1000 а. Каж дый полюс (рис. 46) имеет по две скобы 7 для крепления к опор ным изоляторам, дополнительный резервуар 2, маслоотделитель, маслоналивную пробку 5 и маслоуказатель 3. Внутри цилиндра расположены изоляционные цилиндры 8 и 11, между которыми устанавливается дугогасительная камера 9. В верхней части ци линдра укрепляется проходной изолятор 6 с целью изолирования стержня (подвижного контакта) от цилиндра, электрически свя занного с неподвижным розеточным контактом 10. Устройство 77 проходного изолятора аналогично проходному изолятору в выклю чателе ВМГ-133. Нижняя часть цилиндра закрывается съемной крышкой 13, на которой расположен неподвижный розеточный контакт, аналогич ный контакту включателя ВМП-10. Верхние концы ламелей не подвижного контакта имеют облицовку из дугостойкой керамики. В крышке находится маслоспускная пробка. Подвижный контактный стержень (см. рис. 45) состоит из контактного стержня 5 и колодки 10, к торцу кото рой крепятся гибкие связи. В верхней части стержня имеется наконечник, служащий для соединения контактного стержня с изолирующим рычагом. Вы ключатели на 630 и 1000 а имеют оди наковые токоведушие стержни и розеточные контакты. Токопровод у них от личается размерами колодки и коли чеством гибких связей (на полюс 630 а — 1 шт., на полюс 1000 а — 2 шт.). Приводной механизм выключателя (рис. 47) состоит из вала 5 с прива ренным к нему двухплечим коротким рычагом 8, тремя рычагами 4 и тремя большими рычагами 6. К малым пле чам рычагов 4 боковых полюсов при креплены две отключающие пружины /, среднего полюса — буферная пружи на 2. Двухплечий рычаг 8 с роликами на концах приварен на валу выключателя между боковым и средним полюсами. Рис. 46. Разрез полюса вы Этот рычаг предназначен для ограни ключателя ВМГ-10: 1 — стальной цилиндр. 2 — дочения включенного и отключенного по полнительный резервуар, 3 — ложений выключателя. При включении маслоуказатель, 4 — жалюзи, 6 — маслоналивная пробка, 6 — выключателя один из роликов подхо проходной изолятор, 7 — скоба, 8 и 11— изоляционные цилинд дит к болту-упору 9, при отключении ры, 9 — дугогасительная каме второй ролик упирается в стержень ра, 10 — розеточный контакт, 12 — уплотнение, 13 — съемная масляного буфера 3. Для передачи дви крышка жения от вала выключателя к контакт ному стержню большие плечи рыча гов 6, выполненные из изоляционного материала, соединены с токо ведущими стержнями 10 при помощи серьги 7. Для подсоединения выключателя к приводу на валу установ лен специальный рычаг 16 (см. рис. 45) или в средней части вала приварен рычаг 12. В зависимости от этого возможно боковое или среднее присоединение привода. Управление выключателем осу ществляется пружинным приводом ПП-67. 78 Автогазовый выключатель ВГ-10М имеет стальную раму, в верхней части которой на изоляторах укреплены три дугогасительные камеры, а в нижней части ■ — три плоских подвижных кон такта. В отключенном положении подвиж ные контакты удерживаются растяну той пружиной. При помощи специаль ного рычага (вручную или от действия реле) пружина освобождается и под вижные контакты входят в неподвиж ные контакты, расположенные в дуго гасительных камерах. В дугогасительную камеру вложены пластины из органического стекла, в которых имеются продольный и попе речный каналы. Поперечный канал со общается с буферным пространством и газоотводом и во включенном положе нии перекрыт подвижным контактом. В процессе отключения между контак тами образуется дуга. Под действием Рис. 47. Приводной меха высокой температуры дуги из органи низм выключателя ВМГ-10: 1 — отключающая пружина, 2 — ческого стекла выделяется большое буферная пружина, 3 — масля количество газов, скопляющихся в бу ный буфер, 4 п 8 — рычаги, 5 —вал, 6 — изоляционный рычаг, ферном пространстве, поэтому как 7 — серьга, 9 — болт-упор, 10 — контактный стержень только подвижный контакт открывает поперечный канал, возникает интенсив ное поперечное дутье и дуга гаснет. Выключатель ВГ-10М на напряжение 10 кв имеет разрывную мощность 300 мва. К достоинствам его следует отнести взрывои пожаробезопасность, отсутствие жидкой дугогасящей среды, а также возможность осуществления автоматического повторного включения. Недостатком выключателя является сложность налад ки приводного устройства и ненадежность работы его пружинно го привода. Приводы. Приводы выключателей служат для ручного и авто матического включения и отключения выключателя и удерживания его во включенном положении. В любом приводе имеется меха низм свободного расцепления, отсоединяющий механизм приво да от механизма выключателя при его отключении. Типы приво дов к выключателям приведены в табл. 4. Привод ПРБА (привод рычажный блинкерный автоматиче ский) состоит из чугунного корпуса 8 (рис. 48), крышки 4, релей ной коробки 7, рычага управления 2 и указателя (блинкера) 10. В задней стенке корпуса имеется окно для прохода тяги 9 к вы ключателю. В крышке предусмотрено отверстие для рычага уп равления. В релейной коробке размещены реле. Когда привод 79 Таблица 4 Типы приводов к выключателям Тип привода ПРА-10 ПР-17, ПРА-17 ПРБА УГП УПГП ППМ-10 ПП-61, ПП-67 ППР-21 ПЭ-11 Тип выключателя ВМБ-10 ВНП-16, ВН-16, ВНЗ-16 ВНП-17 ВМГ-133 ВМБ-10, ВМГ-133 ВМГ-133, ВМБ-10 ВМГ-133, ВМП-10 ВМГ-133, ВМП-10, ВМГ-10 ВГ-10М ВМГ-133, ВМГ-10, ВМП-10 Характеристика привода Ручной ъ Пружинно-грузовой Пружинный » Электромагнитный включен, рычаг управления находится в верхнем положении, ког да отключен — в нижнем положении 2'. Указатель служит для сигнализации автоматического отключения выключателя. Во включенном положении привода указатель 10 находится в нижнем наклонном положении и загораживается крышкой привода. При Рис. 48. Привод ПРБА: 1 — рычаг блок-контактов, 2 — рычаг управления, 8 — блокировочные контакты КСА, 4 — крышка привода, 5 — реле максимального гока, 6 — реле минимального напряжения, 7 — релейная коробка, 8 — кор пус привода, 9 — тяга, 10 — указатель 80 автоматическом отключении выключателя указатель занимает горизонтальное положение 10' и находится впереди корпуса приво да. Для приведения в соответствие положения рычага управления и механизма привода (рычаг в положении «включен», механизм привода отключен) необходимо рычаг управления опустить вниз. При этом указатель также опустится вниз. Рис. 49. Пружинные приводы: а — ППМ-10, б — ПП-67 (со снятым защитным диском) Включение привода осуществляется движением рычага управ ления 2 снизу вверх: система рычагов внутри привода, связанная посредством тяги 9 с выключателем, произведет его включение. Отключение привода производится вручную или автоматиче ски, при этом происходит свободное расцепление системы рыча гов с тягой выключателя и выключатель под действием своих отключающих пружин отключается. Привод ПРА-17 (привод рычажный автоматический) служит для ручного и автоматического управления выключателями на грузки и представляет собой ручной привод с механизмом сво бодного расцепления и отключающей катушкой с питанием от независимого источника напряжения. Привод включают, повора чивая рукоятку снизу вверх на угол 110°, а отключают вручную, поворачивая рукоятку сверху вниз, и автоматически. Пружинно-грузовой привод УПГП и пружинные приводы ППМ-10 (рис. 49, а), ПП-61 и ПП-67 (рис. 49, б) предназначены для ручного управления выключателями, осуществления автома тического отключения и повторного включения (АПВ), а также автоматического включения резерва (АВР). 6 Заказ 343 81 Включение выключателя пружинно-грузовым приводом проис ходит за счет энергии предварительно заведенных (растянутых) пружин и энергии груза, поднятого в верхнее положение. Завод пружины и поворот груза в верхнее положение производят вруч? ную или с помощью зубчатого моторного редуктора (АМР), рас положенного в верхней части привода. Включение выключателя пружинным приводом ППМ-10 про исходит за счет энергии предварительно заведенной спиральной пружины, приводами ПП-61 и ПП-67— за счет энергии предва рительно заведенных цилиндрических пружин. Заводят пружины также вручную или с помощью АМР. Операции по включению и отключению пружинных приводов ПП-61 и ПП-67, имеющих ав томатические моторные редукторы (АМР), производят в следую щей последовательности: нажатием кнопки, установленной на ка мере КСО, включают мотор, в результате начинает вращаться редуктор и шестереночная передача, которая заводит (растягива ет) пружины привода и подготовляет привод к включению. При нажатии кнопки «Вкл.» в приводе выключателя запирающий ме ханизм привода освобождает включающие пружины, которые сжимаются, и под их действием выключатель включается. Для отключения выключателя нажимают кнопку «Откл.» в приводе, при этом происходит расцепление защелки зацепа привода с ры чагом вала и выключатель под действием своих пружин отключа ется. Если выключатель предназначен для автоматического вклю чения резерва (АВР), то включают мотор, который заводит пру жины, и пружины остаются в заведенном положении при отклю ченном выключателе. При срабатывании реле, находящегося в электрической схеме АВР, подается импульс на отключающую катушку, расположенную в приводе, ударник катушки освобож дает запирающий механизм привода, и выключатель под действием пружин привода включается. При отсутствии АМР привод ПП-61 и ПП-67 заводят вручную специальными рычагами. Автоматическое отключение выключателя можно осуществлять реле, встроенными в приводы. Электромагнитные приводы постоянного тока ПС и ПЭ слу жат для управления высоковольтными выключателями, т. е. для включения и отключения выключателя, удержания его во вклю ченном положении. Эти приводы состоят из рычажного механизма, электромагни тов включения и отключения и различных блок-контактов. По требляя электроэнергию в процессе включения, приводы ПС и ПЭ создают тяговые усилия в электромагнитной катушке с сердечни ком. Сердечник, взаимодействуя с системой рычагов, производит включение выключателя. Приводы обеспечивают автоматическое отключение выключателя с помощью встроенных в них отключа ющих электромагнитов. Они приспособлены и для ручного отклю чения. Электромагнитные приводы работают на постоянном токе при напряжении ПО и 220 в. Наиболее распространен привод 82 ПЭ-11. Достоинством этого привода является простота и надеж ность в эксплуатации. Основной недостаток — необходимость на личия аккумуляторной батареи или выпрямительного устройства. § 19. Разрядники 6 — 10 кв Разрядники служат для защиты воздушных линий (ВЛ) и электрооборудования подстанций, присоединенных к ВЛ, от опас ных атмосферных перенапряжений. РТ1 i - , f» ^ ~] ...||i V) Рис. 50. Схемы защиты подстанций от грозовых перенапряжений: а — при подсоединении подстанции непосредственно к ВЛ, б — при подсоединении подстанции кабельным вводом к ВЛ; РТ1 и РТ2 — трубчатые разрядники 6—10 кв, РВП — вентильный разрядник 6 —10 кв, РВН-0,5 — вентильный разрядник 0,5 кв Обмотки силовых трансформаторов защищают от волн грозо вых перенапряжений, приходящих линий, вентильными разрядни ками, а оборудование переключательных пунктов и мачтовых трансформаторных подстанций двумя комплектами трубчатых разрядников на каждой ВЛ с деревянными опорами. Разрядники РТ2 (рис. 50, а) устанавливают непосредственно на концевой опо ре ВЛ, разрядники РТ1 — на ВЛ на расстоянии 100—200 м от первых. В случае подсоединения ВЛ к подстанции кабельным вводом (рис. 50, б) разрядники РТ2 устанавливают на конце ка беля, в месте присоединения его к ВЛ, а разрядники РТ1 — на ВЛ с деревянными опорами на расстоянии 100—220 м от первых. 6* S3 При длине кабельного ввода более 10 м разрядники РТ1 не ставят. Заземляющие зажимы разрядников РТ2 присоединяют к ме таллическим оболочкам кабеля. Вторичные обмотки силовых трансформаторов напряжением 0,4 кв защищают вентильными раз рядниками. Разрядники включают между токоведущими частями установок и землей. В нормальных условиях через разрядник ток не проходит, так как в разряднике имеется искровой промежуток. При набегании волны перенапряжения искровой промежуток про бивается и ток протекает в землю. Различают разрядники трубчатые с фибробакелитовыми (РТФ) или винипластовыми (РТВ) трубками и вентильные (РВП и РВН). Рис. 51. Трубчатые разрядники: а — фибробакелитовый на 6—10 кв (РТФ), 6 — винипластовый (РТВ); 1 — указатель действия, 2 — ушко для крепления, 3 — наконечник, 4 —• внутренняя фибровая трубка, 5 — винипластовая трубка, 6 — резервуар, 7 — стержневой электрод, 8 — хомутик, 9 — дополнительный электрод, 10 — электрод-звездочка Трубчатые разрядники РТФ (рис. 51, а) состоят из фибровой трубки 4, обмотанной бакелизированной бумагой и покрытой перхлорвиниловой эмалью ПХВЭ-26. Внутри трубки помещены сменный стержневой электрод 7 и электрод-звездочка 10. У раз рядников на напряжение 10 кв в толще бакелита имеется полос ка станиоля, служащая дополнительным электродом 9, который способствует появлению разряда, скользящего по внутренней по верхности трубки. На конец трубки со стороны стержневого элек трода насажен резервуар 6, а на другой конец — наконечник с ука зателем срабатывания разрядника 3 в виде тонкой металлической пластинки. Трубка винипластового разрядника РТВ (рис. 51, б) выполнена из винипласта и отполирована. Внутренний электрод имеет цент рирующие усики и наваренный наконечник из тугоплавкого спла ва. Второй электрод выполнен в форме звездочки. Трубчатые разрядники подключают к проводам ВЛ через внешние искровые промежутки, электроды которых выполняют из стальной проволоки диаметром 8—10 мм. Электроды распола84 § 20. И змерительные трансф орм аторы тока Для измерения тока в цепях напряжением выше 1000 в и больших токов в цепях напряжением до 1000 в применяют транс форматоры тока, надежно изолирующие измерительные приборы и реле от высокого напряжения. Трансформатор тока состоит из сердечника, собранного из ли стовой трансформаторной стали, на который намотаны две обмот к и — первичная и вторичная (вторичных обмоток может быть две). Первичную обмотку включают в цепь, обтекаемую током последовательно, а к вторичной обмотке присоединяют приборы 85 или реле. Вторичную обмотку надежно изолируют от первичной и заземляют. Отношение величины тока, протекающего в первичной обмотке,г. к величине тока во вторичной обмотке, приблизительно равное отношению числа витков вторичной обмотки к числу витков пер вичной обмотки, называют коэффициентом трансформации транс форматора тока п : _ Л ^ ,W2 I2 Wi где /| и / 2— номинальные токи первичной и вторичной обмоток; W и w2— число витков первичной и вторичной обмоток. Число витков первичной и вторичной обмоток подбирают та ким образом, чтобы ток во вторичной обмотке составил 5 а при протекании номинального тока в первичной обмотке. 1 Рис. 53. Трансформатор тока типа ТПЛ-10: / — выводы первичной обмотки, 2 — выводы вторичных обмоток, 3 — литая изоляция, 4 — сердечники, 5 — основание из стальных угольников, 6 — болт заземления Техническими характеристиками трансформаторов тока явля ются: номинальное напряжение, номинальный ток и класс точ ности. Различают четыре класса точности: Р; 0,5; 1; 3. Класс точно сти указывает предельную погрешность трансформатора тока в процентах от действительной силы тока. Трансформаторы тока класса точности 0,5 служат для подключения расчетных счетчи ков электрической энергии, классов точности 1 и 3 — для техни ческих измерений тока и подключения реле, класса точности Р — для специальных видов релейной зашиты. В закрытых распределительных устройствах применяются опорные катушечные трансформаторы тока с литой изоляцией на напряжение 10 кв ТПЛ-10 (рис. 53) и проходного типа многовитковые ТПФМ и одновитковые — ТГТОФ. Для изоляции первичной обмотки от вторичной и от заземленной арматуры в трансформа торах тока ТПЛ служит литой компаунд на основе эпоксидной смолы, в трансформаторах тока ТПФМ и ТПОФ — фарфоровые изоляторы. Для полной характеристики трансформатора тока указывается тип, номинальное напряжение, класс точности и но минальный первичный ток. Например: ТПФМ-10-05/3-400, ТПОФ10-Р/0,5-600 или ТПЛ-10-1/3-400, где Т — трансформатор тока, П — проходного типа, Ф — с фарфоровой изоляцией, М — модерни зированный, О — одновитковый, Л — с литой изоляцией; первая цифра обозначает номинальное напряжение; Р — цифры 0,5; 1; 3 — классы точности, последняя цифра — номинальный ток. § 21. Измерительные трансф орм аторы напряжения Для измерения напряжения в сетях напряжением выше 1000 в применяют измерительные трансформаторы напряжения. Трансформатор напряжения (рис. 54) состоит из сердечника, собранного из листовой трансформаторной стали, и намотанных на Рис. 54. Однофазный трансформатор напряжения НОМ: а — общий вид, б — выемная часть; 1 *—кожух, 2 — вы воды первичной обмотки, 3 — и-юляторы, 4 — сердечник, 5 — выводы вторичной обмотки, 6 — обмотки него двух обмоток: первичной, присоединяемой к точкам высоко вольтной цепи, между которыми измеряют напряжение, и вторич ной, к которой подключают приборы — вольтметры, счетчики, реле напряжения и т. д. Вторичную обмотку надежно изолируют от первичной и заземляют. Число витков первичной и вторичной обмоток выбирают с та ким расчетом, чтобы при подведении номинального напряжения к зажимам первичной обмотки на зажимах вторичной обмотки на пряжение составило 100 в. Отношение напряжения первичной обмотки к напряжению вто ричной обмотки, примерно равное отношению числа витков 87 первичной обмотки к числу витков вторичной обмотки, называют коэффициентом трансформации трансформатора напряжения п : Vt _ V2 щ ’ где U и f/2 — номинальные первичные и вторичные напряжения; Wi и w2 — число витков первичной и вторичной обмоток. Обмотки и сердечник трансформаторов на напряжение 6 и 10 кв помещены в стальной кожух, заполненный трансформатор1 * -В о -О А В О) С АВС ] $) рГ т, а с Ог А В С в) Рис. 55. Схемы соединения и включения трансфор маторов напряжения: а — однофазного (НОМ), б — трехфазного (НТМ), в — трехфазного пятистержневого (НТМИ) ным маслом. Масло изолирует обмотки от корпуса и, кроме того, способствует их охлаждению. На крышке кожуха находятся про ходные изоляторы, к которым изнутри подключаются концы пер вичной и вторичной обмоток, а снаружи — измеряемая цепь. Трансформаторы на номинальное напряжение ниже 6 кв изготов ляют сухими, без масла. 88 Трансформаторы напряжения выполняют однофазными и трех фазными. Катушки первичной и вторичной обмоток трехфазного транс форматора соединяют в звезду. Схемы соединения и включения трансформаторов напряжения показаны на рис. 55. Кроме того, трансформаторы напряжения характеризуются номинальным на пряжением, допускаемой нагрузкой вторичной цепи и классом точ ности. Различают четыре точности: 0,2; 0,5; 1; 3. Класс точности ука зывает предельную погрешность трансформатора напряжения в процентах от действительного напряжения. Так, класс точности 0,2 означает, что погрешность в измерении допускается 0,2%. § 22. Силовые трансф орм аторы В трансформаторных подстанциях городских электрических се тей силовые трансформаторы предназначены для преобразования высшего напряжения в низшее. Силовой трансформатор состоит из сердечника, собранного из листовой трансформаторной стали, и двух намотанных на него трехфазных обмоток: обмотки на напряжение выше 1000 в (пер вичной), присоединяемой параллельно шинам ТП или РП, и обмотки на напряжение до 1000 в (вторичной), к которой подклю чают электроприемники. Вторичная обмотка изолирована от первичной. Нулевая точка вторичной обмотки заземлена или изолирована от земли с уста новкой пробивного предохранителя. Отношение высшего напряжения к низшему при холостом ходе, примерно равное отношению числа витков первичной обмотки к числу витков вторичной обмотки, называют коэффициентом транс формации силового трансформатора. Обмотки и сердечник силового трансформатора погружены в бак с маслом. Бак имеет специальные трубки, или ребра для луч шего охлаждения масла и расширитель для возможности изме нения объема масла при изменении его температуры, зависящей от нагрузки, и температуры окружающего воздуха. Ца расшири теле установлен указатель уровня масла с нанесенными отмет ками необходимого уровня при температурах масла: +40, +15, —45 С. Бак трансформатора закрывается крышкой, прикрепляемой болтами, расположенными по всему периметру, к верхней раме бака. Между крышкой и рамой бака для уплотнения проложена прокладка из маслоупорной резины. На крышке установлены проходные изоляторы (вводы), через которые концы первичной и вторичной обмоток выведены наружу для присоединения к шинам. В крышке имеется также отверстие (несквозное) для установки термометра и отверстие, закрытое крышкой или болтом, для заливки трансформатора маслом. 89 В нижней части бака находятся кран для спуска масла и болт для присоединения заземляющего проводника. Для удобства передвижения баки трансформаторов мощностью 160 ква и выше поставлены на катки. Обмотки силовых трансформаторов имеют ответвления для ре гулирования напряжения в пределах: ±10% номинального сту пенями по 1,67% у трансформаторов с устройством для автома тического переключения ответвлений обмоток под нагрузкой и ±5% номинального ступенями по 2,5% у трансформаторов, имеющих переключатель с выведенной рукояткой переключения на крышке бака. Чтобы изменить напряжение, трансформаторы, имеющие переключатель с выведенной рукояткой, отключают и по ворачивают рукоятку в положение, соответствующее требуемому напряжению. Силовые трансформаторы мощностью до 1000 ква изготовляют не только с масляным заполнением, но и сухие с воздушным ох лаждением. Изоляция обмоток таких трансформаторов выполнена из негорючих материалов (стеклоизоляция). Трансформаторы без опасны в пожарном отношении. Применение сухих трансформато ров ограничено, так как они предназначены для работы в отап ливаемых помещениях с относительной влажностью воздуха не более 80% и температурой не выше 35° С. Кроме того, они при мерно в 2—3 раза дороже обычных трансформаторов той же мощ ности. Силовые трансформаторы характеризуются мощностью, номи нальными напряжениями первичной и вторичной обмоток, на пряжением короткого замыкания, группой и схемой соединения об моток. Напряжением короткого замыкания (мк) называется напряже ние в процентах от номинального, которое необходимо подвести к первичной обмотке при замкнутой накоротко вторичной обмотке, чтобы в обеих обмотках протекали номинальные токи. Трехфазные трансформаторы могут иметь различные группы и схемы соединения обмоток. Наиболее часто встречающиеся группы и схемы соединения обмоток показаны на рис. 56. В обозначении силовых трансформаторов указывают количест во фаз (Т-трехфазный), тип охлаждения (М — естественное масля ное, С — воздушное), мощность, номинальные напряжения пер вичной и вторичной обмоток, группы и схемы соединения. Так, трехфазный трансформатор с масляным охлаждением мощностью 160 ква, первичным напряжением 10 кв, вторичным 0,4 кв, со схе мой соединения звезда — звезда с нулевым выводом обозначается ТМ-160-10/0,4, Y/Y — 0. Такой же трансформатор, но с воздушным охлаждением (сухой) обозначается: ТС-160-10/0,4, Y/Y — 0. В настоящее время, кроме указанных, выпускают силовые трансформаторы ТСМ и ТСМА. Трансформатор ТСМ по сравнению с трансформатором ТМ имеет сниженные в среднем на 10—15% суммарные потери, мень шую на 15% массу и сокращенный на 30—35% объем масла. Это 90 достигается применением для магнитопровода легированной ста ли холодной прокатки. Трансформаторы ТСМА в отличие от трансформаторов ТСМ имеют обмотки из алюминия. Для лучшей защиты масла от окисления трансформаторы снаб жаются маслорасширителем с силикагелевым воздухоосушителем, Схема соединения обм оток Д иаграм м а ве кто р о в Условное Высшее Низшее Низшее Вы сш ее обозначение напряж ение напряж ение напряж ение напряжение (группы) АВС Y/Y--0 л у г л у Z В Дfr- ft к у г Рис. 56. Схемы и группы соединений обмоток силовых трансформаторов, применяемых в городских электрических сетях а начиная с мощности 160 т а . и более — термосифонным фильт ром. Согласно ГОСТ 11677—65 установлены следующие номиналь ные мощности трехфазных трансформаторов: 10, 16, 25, 40, 63, 100, 160, 250, 400, 630 т а и т. д. § 23. Станции управления, применяем ы е в горо д ски х распределительны х сетях В трансформаторных подстанциях для осуществления схемы АВР на напряжении до 1000 в применяются станции управления или контакторные станции ПЭЛ-8701 ленинградского завода «Электросила». Общий вид контакторной станции показан на рис. 57. На ме таллическом каркасе смонтированы на панелях из изоляционного материала: контактор основного питания 2, контактор резервного питания 3 и накладки 4. Контакторы состоят из магнитной системы с втягивающей ка тушкой, главных контакторов и дугогасительного устройства. Кон тактор основного питания имеет защелку 1, которая удерживает его во включенном положении при обесточенной втягивающей ка тушке. 91 Накладки 4, смон тированные внизу пане ли контакторной стан ции, обеспечивают воз можность снятия на пряжения с этой стан ции для производства на ней ремонтных ра бот. Рядом с наклад ками установлено про межуточное реле 5. На валу основного и ре зервного укреплены до полнительные блокконтакты. Контакторная стан ция (рис. 58) работает следующим образом: при исчезновении на пряжения на включен ном контакторе основ ного питания 11 обес точивается промежу точное реле 1 и его верхние контакты раз мыкаются, а нижние замыкаются и подают напряжение резервного питания на включаю щую катушку 6 кон тактора основного пи тания и на катушку 4 защелки. Контактор И на время включается, давая возможность ка тушке защелки произ вести расцепление кон тактора с защелкой; од новременно размыкает ся блок-контакт 3 заРис. 57. Общий вид станции управления Щелки и включающая ПЭЛ-8701 катушка о обесточива ется. Контактор основ ного питания отключается, при этом размыкается его блок-кон такт 5, снимая напряжение с катушки 4, и замыкается блокконтакт 7, подавая питание на включающую катушку 9 контактора резервного питания 10. Контактор 10 включается и подает напряжение от другого трансформатора на щит 400—230 в. Процесс переключения происходит в течение 0,2 сек. 92 При появлении напряжения на контакторе основного питания схема восстанавливается — промежуточное реле 1 срабатывает, размыкая свои нижние контакты и замыкая верхние, и подает на пряжение через блок-контакт 2 на включающую катушку 6 кон тактора 11. Контактор 11 включается, причем в начале процесса включения размыкается его блок-контакт 7, в результате контак тор резервного питания отключается. А В С Рис. 58. Принципиальная схема станции управления ПЭЛ-8701 Во избежание одновременного включёния обоих контакторов контакторная станция имеет механическую блокировку 8. На панели контакторной станции расположены рубильники Р1 и Р2, предназначенные для опробования автоматики и вывода ее из работы. Станция управления ПЭХ-8701 Харьковского электромехани ческого завода отличается от рассмотренной иным расположением панелей на металлическом каркасе, а также большим количеством выключателей для опробования и вывода автоматики из работы. 93 С 1966 г. Чебоксарский электроаппаратный завод (ЧЭАЗ) вы пускает станции управления ПЭВ-8701, принципиальная схема первичных и вторичных цепей которых аналогична схеме станций управления ПЭЛ-8701, а расположение аппаратуры иное. На верх ней панели станции управления ПЭВ-8701 размещаются наклад ки, реле и автоматы управления, на средней панели — контактор основного питания с устройством магнитного гашения дуги и защелка, на нижней панели — контактор резервного питания. § 24. Эксплуатация и рем онт электро оборудования распределительны х устройств Периодичность осмотров и ремонтов. Осмотры распределитель ных устройств и оборудования трансформаторных подстанций и распределительных пунктов производят согласно Правилам тех нической эксплуатации электрических станций и сетей не реже одного раза в шесть месяцев. Распределительные устройства, ра ботающие в тяжелых условиях (перегрузка, усиленная загрязнен ность и т. п.), осматривают чаще. Кроме того, внеочередные осмот ры РУ и оборудования производят после отключения короткого замыкания. При осмотре РП и ТП проверяют: наличие схемы, соответствие ее действительности; состояние контактов (по их наружному виду); отсутствие течи масла из маслонаполненных аппаратов, уро вень масла и целость масломерных стекол; характер гудения трансформаторов и отсутствие посторонних звуков (разрядов, потрескивания); температуру масла в трансформаторах (по термометру); состояние и исправность изоляторов (отсутствие трещин, запы ленности); состояние концевых заделок кабелей (отсутствие течи массы, целость фарфоровых втулок, состояние окраски); наличие и состояние защитных средств, даты их испытаний; состояние окраски шин и оборудования; состояние контура защитного заземления; исправность плавких предохранителей; влажность и температуру внутри помещения; исправность осветительной проводки и электроламп; исправность и состояние сигнальных указателей и положение рубильников автоматики; исправность телефонной связи и устройств телемеханики; показания измерительных приборов, контролирующих напря жение и нагрузку; состояние подходов и трасс кабелей (отсутствие завалов); наличие предупредительных плакатов и надписей, исправность дверных замков, состояние крыши, потолка стен, пола; 94 исправность вентиляции, наличие и состояние вентиляционных решеток, целость отопительных труб (при их наличии). На распределительное устройство, подлежащее ремонту, на чальник участка или мастер составляет ведомость дефектов. В ней указывают состояние оборудования и все замеченные дефекты, которые необходимо устранить при ремонте. До начала ремонта ведомость дефектов поступает к мастеру по ремонту оборудования для определения продолжительности работ, подготовки необходимых материалов и запасного оборудо вания. Ремонт оборудования выполняет бригада в составе 2—3 электромонтеров под руководством мастера. Текущий ремонт оборудования распределительных пунктов и трансформаторных подстанций производят по мере необходимости. Капитальный ремонт оборудования распределительных пунк тов и трансформаторных подстанций и профилактическое испыта ние оборудования выполняют: масляных выключателей (с внутренним осмотром), выключа телей нагрузки и их приводов — один раз в 3—4 года; оборудование ТП (без выключателей) — один раз в 6 лет; трансформаторов тока и напряжения — по мере необходимости по результатам профилактических испытаний и осмотров. Исходя из опыта эксплуатации периодичность капитальных ре монтов оборудования может быть изменена решением главного инженера предприятия электросети. Осматривают и ремонтируют оборудование РП и ТП по графику. При капитальном ремонте производят: отбор проб масла из маслонаполненных аппаратов для сдачи на испытание в лабораторию; испытание изоляции; проверку контактных соединений шин, проводов и аппаратов измерением или контрольной подтяжкой; проверку выключателей и разъединителей; проверку целости плавких вставок предохранителей и соответ ствие их номинальному току защищаемого аппарата; измерение сопротивления изоляции и испытание повышенным напряжением вторичных цепей и катушек приводов; проверку устройств защиты, автоматики и телемеханики; измерение сопротивления заземляющего устройства; проверку противопожарных средств, защитных средств по тех нике безопасности (переносные заземления, штанги, клещи, под ножные решетки), надписей, замков и пр. Аналогичные операции производят и при включении в эксплу атацию нового оборудования. Ремонт всего оборудования выпол няют с отключением от напряжения и соблюдением правил тех ники безопасности при эксплуатации распределительных сетей. Ремонт шин и изоляторов. Ремонт шин и изоляторов заклю чается во внешнем осмотре шин, проходных и опорных изолято ров, замене дефектных изоляторов и проверке контактных соеди нений. 95 При болтовом соединении шин проверяют: наличие усиленных шайб на алюминиевых шинах; затяжку болтов (гаечным ключом от руки, без применения дополнительных рычагов); плотность прилегания контактных поверхностей (щупом толщиной 0,02 мм и шириной 10 мм, который не должен проходить на глубину более* 5—6 мм). При обнаружении дефектного контакта его поверхности обрабатывают грубым напильником, зачищают стальной щеткой и надежно сболчивают. Сварные соединения шин или соединения, выполненные давле нием, простукивают молотком, после чего просматривают, не по явились ли трещины в местах соединений. Проверка контактных соединений заключается также в контроле за температурой кон такта в процессе эксплуатации. Контроль осуществляется при по мощи термопленочных указателей или термосвечей. Максимально допустимая температура нагрева шин 70° С, контактных соедине ний 80° С. Т е р м о п л е н о ч н ы й у к а з а т е л ь представляет собой поло ски специальной пленки размером 10x30 мм, толщиной 0,1 мм. Полоски наклеивают вблизи контактов. При температуре до 60—70° С термопленка красная, при дальнейшем нагревании тер мопленка темнеет, что указывает на недопустимый нагрев кон такта. Термопленки могут быть однократного или многократного дей ствия. У термопленки однократного действия после нагрева цвет не восстанавливается. У термопленки многократного действия после нагрева восстанавливается первоначальный цвет и пленка выдерживает не менее 100 изменений цвета при кратковременном нагревании до температуры 110° С. Т е р м о с в е ч и имеют различные температуры плавления. Так, например, термосвеча № 1 плавится при температуре 60°, № 2 — при 70°, № 3 — при 80°, № 4 — 100° С. Для определения нагре ва контактного соединения термосвечу укрепляют при помощи специального наконечника на конце изолирующей штанги и при касаются свечой к контакту. Если в момент соприкосновения с контактом термосвеча № 3 не плавится, а термосвеча № 2 плавит ся, то температура контакта находится между 70 и 80° С. Ремонт разъединителей. При ремонте разъединителей заменяют дефектные изоляторы, зачищают контактные поверхности (у ножа и губки), проверяют надежность крепления контакта разъедини теля к шинам и плотность прилегания разъемных контактов. Плот ность прилегания проверяют щупом толщиной 0,05 мм и шириной 10 мм; щуп не должен входить между ножом и губкой глубже 5—6 мм. При опробовании включения и отключения трехполюсных разъ единителей проверяют: одновременность включения ножей; при разновременности рас стояние между губками и ножами не должно превышать 3 мм (рис. 59); отсутствие ударов ножа о головку изолятора или о губку непо96 движного контакта; нож не должен доходить на 5—б мм до кон тактной площадки (рис. 60); для достижения одновременного вклю чения и отсутствия ударов о головку изолятора ход ножей регу лируют, изменяя ход изолирующей тяги данного ножа или пово- Рис. 59. Проверка разновременности прикасания ножей к губкам трехполюсною разъединителя: / — ножи разъединителя. 2 — губки рачивая втулку тяги на валу рамы разъединителя. При ударах ножа о губку неподвижного контакта поворачивают или слегка перемещают изолятор на цоколе или неподвижный контакт на го ловке изолятора; совпадение осей ножей и губок; холостой ход привода и системы рычагов (тяг); холостой ход не должен превышать 5°, т. е. после поворота рукоятки привода на угол 5° ножи должны приходить в движение. Уменьшение холо стого хода достигается изменением длины тяги или угла поворота ножей и привода. Ремонт предохранителей. Ремонт предохранителей ПК и ПКТ заключается в проверке целости плавкой вставки, очи стке контактных поверхностей, Зазор проверке действия замка и ука 3-6мм зателя срабатывания (для пре дохранителей ПК). Указатель срабатывания при нажатии пальцем на его головку должен свободно переместиться, а при отпускании пальца возвратить ся на место. Кроме того, прове ряют плотность и полноту за сыпки патронов кварцевым песком (при встряхивании патро- Рис. 60. Положение ножа относительно губок: НОВ Не ДОЛЖНО v Ш ум 3 ) . о — неправильное (оси не совпадают), б — правильное; / — ось губок, 2 — нож, 3 — губка, 4 — контактная площадка 7 Заказ 343 бы ть СЛЫШНО 97 Необходимо также контролировать правильность установки предохранителя (по номинальному току). При обнаружении обры ва плавкой вставки патроны заменяют и отправляют в мастер ские для перезарядки. Пластинчатые предохранители низкого напряжения при их пе регорании или обнаружении на них окалины меняют; трубчатые предохранители при перегорании заменяют и отправляют на пере зарядку. Ремонт выключателей нагрузки. Ремонт выключателей нагруз ки ВН-16 заключается в очистке изоляторов и всех деталей от пыли, замене изоляторов при обнаружении трещин или сколов, проверке контактных соединений, последовательности включения главных и дугогасительных контактов (при включении вначале должны замыкаться дугогасительные, а затем главные контакты), правильности попадания ножей в отверстия дугогасительных ка мер, очистке дугогасительных контактов от оплавлений, проверке длины хода дугогасительного контакта в камере (ход должен со ставлять 160 мм), замене вкладыша дугогасительного устройства (после 200 отключений), проверке соединений вала выключателя с приводом и совместной работы выключателя с приводом, смазке трущихся частей. Ремонт масляных выключателей. В капитальный ремонт мас ляных выключателей входят следующие основные операции: отключение выключателя и при необходимости отсоединение ошиновки; слив масла и разборка выключателя; ремонт контактов; ремонт изоляторов; ремонт дугогасительного устройства (для горшковых выключа телей) ; ремонт и регулировка привода; регулировка контактов; сборка выключателя и заливка масла; регулировка выключателя; профилактические испытания изоляции; измерение сопротивления контактов постоянному току; приемка выключателя после ремонта; присоединение ошиновки и уборка рабочего места. . После отключения выключателя и проведения необходимых мероприятий по технике безопасности бригада, состоящая из 2—3 человек, под руководством мастера приступает к ремонту вы ключателя. При ремонте выключателя с малым объемом масла (горшкового типа ВМГ-133) сливают масло из цилиндров выключателя через маслоспускные отверстия, отсоединяют гибкие связи кон тактных стержней и контактные стержни от фарфоровых тяг, вынимают контактные стержни из цилиндров. Снимают цилиндры с опорных изоляторов, ослабляя подпорные .болты. Отвертывают четыре болта, крепящие проходной изолятор, снимают его с цилинд 98 ра, затем ослабляют стяжные болтики упорного хомутика 8 (рис. 61) пружины 7 бакелитовой трубки 9 и вынимают трубку из изолятора 3. После снятия крышек цилиндров с проходными изоляторами полностью разбирают цилиндры в последовательности, пока- Рис. 61. Проходной изолятор выключателя ВМГ-133: Рис. 62. Разборка цилиндра выключате лей ВМГ-133-П: / — верхняя кожаная манжета, 2. — колпачок, 3 — фарфоровый изолятор, 4 — фланец-крышка, 5 — уплотняющая прокладка, 6' — бакелитовое кольцо, 7 — распорная пружина, 8 — упор ный хомутик с болтиками, 9 —• бакелитовая трубка, 10 — ниж няя кожаная манжета 1 — распорный бакелитовый цилиндр, 2 — дуго гасительная камера, 3 — опорный бакелитовый цилиндр, 4 — розеточный контакт, 5 — фанер ное кольцо, 6 — уплотняющая фибровая про кладка розеточного контакта, 7 — латунная шайба, 5 —латунная гайка занной на рис. 62. Вынимаемые части складывают на специально приготовленные для этого стеллажи. Цилиндры разбирают осто рожно во избежание повреждения лакового покрова. При необходимости ремонта розеточного контакта отвертывают крепящую гайку 8 и вынимают розеточный контакт 4, уплотняю щую прокладку 6 и фанерное кольцо 5. Во избежание поврежде Т 99 ния уплотняющей прокладки при отвертывании крепящей гайки следует ключом удерживать от проворота хвост розеточного кон такта за две гайки, служащие для крепления шины к хвосту ро зеточного контакта. Далее тщательно осматривают фар форовые изоляторы и фарфоровые тяги, проверяя их исправность, отсутствие следов разряда, трещин, сколов, по вреждения глазури и т. д. Поврежден ные изоляторы и тяги подлежат замене. Одновременно с этим поверхности изо ляторов протирают сухими чистыми тряпками. Проверяют состояние верх ней и нижней уплотняющих манжет 1 и 10 (см. рис. 61) проходных изоляторов. Сильно изношенные манжеты подлежат замене. Бакелитовую трубку, а также внутреннюю полость проходных изоля торов промывают чистым трансформа торным маслом, насухо протирают, а затем собирают проходные изоляторы. Проверяют надежность крепления опорных изоляторов к раме выключа теля. После этого приступают к ремонту контактов. Проверяют состояние кон тактов стержней выключателя. Неболь шие оплавления наконечников зачища ют напильником. При обнаружении сильных оплавлений или выгоревших мест наконечники заменяют: их зажи мают в тиски и вывертывают стержень. В стержень ввертывают до отказа новый наконечник (зазор между торцом нако нечника и стержнем недопустим). По Рис. 63, Розеточный кон верхности наконечника и стержня вы такт: равнивают напильником, и наконечник 1 — пластина (сегмент) кон закернивают в трех точках. такта, 2 — контактная пру жина, 3 — винт, 4 — опорное При разборке розеточного контакта гетинаксовое кольцо, 5 —* болты, крепящие контактные отвертывают сначала винты 3 (рис. 63), пластины, 6 — гибкая связь, удерживающие контактные пружины 2 7 — опорное кольцо, 8 — основание контакта, 9 — у кольца 4, затем болты 5, крепящие хвост контакта гибкие связи 6 к пластинам 1. Перед снятием пластины маркируют, чтобы потом поставить на свои места. Контактную поверхность пластин зачищают. Легкие оплавления удаляют напильником. Сильно обго ревшие пластины заменяют новыми. Тщательно осматривают кон тактные пружины в сйсатом и растянутом положениях. Прбверяют опорные изолирующие кольца 4. Расслоившиеся и деформированные 100 кольца заменяют. Затем розеточный контакт собирают, промывают в бензине, насухо протирают и приступают к ремонту дугогаситель ного устройства. Дугогасительную камеру осматривают и очищают от налета ко поти и грязи, затем промывают чистым и неувлажненным транс форматорным маслом. При обнаружении обугливания и искажения формы поперечного сечения (расширение или сужение) отверстий и щелей каналов, и также сильного обгорания или трещин камеры дугогасительную камеру заменяют новой. Бакелитовые цилиндры промывают маслом и насухо протирают чистыми тряпками. Не значительные повреждения изолирующих частей зачищают, круп ные нарушения лакового покрова устраняют при помощи лака воздушной сушки. Сильно поврежденные бакелитовые цилиндры, имеющие трещины или сквозные отверстия, подлежат замене. Осматривают клапан, соединяющий цилиндр с дополнительным резервуаром выключателя, и проверяют его работу. Клапан не должен закрывать соединительный патрубок, чтобы масло могло свободно перетекать из цилиндра в дополнительный резервуар и обратно; при повышении давления в цилиндре клапан должен на дежно закрыть соединительный патрубок. Очищают и проверяют маслоуказатели, маслоналивные и масловыпускные пробки — в них не должно быть течи. Клапан и маслоуказатель проверяют, зали вая масло в цилиндр через маслоналивное отверстие. Детально осматривают, чистят и смазывают трущиеся части, восстанавливают окраску и проверяют крепление деталей привод ного механизма выключателя. Для проверки отсутствия в подшипниках вала значительного трения тягу привода (см. рис. 41) отсоединяют от рычага 14, уста новленного на валу 15, после чего вал поворачивают от руки в подшипниках рамы. При заедании проверяют, не перекошена ли рама. Из подшипников вала удаляют старую смазку, подшип ники промывают и заполняют новой незамерзающей смазкой или вазелином. Проверяют также крепление к валу 15 выключателя двуплечих рычагов 7 и рычага 14, сочленение фарфоровых тяг 6 с двуплечи ми рычагами и контактными стержнями, гибкую связь 5 и крепле ние ее к колодке гибкой связи 4 и контактному угольнику 2. Тщательно осматривают отключающие пружины в сжатом и растянутом состояниях. В случае обнаружения дефектов (трещин) пружины меняют. При установке новых отключающих пружин обеспечивают необходимое начальное растяжение, которое для выключателей ВМГ-133-П составляет 28 мм, а для ВМГ-133-П1 — 42 мм. Проверяют исправность масляного буфера: при передвижении штока и поршня буфера не должно быть заеданий. В случае обна ружения заеданий буфер разбирают и промывают в трансформа торном масле; при необходимости поршень и цилиндр буфера за чищают мелкой шкуркой. После сборки буфер заливают чистым трансформаторным маслом до уровня, находящегося на 10 мм 101 выше поршня. Пружинный буфер выключателя очищают от ста рой смазки и промывают, затем его пружину и стержень смазы вают вазелином или незамерзающей смазкой. Раму выключателя и весь приводной механизм очищают от пыли и грязи, при необходимости производят окраску, подтягивают крепление рамы. После ремонта привода цилиндры выключателей собирают в последовательности, обратной разборке. Перед установкой розеточного контакта тщательно зачищают и смазывают глифталевым лаком места прилегания прокладки к основанию розеточного кон такта и цилиндру. Гайку, крепящую контакт, затяги вают ключом до отказа. При установке дугогасидельной камеры проверяют и регулируют расстояние от ее нижней поверхности до верха розеточного контакта, которое для выключателей ВМГ-133-I должно быть 2— 4 мм, а для выключателей ВМГ-133-П — 14—16 мм. Проверку производят сле дующим образом (рис. 64): измеряют расстояние от верха розеточного контакта в) до верхнего торца цилиндра выключателя (размер Л); Рис. 64. Проверка установки дугогаси измеряют высоту дугога тельной камеры: а — измерение расстояния от верха розеточ сительной камеры до уста ного контакта до верхнего торца цилиндра, б — новки ее в цилиндр (раз измерение расстояния от верха камеры до верхнего торца цилиндра мер Б ) ; измеряют расстояние от верха камеры до верхнего торца цилиндра (размер В). Расстояние между нижней поверхностью камеры и верхом розе точного контакта Г = Л — (Б + В). Размер Г доводят до требуемой величины, прокладывая кар тонные шайбы между фанерным кольцом 5 (см. рис. 62) и опор ным цилиндром 3 или уменьшая высоту фанерного кольца. Дугогасительную камеру устанавливают в цилиндр таким обра зом, чтобы выхлопные отверстия были расположены с той стороны, с которой его крепят к опорным изоляторам. Распорные бакелитовые цилиндры размещают так, чтобы отверстия в них точно совпадали с отверстиями в стальных цилин102 драх выключателя. Верхний обрез распорного бакелитового ци линдра должен быть ниже верха металлического цилиндра на 2—4 мм. При сборке проходного изолятора 3 (см. рис. 61) бакелитовую трубку 9 устанавливают так, чтобы расстояние от торца верхнего колпачка 2 до обреза бакелитовой трубки для выключателей ВМГ-133 составляло 400 мм. Перед установкой проходных изоляторов уплотняющую про кладку 5 в пазу крышки изолятора зачищают и смазывают густым бакелитовым лаком. Болты крышки при ее установке затягивают равномерно по диагонали; перекос изолятора по отношению к оси цилиндра не допускается. Перед сборкой цилиндра контактные поверхности колодок гиб ких связей и подвижного токоведущего стержня зачищают мелкой шкуркой и смазывают тонким слоем вазелина. После сборки ци линдра с токоведущим стержнем проверяют, нет ли заедания или излишнего трения стержня при входе в цилиндр. Стержень, опу щенный из крайнего верхнего положения, под влиянием собствен ной массы должен войти в розеточный контакт на глубину не менее 40 мм. Колодку гибкой связи закрепляют на подвижном стержне и после этого приступают к полной сборке выключателя. Цилинд ры 13 (см. рис. 41) навешивают на опорные изоляторы 12 рамы в соответствии с их маркировкой и маркировкой опорных изоля торов и рычагов 7. Маркировка на цилиндрах и изоляторах долж на совпадать. Вертикальность подвески цилиндров проверяют по отвесу, за тем цилиндры закрепляют подпорными болтами. Проверяют рас стояние между осями цилиндров, которое должно быть 250±5 мм. Затем подпорные болты затягивают до отказа и закрепляют контр гайками. Контактные стержни соединяют с фарфоровыми тягами и про веряют совпадение по вертикали геометрических осей контактных стержней, фарфоровых тяг и цилиндров. Цилиндры заливают чи стым неувлажненным трансформаторным маслом до требуемого уровня. Контактные поверхности подводящих шин зачищают и смазы вают тонким слоем вазелина, после чего присоединяют к выводам выключателя. Контактные выводы не должны испытывать усилий со стороны подводящих шин. Все контактные соединения выклю чателя и шин проверяют щупом толщиной 0,05 мм. Подтягивают болт заземления рамы выключателя. Вручную проверяют правильность работы и взаимодействия привода и вы ключателя. Правильно отрегулированный выключатель должен иметь: ход контактных стержней 250±5 мм\ при отклонениях от ука занной нормы необходимо отрегулировать зазор между шайбой пружинного буфера и его корпусом; ограничение поворота вала в отключенном положении выклю чателя упором среднего рычага в головку бойка масляного буфера 103 Рис. 65. Рычаг и масляный буфер * в отключенном положении: Рис. 66. Рычаг и пружинный бу фер во включенном положении: 7 — фарфоровая тяга 2 — рычаг, 3 —• масляный буфер, 4 — вал / — фарфоровая тяга, 2 — вал, 3 — пру жинный буферв 4 — рычаг (рис. 65), а во включенном положении — в головку стержня пру жинного буфера (рис. 66); зазор между шайбой 7 (рис. 67) пружинного буфера и его кор пусом 4 во включенном положении выключателя 0,5—1,5 мм (см. рис. 66). При отсутствии такого зазора во время включения может наступить преждевременное огра ничение хода вала выключателя и выклю чатель не включится, так как удерживаю щая защелка механизма привода не вста нет на свое место. При зазоре более 1,5 мм контактные стержни во время движения вниз (при включении) могут по инерции войти слишком глубоко в розеточные кон такты и ударить в их основание, что при ведет к поломке выключателя. Зазор ре гулируют, укладывая шайбы соответст вующей толщины между головкой стерж ня 1 (см. рис. 67) и шайбой 7 буфера; сжатие пружины пружинного буфера во включенном положении в пределах 14 ± 1 мм; равные и симметричные углы поворота рычага вала выключателя при положе ниях «включено» и «отключено» (см. Рис. 67. Пружинный бу рис. 65); фер: запасной ход контактных стержней во 1 — стержень, 2 — отверстие для смазки, 3 — регулиро включенном положении и запасной ход вочная гайка, 4 — корпус бу фера, 5 — угольник рамы вы между колодкой 3 (рис. 68) гибкой связи ключателя, 6 — пружина, 7 — и головками болтов 5 колпачка проходношайба 104 го изолятора не менее 25—30 мм. Запасной ход необходим, чтобы избежать ударов контактных стержней в основание розеточных кон тактов или колодки гибкой связи в головки болтов колпачков про ходных изоляторов, так как в момент включения выключателя его подвижные-части по инерции переходят свое нормальное положение «включено» примерно на 20 мм. Запасной ход проверяют следующим образом: выключатель включают вручную и на контактном стержне на уровне колпачка проходного изолятора на носят метку: затем контактный стержень от соединяют от фарфоровой тяги и опускают вниз до упора в основание розеточного контак та (до дна), после чего наносят вторую метку. Расстояние между этими метками и будет рав но запасному ходу контактного стержня. Для увеличения запасного хода (если он меньше 25 мм) контактный стержень вверты вают в верхний переходный наконечник; для уменьшения запасного хода (если он более 30 мм) контактный стержень вывертывают из верхнего наконечника. Этой регулировкой обе спечивается также необходимая величина вхо да стержня в розеточный контакт, которая должна быть не менее 40 мм (разность между полной высотой розеточного контакта, равной 70 мм, и запасным ходом, равным 30 мм); скорость движения контактного стержня при отключении в момент размыкания контак тов не менее 1,75 м!сек. Этой скорости дости гают, устраняя заедание в приводном механиз ме выключателя или, в крайнем случае, увели чивая растяжение отключающих пружин. После регулировки производят 8—10 вклю Рис. 68. Измерение величины запасно чений и отключений выключателя с тщатель го хода контактноным осмотром привода и выключателя. По го стержня: окончании всех работ по регулировке при не I — переходной нако нечник, 2 —контргай обходимости окрашивают цилиндры, ошиновку ка, 3 — колодка, 4 — и конструкции. Производят измерение сопро контактный стержень, 5 — болт тивления токопровода постоянному току. Со противление токопровода не должно превы шать для ВМГ-133 на 600 а — 100 мком, на 1000 а — 75 мком. Для повышения надежности выключателей ВМГ-133, смонти рованных с приводом ПРБА в распределительных пунктах, в кото рых ток короткого замыкания превышает 5000 а, розеточный кон такт и латунный наконечник контактного стержня- выключателя облицовывают металлокерамикой. Облицовку контактов металло керамикой, ввиду сложности ее выполнения, производят на ре монтных заводах. Для этого контактные стержни и цилиндры вы 105 ключателей снимают и отправляют на заводы или заменяют ре зервными с нанесенной ранее облицовкой. Капитальный ремонт выключателей ВМП-10 и ВМП-10К вы полняют в следующем порядке: снимают междуполюсные перего родки (для ВМП-10К); сливают масло и одновременно проверяют работу маслоуказателей; отсоединяют от полюсов изоляционные тяги и снимают полюса; открывают нижние крышки с неподвиж ными контактами и вынимают распорные цилиндры и камеры, ко торые для предохранения от увлажнения погружают в сухое тран сформаторное масло; открывают верхние крышки и вынимают ма слоотделители. Дальнейшая разборка механизма и других узлов производится в случае необходимости после их осмотра. При легком обгорании контактов поврежденные места зачи щают мелкой наждачной шкуркой, наплывы опиливают напильни ком. После зачистки или опиливания контакты промывают бензи ном или трансформаторным маслом. Обугленные места в дугога сительных камерах зачищают. Если камера сильно обгорела или в ней имеются трещины, заменяют всю камеру. При ревизии ме ханизма и узлов, находящихся в раме выключателя, очищают все детали, заменяют смазку в трущихся частях, проверяют все креп ления и восстанавливают окраску. Проверяют также исправность масляного буфера, шток и поршень которого должны двигаться плавно. Если буфер заедает, его разбирают, промывают и запол няют чистым трансформаторным маслом. Перед установкой на раму выключателя проверяют, легко ли перемещаются механизмы полюсов, свободно ли поворачивается главный вал выключателя при отсоединенных отключающих пру жинах, надежно ли заземлена рама выключателя. Выключатель заполняют чистым сухим трансформаторным мас лом. В каждый полюс заливают около 1,5 л масла до уровня по маслоуказателю. Затем соединяют тягой выключатель с приводом и производят регулировку выключателя. Устанавливают специальным шаблоном отключенное положение главного вала выключателя и это поло жение фиксируют масляным буфером. В отключенном положении ставят отключающие пружины. Регулируют выключатель без верх них крышек на полюсах и без маслоотделителей. Перед регули ровкой в резьбовое отверстие на торце подвижного контакта каж дого полюса ввинчивают контрольный металлический стержень диаметром 6 мм и длиной 400 мм. На контрольных стержнях на носят отметки, соответствующие предельным крайним положениям механизмов, включив и отключив полюса до отказа за наружные рычаги. Кроме того, делают отметку на расстоянии 5 мм от край него отключенного положения стержней. Соединяют в отключен ном положении вал выключателя с механизмами полюсов изоля ционными тягами. Длину изоляционных тяг регулируют таким об разом, чтобы отметки отключенного положения на контрольных стержнях совпали с отметками недохода стержней на 5 мм до крайнего положения. С помощью рычага ручного включения при 106 вода доводят подвижные контакты выключателя до касания с не подвижными. Разновременность касания контактов не должна пре вышать 5 мм. Для регулировки касания контактов изменяют длину изоляционной тяги. Далее доводят выключатель до включенного положения, посадив его на удерживающую защелку привода. При этом проверяют полный ход подвижных контактов (240— 245 мм), ход в контактах (55—63 мм), угол поворота вала (85—89°) и недоход до крайнего включенного положения (не менее 4 мм). Указанные величины регулируют, изменяя положения упор ного болта пружинного буфера. После регулировки окончательно закрепляют изоляционные тяги с механизмами полюсов. При правильной регулировке время включения выключателя составляет не более 0,3 сек. Замеряют сопротивление токопровода выключателя (между выводами). Со противление токопровода не должно превышать 55 мком для выключателей на номинальный ток 600 а, 40 мком — для 1000 а и 30 мком — для 1500 а. Затем вывинчивают контрольные стержни, устанавливают маслоотделители, верхние крышки и междуполюсные перегородки (для выключателей ВМП-10К). Капитальный ремонт выключателей типа ВМГ-10 производят в следующей последовательности: сливают масло из цилиндров, сни мают нижние крышки с цилиндров, вынимают изоляционные ци линдры и камеры. Вынутые детали промывают трансформаторным маслом, протирают и осматривают. Если контакты и камеры имеют несущественный износ (небольшие наплывы металла на рабочих поверхностях контактов, поверхностное обугливание пере городок камеры без увеличения сечения дутьевых каналов), то производят зачистку этих поверхностей напильником или мелкой наждачной шкуркой и промывают трансформаторным маслом. В случае' обнаружения сильных повреждений (сквозные прожоги, увеличение дутьевых каналов) контакты и камеры заменяют но выми. Далее проверяют состояние уплотнения контактного стержня и изолирующей бакелитовой трубки, при необходимости уплотнение заменяют. Сборку цилиндров производят в последовательности, обратной разборке. При этом проверяют междуполюсные расстоя ния (расстояние между осями полюсов должно быть 250 мм), рас стояние от нижней поверхности дугогасительной камеры до верха розеточного контакта (оно должно быть в пределах 3—5 мм), от сутствие заеданий и излишнего трения контактного стержня в ци линдре — при опускании стержня с высоты примерно 300 мм он должен войти в розеточный контакт примерно на 40 мм. Затем заливают цилиндры чистым трансформаторным маслом до уровня по маслоуказателю. Включают выключатель вручную и проверяют величину входа контактного стержня в розеточный контакт, которая должна быть в пределах 40—50 мм, разновремен ность касания контактов по ходу (она должна быть не более 5 мм) и расстояние от нижнего края колодки контактно™ стержня до головки болта на верхнем колпачке проходного изолятора. 10? которое должно быть во включенном положении выключателя 25—30 мм. Далее измеряют сопротивление токопровода, которое должно быть: для выключателей 'на 630 а — 75 мком и на 1000 а — 70 мком. При необходимости восстанавливают поврежденную окраску. По окончании ремонта выключатель во включенном положении испытывают повышенным напряжением. Мастер, руководивший работами по ремонту, производит приемку выключателя после ре монта и по результатам выполненных работ и испытания прове ряет возможность включения его в работу. На все работы, произведенные при ремонте и приемке выклю чателя, составляют акт, к которому прикладывают протоколы ис пытания. Акт со всеми приложениями хранят в паспорте выклю чателя. Ремонт и эксплуатация приводов к выключателям. Капиталь ный ремонт приводов производят не реже одного раза в три-четыре года одновременно с капитальным ремонтом выключателей. При капитальном ремонте приводов ПРБА и ПРА тщательно осматривают все их детали и узлы. Поврежденные части ремонти руют или заменяют новыми. Не следует привод разбирать пол ностью; разбирают только те узлы и устройства, которые препят ствуют устранению обнаруженных недостатков. Все крепления приводов, шарнирные соединения и стопорные устройства (шплинты, контргайки) осматривают и проверяют пробной подтяжкой. Особо тщательному осмотру, проверке и смаз ке подвергают трущиеся поверхности и поверхности зацепления. Эти поверхности покрывают незамерзающими смазками (напри мер, ЦИАТИМ-201). Нетрущиеся части привода окрашивают. Ме ханизм привода очищают от грязи и ржавчины и проверяют, нет ли самопроизвольного отключения привода при сотрясениях. Про веряют надежность запирающего устройства и измеряют зазоры между деталями, входящими в зацепление. Поверхности зацепле ния не должны быть изношены, в противном случае защелка мо жет соскочить и произойдет самопроизвольное отключение. Меха низм свободного расцепления при включенном приводе проверяют, подавая импульс на отключение. При повороте рукоятки привода выключатель должен отклю чаться быстро, без задержки; одновременно механический указа тель положения выключателя должен поворачиваться в положе ние «отключено». Во время капитального ремонта пружинных приводов ПП-61 и ПП-67 полную разборку механизма привода не производят и об ращают внимание на следующие основные элементы наладки: жесткость крепления привода к стене или к металлоконструк ции; надежность запирания отключающих элементов в заведенном положении привода и безотказное расцепление их при нажатии на кнопку отключения; 108 надежность сцепления защелки зацепа с рычагом вала; работу выключателя электродвигателя при наличии автомати ческого моторного редуктора (АМР); надежность крепления электродвигателя редуктора и шестерен чатой передачи; состояние изоляции электродвигателя и коммутационной про водки. Все подвижные части привода протирают чистой тряпкой, смо ченной керосином или бензином, проверяют надежность их закреп ления и производят покрытие тонким слоем незамерзающей смазки. При ремонте электромагнитного привода ПЭ-11 разборку ме ханизма привода не производят и обращают внимание на жест кость крепления привода к стене или металлоконструкции, надеж ность запирания отключающих элементов во включенном положе нии привода и безотказное расцепление их при нажатии на кнопку отключения, при этом проверяют правильность регулировки блокконтактов, установленных в приводе. Эксплуатация и ремонт силовых трансформаторов. В процессе эксплуатации силовых трансформаторов производят осмотры, из мерение температуры масла, измерение нагрузки, включение на параллельную работу, фазировку, испытание масла, текущий и капитальный ремонты. Осмотры силовых трансформаторов в трансформаторных под станциях производят не реже одного раза в шесть месяцев. При осмотрах прежде всего проверяют уровень масла в маслоуказатель ном стекле расширителя. Уровень масла должен находиться про тив соответствующей его температуре отметки, нанесенной на маслоуказательном стекле. Одновременно проверяют отсутствие течи масла в местах уплотнений: между крышкой и баком, под фланцами изоляторов, в кранах и т. п. Осматривают изоляторы трансформаторов. Все трансформаторы должны иметь термометры для измерения температуры масла. При осмотрах температуру масла записывают. Температура верхних слоев масла при длительной работе транс форматоров не должна быть более 95° С, а превышение темпера туры масла над температурой окружающего воздуха не должно быть более 60° С. При наличии термосифонного фильтра обращают внимание на цвет адсорбента (силикагеля) в фильтрах. Цвет свежего адсор бента — голубой, при потере адсорбционной способности — розо вый. Нагрузку трансформаторов измеряют два раза в год — в период минимальных нагрузок (май — июнь) и в период максимальных нагрузок (декабрь). Силовые трансформаторы допускают перегрузку. Пределы дли тельности перегрузки указаны в типовой инструкции по эксплуа тации трансформаторов и зависят от суточного графика нагрузки и недогрузки трансформатора в летнее время. 109 Аварийная перегрузка трансформаторов допускается в следую щих размерах: Перегрузка по току для масляных трансформато ров, % от номинального т о к а ................................... 30 45 Длительность перегрузки, м и н ...................................... 120 80 Перегрузка по току для сухих трансформаторов, % от номинального тока 20 Длительность перегрузки, м и н ...................................... 60 60 75 100 200 45 20 10 1,5 30 40 50 60 45 32 18 5 При наличии передвижного резерва допускается перегрузка ма сляных трансформаторов в аварийном режиме сверх номинальной до 40% на время максимума, но не более 6 ч в сутки и не более 5 суток при условии, что коэффициент заполнения суточного гра фика нагрузки не превышает 0,75. Перед включением трансформатора испытывают электриче скую прочность трансформаторного масла и производят его хими ческий анализ; измеряют сопротивление обмоток постоянному току и сопротивления изоляции обмоток, стяжных болтов и ярмовых балок; проверяют мегомметром целость обмоток и испытывают повышенным напряжением переменного тока их изоляцию вместе с вводами трансформатора; осматривают цепи вторичных соеди нений и измеряют сопротивление их изоляции, проверяют предо хранители или релейную защиту; определяют, возможна ли парал лельная работа трансформаторов, проверяют их фазировку; осмат ривают трансформаторы после включения в горячем состоянии и проверяют, нет ли течи масла в уплотнениях. При включении двух или более трансформаторов на парал лельную работу соединяют друг с другом одноименные выводы как на первичной, так и на вторичной сторонах. Параллельная ра бота трансформаторов считается нормальной, когда между ними отсутствуют уравнительные токи, нагрузочные токи распределяют ся пропорционально их мощностям и токи нагрузки совпадают по фазе. Условия, при которых возможна параллельная работа транс форматоров, следующие: одинаковые группы соединений обмоток; равные коэффициенты трансформации; одинаковые напряжения короткого замыкания (допускается включение на параллельную работу при разнице в напряжениях короткого замыкания не более 10%); отношение мощностей параллельно работающих трансформа торов должно быть не более 3: 1. Перед включением трансформаторов на параллельную работу производят их фазировку на стороне низшего напряжения. Если вторичные обмотки трансформаторов соединены в треугольник ПО {рис. 69, а) или в звезду без нулевой точки, то фазировку выпол няют следующим образом: соединяют одну из фаз одного транс форматора с какой-либо фазой другого трансформатора и вольт метром отыскивают одноименные фазы на остальных четырех за жимах. На одноименных фазах показания вольтметра будут нуле выми, и если концы этих фаз расположены друг против друга, то трансформаторы включают на параллельную работу. Вольтметр должен иметь шкалу на двой А ное линейное напряже вт ние, так как при несов с1 падении фаз напряже ние между зажимами может быть равно двойному линейному напряжению. Если ни одно из из мерений не дает нуле вого показания, меня ют местами подводя щие концы со стороны питания у фазируемо го трансформатора и снова повторяют фази ровку. При наличии нуле вых выводов у вторич ных обмоток для фазировки соединяют нуле вые выводы обоих трансформаторов. Если нулевые выводы транс форматоров заземлены наглухо, дополнитель ного соединения делать не следует. Вольтмет ром, имеющим шкалу на линейное напряже б) ние, определяют одно Рис. 69. Схема фазировки трансформаторов: именные фазы (рис. а — при соединении обмоток в треугольник, б — при 69, б). На одноименных соединении обмоток в звезду с заземленной нулевой ТОЧКОЙ фазах показания вольт метра будут нулевыми, и если концы этих фаз расположены друг против друга, то трансформаторы включают на параллельную работу. Если при фазировке не получится нулевых показаний вольт метра, то фазировка невозможна и трансформаторы включать на параллельную работу нельзя. ГГ Г 1П Текущий ремонт силовых трансформаторов производят не реже одного раза в четыре года в следующем объеме: наружный осмотр и при возможности устранение выявленных недостатков на месте; чистка изоляторов и кожуха; удаление грязи из расширителя, его промывка, доливка масла, проверка маслоуказателя; проверка спускного крана и уплотнений; проверка состояния заземления кожуха трансформатора; проверка состояния пробивного предохранителя; проверка надежности присоединения выводных контактов к шинам; замена силикагеля в термосифонном фильтре (при необходи мости); взятие пробы масла; измерение сопротивления изоляции й испытание изоляции по вышенным напряжением. Сопротивление изоляции обмоток измеряют мегомметром на 1000—2500 в. Величину сопротивления определяют через 15 сек (R i5) и 60 сек (R60) после разворота рукоятки мегомметра. Сопро тивление изоляции R60 сравнивают с результатами предыдущего измерения или заводского протокола. Кроме того, определяют отношение Reo/Ris, которое для сухой изоляции трансформатора должно быть не менее 1,3. При увлажнении изоляции абсолютное значение сопротивления изоляции, а также и отношение Reo/Ris уменьшается. Капитальные ремонты силовых трансформаторов с выемкой сердечника и заменой масла производят по мере необходимости (по результатам испытаний и осмотров). Повреждения трансформаторов в эксплуатации крайне редки. Наиболее часто встречающиеся повреждения: замыкания витков обмоток и пробой изоляции на корпус. Повреждения трансформа торов происходят главным образом из-за естественного старения и износа изоляции, перегрузки трансформатора, механического повреждения изоляции при сквозных коротких замыканиях (замы каниях в сети низшего напряжения), а также из-за утечки масла при недосмотре эксплуатационного персонала. На каждый трансформатор, находящийся в эксплуатации, за полняют технический паспорт, где указывают заводские данные и эксплуатационные показатели — нагрузку, температуру и ре зультаты испытания масла, сопротивление изоляции обмоток, даты ремонта и результаты электрических испытаний. Эксплуатация и ремонт измерительных трансформаторов тока и напряжения. Эксплуатация измерительных трансформаторов тока и напряжения заключается в их периодическом осмотре (сов мещаемом с осмотром оборудования РУ), профилактическом испы тании повышенным напряжением (совмещаемом с ремонтом и ис пытанием всего оборудования) и ремонте. 112 При ремонте трансформаторов тока и трансформаторов напряжения фарфоровые изоляторы трансформаторов тока и выводы трансформаторов напряжения осматривают и обтирают. Проверяют изоляцию вторичных обмоток и вторичной цепи ме гомметром, после чего первичную обмотку испытывают повышен ным напряжением. При пробое изоляции или обнаружении по вреждения фарфоровых изоляторов трансформатор тока или напряжения заменяют резервным и отправляют в мастерские для ремонта. У трансформаторов напряжения проверяют целость пре дохранителей ПКТ. Вторичную цепь трансформатора тока нельзя разрывать во время работы, так как сильно нагревается сталь сер дечника и на разомкнутых концах вторичной обмотки появляется напряжение, что опасно для обслуживающего персонала и изоляции приборов и соединительных проводов. Эксплуатация и ремонт разрядников. Эксплуатация разрядни ков заключается в периодическом осмотре, отключении от рабо чего напряжения после окончания грозового сезона (октябрь), включении в начале грозового сезона (апрель) и ежегодной про верке перед включением. Перед включением вентильного разрядника в работу прове ряют его герметичность, отсутствие трещин в цементных швах, состояние уплотнения между крышками и фарфором. Состояние уплотнения проверяют щупом. Измеряют сопротивление разрядника мегомметром на 2,5 кв и полученную величину сопоставляют с результатами предыдущих измерений. Определяют токи проводимости при приложении вы прямленного напряжения, они должны быть в допустимых преде лах. Испытывают разрядники переменным напряжением, превы шающим допустимое напряжение на 10%, в течение 2 мин. Отсут ствие пробоев или потрескиваний в разряднике свидетельствует о его исправности. В процессе эксплуатации измерение тока проводимости или тока утечки разрядников РВП-6 и РВП-10 производят один раз в шесть лет и в тех случаях, когда при измерении мегомметром 2,5 кв обнаружено изменение сопротивления разрядника на 30% и более. Измерение пробивного напряжения производится также один раз в шесть лет. Если ток проводимости увеличился сверх нормы, нарушилась герметизация или появились, трещины в цементных швах или в фарфоровой покрышке, разрядники снимают и направляют в ма стерскую для ремонта. Периодическую проверку со снятием с опо ры трубчатых разрядников выполняют один раз в три года, а при срабатывании — по окончании грозового сезона. При осмотре трубчатых разрядников обращают внимание на положение разрядника и величину внешнего искрового промежут ка, положение указателя срабатывания, состояние поверхности (загрязнение, порча, наличие ожогов и оплавлений) изолирующей части, состояние заземляющей проводки. 8 Заказ 343 из В случае обнаружения дефектов, угрожающих нормальной ра боте разрядника, его тщательно осматривают и при необходимо сти снимают. Снятый разрядник снабжают биркой, на которой указывают: название линии, номера опоры и разрядника, фазу, дату демонтажа и число срабатываний. Снятый разрядник от правляют в мастерские для ремонта. Эксплуатационный надзор за разрядниками возлагается на электромонтеров-обходчиков или электромонтеров участка, в ведении которых находятся линии. Разрядники на ВЛ осматривают при плановых обходах линии; внеочередные осмотры производят после каждой грозы. Особое внимание обращают на разрядники, расположенные на опорах, ближайших к месту грозового поражения. Результаты осмотров заносят в лист обходов и сообщают лицу, ответственному за состояние линий. Ремонт устройств на напряжение ниже 1000 в. Вводные уст ройства и соединительные пункты напряжением ниже 1000 в ре монтируют не реже одного раза в шесть лет по графику. Во время ремонтов выполняют следующие работы: проверяют контакты, плавкие вставки и их соответствие сече нию кабелей или разрешенной потребителю мощности. При необ ходимости плавкие вставки меняют; очищают изоляторы и другие элементы'устройства от пыли и грязи (в случае необходимости изоляторы меняют); окрашивают металлические внешние поверхности — корпуса вводных устройств, каркасы сборок и т. д.; исправляют замки, двери, петли, обновляют этикетки и надписи. Если произвести ремонт невозможно (при сгорании рубильни ков, контактов, повреждении корпусов и т. д.), заменяют вводное устройство новым. Ремонт контакторных станций производят одновременно с ре монтом оборудования трансформаторных подстанций. При ремон те контакторных станций выполняют: полное отключение контакторной станции (должно быть снято как основное, так и резервное питание); снятие дугогасительных камер и зачистку напильником рабо чих поверхностей контакторов; проверку динамометром величины нажатия контактных пружин (величина нажатия пружины должна быть 9,5—11 кГ); проверку всех контактов (особое внимание уделяется проверке присоединения гибких контактов); проверку крепления проводов вторичной коммутации; измерение сопротивления изоляции как первичной, так и вто ричной цепей; опробование работы станций после окончания ремонта (пере ключение контакторов). Поврежденные детали, ремонт которых не может быть произвел ден на месте, заменяют резервными. 114 § 25. Э к с п л у а т а ц и я т р а н с ф о р м а т о р н о г о м а с л а Согласно ГОСТ 982—68 установлены следующие марки транс форматорных масел: масло трансформаторное с антиокислительной присадкой, повышающей стабильность масла марки ТКп, и масло трансформаторное (без присадки) марки ТК. Основные требования, которым должно удовлетворять свежее масло и масло, находящееся в эксплуатации, приведены в табл. 5. Эксплуатационное масло подлежит замене, если оно не удовлетво ряет хотя бы одному из основных требований, приведенных в таб лице. Таблица 5 Основные требования, предъявляемые к трансформаторному маслу Показатели масла Температура вспышки, * С, не н и ж е ........................ Температура застывания (для силовых трансформаторов не нормируется), 0 С Наличие механических примесей............................... Содержание взвешенного у г л я ....................................... Кислотное число в мг КОН на 1 г масла, не бол ее........................................... Электрическая прочность для аппаратов напряжением 6—10 к в ............................... Содержание воды . . . . Реакция водной вытяжки Свежее транс Свежее транс форматорное форматорное масло с при масло марки садкой марки тк ТКп 135 135 —45 —45 Отсутствие Не норм ируется Масло, находящееся в эксплуатации Падение не более чем на 5 ° С от пер воначальной — Отсутствие Незначительное коли* чество в выключателях 0,05 0,25 25 20 Отсутствие Нейтральная Нейтральная; для трансформаторов мощ ностью до 630 ква вклю чительно, работающих в городских сетях, допус кается содержание во дорастворимых кислот не более 0,03 мг КОН на 1 г масла 25 Трансформаторное масло периодически испытывают. Испыта ние масла производят после капитальных ремонтов трансформа торов и аппаратов и не реже одного раза в три года для транс форматоров и аппаратов, находящихся в эксплуатации. В измерительных трансформаторах на напряжение 6—10 /се, а также в малообъемных выключателях ВМГ-133, ВМГ-10 и ВМП-10 пробы масла на испытание не отбирают и масло 8: 115 заменяют по результатам профилактических испытаний изоляции или при наличии загрязнений (угля). В герметизированных трансформаторах пробы масла отбирают в соответствии с требованиями инструкции завода-изготовителя. При отборе пробы масла используют стеклянные банки с при тертыми пробками объемом 0,8—1 л. Банки при перевозках раз мещают в деревянных ящиках. Банка для отбора проб должна быть чистой и сухой. Ее открывают при взятии пробы. Пробы отбирают из спускных кранов аппаратов. .Спускной кран до взятия пробы обтирают сухими тряпками, после чего откры вают и в подставленное ведро или другой сосуд сливают 2—3 л масла для промывки спускного отверстия. Банку для взятия пробы дважды ополаскивают отбираемым маслом, заполняют и закры вают пробкой, затем к ней прикрепляют этикетку. На этикетке указывают дату и причину взятия пробы (плановая или аварий ная), наименование и заводской номер аппарата, из которого взя та проба, фамилию монтера-исполнителя. Банки с маслом отвозят в лабораторию для испытания. Гряз ное масло сливают в бидоны и затем отправляют в мастерские масляного хозяйства для очистки, регенерации и сушки. После взятия проб необходимо долить масло в аппараты. Ухудшение электрических свойств масла в маслонаполненной аппаратуре (в силовых трансформаторах, масляных выключате лях, измерительных трансформаторах напряжения) может приве сти к повреждению оборудования. При эксплуатации масло теряет свои первоначальные качества и может стать непригодным для дальнейшей работы. Это изменение масла называется старением. Старение масла определяют по величине кислотного числа. Кис лотным числом называют количество миллиграммов едкого калия (КОН), которое необходимо для нейтрализации всех свободных кислот, находящихся в одном грамме масла. Увеличение кислот ного числа указывает на начальную стадию старения масла. Кро ме того, в процессе эксплуатации масло увлажняется, что резко снижает его электрическую прочность. Для увеличения срока службы масла на силовых трансформа торах устанавливают термосифонные фильтры и воздухоосушители. Т е р м о с и ф о н н ы й ф и л ь т р (рис. 70) представляет собой вертикально расположенный цилиндр, присоединяемый при помо щи трубок к баку трансформатора. В термосифонном фильтре масло циркулирует сверху вниз вследствие разности температур. Масло, проходя через фильтр, заполненный обычно силикагелем, поглощающим растворенные в масле органические кислоты, восстанавливается. Силикагель заме няют при изменении его цвета (из голубого он становится красным и даже черным), при повышении кислотного числа масла. В о з д у х о о с у ш и т е л ь (рис. 71) предназначен для предот вращения попадания в трансформатор влаги вместе с воздухом при температурных колебаниях уровня масла в расширителе. Кон116 структивно воздухоосушитель представляет собой трубку с масля ным затвором. Трубка заполняется влагопоглощающим вещест вом. Нижний прозрачный колпачок заполняется силикагелем. Контроль за влагоосушителем в эксплуатации заключается в на блюдении за окраской силикагеля. Когда большая часть силикаге ля примет розовую окраску, влагопоглощающее вещество заме няют. / Рис. 70. Термосифонный фильтр: 1 — цилиндр, 2 — пробка для выпу ска воздуха, 3 — съемная крышка цилиндра, 4 — бак трансформатора, 5 — пробка для спуска масла, 6 — решетка (фильтр) с силикагелем Рис. 71. Воздухоосушитель: 1 — колпак, 2 — масляный затвор, 3 — расширитель, 4 — корпус влагоосушителя, 5 — влагопоглощающее вещество, 6 — прозрачный колпак* 7 — силикагель-индикатор (стрелка ми показан путь прохождения воз духа) Контрольные вопросы 1. Каково назначение и устройство выключателя нагрузки? 2. В чем преимущества выключателей с малым объемом масла по сравне нию с многообъемными и как в них происходит гашение электрической дуги? 3. Для чего устанавливаются разрядники и какие типы их применяются? 4. Каковы назначение и устройство измерительных трансформаторов тока и напряжения? 5. Какими данными характеризуются силовые трансформаторы? 6. На что необходимо обращать внимание при осмотре РП и ТП? 7. Что проверяют при ремонте шин и разъединителей? 8. Какие операции выполняются при ремонте масляных выключателей? 9. При каких, условиях возможна параллельная работа силовых трансфор маторов? 10. Какие требования предъявляют к трансформаторному маслу? Глава V ЗАЗЕМЛЕНИЕ ЭЛЕКТРОУСТАНОВОК § 26. Назначение зазем ляю щ их устройств Электрический ток при прохождении через тело человека мо жет вызвать тяжелые травмы, а в некоторых случаях — смерть. Установлено, что для человека ток 15—25 ма является опасным, а ток более 50 ма при длительном его прохождении через тело человека может вызвать смерть. Поражение человека электриче ским током возможно при соприкосновении его с теми частями электроустановок, которые нормально не находятся под напря жением, но могут оказаться под напряжением при повреждении изоляции одной фазы. В этих случаях, чтобы защитить обслужи вающий персонал от потенциалов опасной величины, выполняют защитные заземления, т. е. все части установки, нормально не находящиеся под напряжением, но могущие оказаться под напря жением при повреждении изоляции фазы, соединяют проводника ми с землей. З а з е м л и т е л ь представляет собой металлический провод ник или группу проводников, находящихся в , непосредственном соприкосновении с землей. Металлические проводники, соединяю щие заземляемые части установки с заземлителем, называются заземляющими проводниками. Совокупность заземлителей и зазем ляющих проводников называется заземляющим устройством, а преднамеренное электрическое соединение части электроустанов ки с заземляющим устройством называют заземлением. З а з е м л я ю т следующие металлические части электроуста новок: корпуса электрических машин, трансформаторов, аппаратов, светильников и т. п.; приводы электрических аппаратов; вторичные обмотки измерительных трансформаторов; каркасы распределительных щитов, щитов управления, щит ков и шкафов; металлические конструкции распределительных устройств, ме таллические кабельные конструкции, металлические корпуса ка бельных муфт, металлические оболочки силовых и контрольных, кабелей и проводов, стальные трубы электропроводки и т. п. На воздушных линиях напряжением 6—10 кв заземляют желе зобетонные и металлические опоры, расположенные в населенных местностях, а также каркасы и корпуса электрооборудования (разъединителей, предохранителей, разрядников и т. п.), установ ленного на деревянных, железобетонных или металлических опо рах. Не з а з е м л я ют : оборудование, установленное на заземленных металлических конструкциях (на опорных поверхностях должны быть зачищен 118 ные и незакрашенные места для обеспечения электрического кон такта); корпуса электроизмерительных приборов, реле и т. п., установ ленных на щитах, в шкафах, а также на стенах камер распреде лительных устройств; съемные или открывающиеся части ограждений, шкафов и ка мер распределительных устройств, установленных на металличе ских заземленных каркасах. Для заземления электроустановок различных напряжений ис пользуют общее заземляющее устройство. § 27. Требования к зазем ляю щ им устройствам При повреждении оборудования, например опорного изолятора выключателя ВМГ, происходит перекрытие одной из фаз на раму выключателя, соединенную стальной полосой с трубой, забитой Рис. 72. Растекание тока заземления при одном заземлителе и распределе ние потенциала на поверхности земли в землю. Ток замыкания на землю будет протекать с поврежден ной фазы на раму выключателя и через трубу в землю (рис. 72). При однородном грунте ток растекается во все стороны равно мерно. Объем земли, в котором растекается ток, по мере удаления от трубы увеличивается, а плотность тока уменьшается. Так как плотность тока у поверхности трубы наибольшая, то падение на 119 пряжения в земле у поверхности трубы также наибольшее. По мере удаления от трубы падение напряжения на единицу длины уменьшается. Если вольтметром измерить разность потенциалов на поверх ности земли при разных расстояниях от трубы и результаты нане сти на диаграмму, то получатся кривые, указанные на рис. 72. Наивысший потенциал имеет труба (<р3— потенциал заземлителя). Если пренебречь потерей напряжени в заземляющих про водниках, то такой же потенциал будет и на раме выключателя. Вблизи трубы потенциал упадет очень резко, а на расстоянии 15— 20 м от трубы он будет настолько незначителен, что его можно принять равным нулю. Точки нулевого потенциала называют «землей» в электротех ническом смысле. Сопротивление заземлителя растеканию тока представляет со бой не сопротивление контакта между'заземлителем и почвой (оно незначительно), а сопротивление почвы между заземлителем и поверхностью с нулевым потенциалом. Сопротивление заземляющего устройства слагается из сопро тивления заземлителя и сопротивления заземляющих йроводников. Если не учитывать малое сопротивление заземляющих проводников, то сопротивление заземляющего устройства R3 определяют из ус ловия где U3 — напряжение заземления по отношению к земле; /3 — ток замыкания на землю. Когда человек касается рукой кожуха аппарата с поврежден ной изоляцией одной из фаз, например рамы выключателя, пока занного на рис. 72, то напряжение между рукой и ногами челове ка составляет ^прик~ Фз ф> где fAipHK — напряжение прикосновения, т. е. напряжение между теми двумя точками цепи тока замыкания на землю, которых од новременно касается человек. Если человек подходит к аппарату с поврежденной изоляцией одной из фаз, то напряжение между его ногами составляет U шаг“ *Pi Ф г> где t/шаг — напряжение шага (величину шага принимают равной 0,8 м). При устройстве заземлений стремятся, чтобы t/дрик и £/шаг были возможно меньшими, что уменьшает опасность поражения. Правила устройства электроустановок устанавливают допусти мые величины сопротивлений заземляющих устройств. В электроустановках напряжением выше 1000 в с большими токами здмыкания на землю (более 500 а) при всех замыканиях на землю срабатывает соответствующая релейная защита, отклю чающая поврежденную часть установки. Поэтому в таких уста 120 новках потенциал на заземляющих устройствах может появиться лишь кратковременно и маловероятно, чтобы в этот момент пер« сонал прикоснулся к частям установки, оказавшимся под напря жением, равным U3. Для указанных установок согласно ПУЭ со противление' заземляющего устройства должно быть не более 0,5 ом, а допустимая величина U3 не устанавливается. В электроустановках напряжением выше 1000 в с малыми то ками замыкания на землю, в которых нейтрали не заземлены или заземлены через большое сопротивление, при замыкании на землю отключения поврежденного участка не произойдет, вследствие чего заземляющее устройство будет длительно находиться под напря жением U3 и увеличится вероятность прикосновения обслуживаю щего персонала к частям установки, оказавшимся под напряже нием U3. При использовании заземляющего устройства одновре менно для заземления электроустановок напряжением до и выше 1000 в напряжение заземления U3 согласно ПУЭ не должно пре вышать 125 б, а при использовании заземляющего устройства толь ко для заземления электроустановок выше 1000 в напряжение U3 не должно превышать 250 в. Таким образом, сопротивление заземляющего устройства в ус тановке напряжением выше 1000 в с малыми токами замыкания на землю, если заземляющее устройство используется также для электроустановок напряжением до 1000 в, должно быть где / 3 — расчетный ток замыкания на землю. Если заземляющее устройство используется только для элек троустановок выше 1000 б, то В сетях с компенсацией емкостных токов расчетным током является остаточный ток замыкания на землю, который может возникнуть в данной сети при отключении наиболее мощного из компенсирующих аппаратов, но не менее 30 а. В обоих рассмотренных случаях R3 не должно превышать 10 ом. В электроустановках до 1000 в с малыми токами замыкания на землю R3 должно быть не более 4 ом. В таких же установках, присоединенных к трансформаторам и генераторам общей мощно стью не более 100 ква, R3 должно быть не более 10 ом. Сопротивление заземляющих устройств опор ВЛ напряжением выше 1000 б в зависимости от удельного сопротивления грунта допускается 10—30 ом. § 28. Заземлители и зазем ляю щ ие проводники Заземлители могут быть естественные и искусственные. Естест венными заземлителями являются: металлические конструкции зда ний и сооружений, соединенные с землей, проложенные в земле 121 металлические трубопроводы (за исключением трубопроводов горючих жидкостей и горючих газов); свинцовые оболочки кабе лей, проложенных в земле, если их не менее двух. В том случае, когда сопротивление заземляющего устройства при использовании естественных заземлителей будет удовлетво рять требованиям ПУЭ, устраивать дополнительное искусственное заземление не требуется. В качестве искусственных заземлителей применяют вертикаль но забитые стальные трубы с толщиной стенок не менее 3,5 мм, угловую сталь, стальные стержни диаметром не менее 6 мм, гори зонтально проложенные стальные полосы толщиной не менее 4 мм, общим сечением не менее 48 мм2 и т. п. Сопротивление заземле ния заземлителей определяется в основном удельным сопротив лением грунта, размером и формой заземлителя, глубиной зало жения его в грунте. Удельное сопротивление грунта зависит от его состава, плот ности, влажности и температуры и колеблется от 0,3*104 до 1,3-104 ом-см. Внутреннюю сеть заземления в помещениях РУ выполняют в виде магистралей заземления и ответвлений от них к отдельным корпусам аппаратов. Последовательное присоединение заземляющих корпусов элек трооборудования к магистрали заземления не допускается. Маги стральную заземляющую шину соединяют с заземлителем не ме нее чем двумя ответвлениями, присоединяемыми к заземлителю в разных местах. Магистральную заземляющую шину и ответвления к заземля емым частям прокладывают открыто. Открыто проложенные за земляющие проводники окрашивают в черный цвет. При окраске их в иной цвет в местах присоединений и ответвлений необходимо прочертить две полосы черного цвета на расстоянии 150 мм друг от друга. Сечения заземляющих проводников выбирают из расчета, что бы при протекании токов однофазных замыканий на землю тем пература заземляющих проводников в установках выше 1000 в с Таблица 6 Минимальные размеры стальных заземлителей Место прокладки заземлителей и заземляющих проводником Диаметр круглых проводни ков и за землите лей, мм В зданиях ................................... В наружных установках . . . В з е м л е ....................................... 6 122 5 6 и заземляющих Прямоугольные про водники и заземлители сечение, мм* 24 48 48 толщина, мм 3 4 4 проводников Заземлители из угловой стали с толщиной полок, мм из сталь ных груб с толщи ной сте нок, мм 2 2,5 4 1,5 2,5 3,5 большими токами замыкания на землю не превышала 400° С, в установках до и выше 1000 в с малыми токами сечение заземля ющих проводников выбирают не менее !/з сечения фазных про водников, но не менее указанных в табл. 6 и 7. В электроустановках напряжением до 1000 в применяют в ка честве заземляющих проводников медные ’ и алюминиевые про водники, минимальные сечения которых приведены в табл. 7. Заземляющие проводники соединяют друг с другом сваркой. К заземляемым конструкциям их присоединяют тоже сваркой, а к корпусам аппаратов, машин и т. п.— сваркой или болтами. Таблица 7 Минимальные сечения медных и алюминиевых заземляющих проводников в электроустановках напряжением до 1000 в Сечение проводников, ммъ Наименование Голые проводники при открытой прокладке . . . Изолированные провода............................................... Заземляющие жилы кабелей или многожильных про водов в общей защитной оболочке с фазными жил а м и .................................................................. ... Примечание. медных алюминиевых 4 1,5 2,5 1 1,5 6 Прокладка голых алюминиевых проводников в земле не допускается. Пайкой присоединяют заземляющие проводники к металлическим оболочкам кабелей и проводов. Проходы заземляющих проводников сквозь стены и перекрытия выполняют в трубах, стальных обоймах или открытых проемах. § 29. Э лектроустановки с изолированной и глухозаземленной нейтралью Электроустановки могут быть с глухозаземленной и изолиро ванной нейтралью. Глухозаземленной нейтралью называют нейтраль трансформа тора или генератора, присоединенную к заземляющему устройст ву непосредственно или через малое сопротивление (трансформа торы тока и др.). Изолированной нейтралью является нейтраль, не присоединенная к заземляющему устройству или присоединен ная через аппараты, компенсирующие емкостный ток в сети, и другие аппараты, имеющие большое сопротивление. Заземление нейтрали генератора или трансформатора называ ется рабочим заземлением в отличие от защитного заземления. В электроустановках с глухозаземленной нейтралью при замы кании между фазой и заземляющими проводниками должно быть обеспечено быстрое и надежное автоматическое отключение по врежденного участка. Поэтому в электроустановках напряжением до 1000 в обязательно соединение корпусов электрооборудования 123 с заземленной нейтралью установки. При нарушении изоляции, т. е электрическом соединении одной фазы с корпусом при глухозаземленной нейтрали, произойдет короткое замыкание и повреж денный участок будет отключен максимальным автоматом или предохранителем. Глухое заземление нейтрали выполняют в четырехпроводных сетях переменного тока. Нулевые выводы силовых трансформато ров в этом случае заземляют наглухо и все части, подлежащие заземлению, непосредственно соединяют с заземленным нулевым выводом. Провод сети, соединяющий с заземленной нейтралью трансформатора, называют нулевым проводом. В цепи нулевого провода не должно быть предохранителей или разъединяющих при способлений. На воздушных линиях напряжением до 1 кв с глухозаземленной нейтралью крюки и штыри фазных проводов и арма туру железобетонных опор соединяют с нулевым проводом, на ВЛ с изолированной нейтралью — заземляют. Сопротивление за земляющего устройства опор ВЛ не должно превышать 50 ом. В установках с изолированной нейтралью или нейтралью, за земленной через большое сопротивление, на нулевых выводах си ловых трансформаторов устанавливают пробивные предохраните ли, исключающие опасность поражения током, возникающую при повреждении изоляции между обмотками высшего и низшего на пряжений. При наличии воздушной сети со стороны низшего на пряжения трансформатора пробивной предохранитель устанавли вают на фазе С. Пробивной предохранитель представляет собой фарфоровый патрон с двумя медными пластинами, между которыми проложе на слюдяная прокладка с отверстиями. Одна пластина предохра нителя присоединяется к нулевому выводу трансформатора, дру гая — к магистральной шине заземления. При повреждении изо ляции между обмотками высшего и низшего напряжений транс форматора происходит переход потенциала с обмотки высшего напряжения на обмотку низшего напряжения и в случае возник новения напряжения на нулевом выводе трансформатора более 500 в воздушный промежуток в слюдяной прокладке между пла стинами предохранителя пробивается и происходит переход опас ного потенциала в землю. § 30. Системы заземления РП, ТП и опо р ВЛ Для равномерного распределения потенциала на площади элек троустановки применяют заземляющие устройства контурного типа. Система заземления распределительного пункта на 12 ячеек и распределение потенциала в разрезе А -—А показаны на рис. 73. Распределение потенциала внутри контура получается значи тельно равномернее, чем при одиночном трубчатом заземлителе, вследствие чего уменьшаются напряжения прикосновения и шага. 124 3050 А -А Рис. 73. Система заземления РП (а) потенциала (б): и распределение 1 — заземлитель из труб. 2 — стальные шины, 3 — магистраль за земления внутри РП, 4 — кривая распределения потенциала 125 Заземляющее устройство контурного типа состоит из стальных труб (заземлителей) диаметром 50 мм, длиной 2,5—3 м, соединен ных между собой заземляющими проводниками, выполненными из стальных шин сечением 40X4 мм. Шины прокладывают на глу бине 0,5—0,8 м, трубы забивают с таким расчетом, чтобы верх трубы находился от поверхности земли на глубине 0,5—0,7 м. Внутри распределительного пункта проложена магистраль зазем ления, выполненная из полосовой стали сечением 25X4 мм2. Ма гистраль заземления соединена с заземлителями стальными ши нами в четырех местах. Металлические корпуса оборудования присоединяют к магистрали заземления отпайками. Также выполняют систему заземления трансформаторной под станции. При удельном сопротивлении грунта 1 • 104 ом -см сопротивле ние заземления 16 заземлителей /?т = 5,4 ом, сопротивление зазем ляющих проводников из стальных шин Rm длиной более 50 м равно 8,5 ом. Если сопротивление заземления брони четырех за ходящих кабелей напряжением выше 1000 в (RK) принять рав ным 2 ом, то сопротивление заземления системы, приведенной на рис. 73, составит 5 , 4 -8 , 5-2 _____ R t - R u -R* _____ 1,24 ом R3 5 , 4 8 , 5 + 5 , 4 -2 + 8 , 5 -2. RiRm +RiRx + Rm-RK и при расчетном токе замыкания на землю / 3= 100 а будет удов летворять требованиям ПУЭ. Заземление опор ВЛ и мачтовых подстанций выполняют забив кой в грунт 2—10 заземлителей, представляющих собой угловую сталь 50X50X5 мм длиной 2,5 м и соединенных между собой стальными шинами 4X25 мм. Количество заземлителей зависит от удельного сопротивления грунта и определяется проектом. От заземлителей к металлическим конструкциям мачтовых под станций и опор, подлежащих заземлению, по опорам проклады вают заземляющие спуски. Диаметр заземляющего спуска для ВЛ напряжением до 1 кв должен быть не менее 6 мм, для линии 6— 10 кв — не менее 10 мм (сечение не менее 35 мм2). § 31. Эксплуатация заземляющих устройств После окончания монтажа заземляющего устройства его схема и исполнительные чертежи передаются эксплуатационной органи зации. Каждое заземляющее устройство имеет паспорт, в котором указана схема и дано описание устройства. Кроме того, в паспор те указывают дату включения в эксплуатацию и величины сопро тивлений заземляющего устройства при вводе в эксплуатацию и последующих измерениях, даты осмотров и ремонтов. , В процессе эксплуатации периодически измеряют сопротивле ние заземляющих устройств с выборочным вскрытием грунта для осмотра элементов заземляющего устройства. Согласно правилам технической эксплуатации измерения и вскрытие грунта на РП и ТП проводят через год после включения в эксплуатацию и в по следующем — не реже одного раза в шесть лет, для опор воздуш ных линий — не реже одного раза в шесть лет. Сопротивление заземляющего устройства измеряют с помощью специального при бора, описанного в гл. VIII. При производстве текущего и капи тального ремонтов оборудования проверяют надежность присое динения заземляющих проводников к корпусам оборудования и прочность мест сварки, а также окрашивают заземляющие про водники. Прочность мест сварки заземляющих проводников и отпаек от них проверяют простукиванием слесарным молотком. Надежность присоединения заземляющих проводников к корпусам электрообо рудования проверяют подтягиванием гаек болтового соединения ключом; при обнаружении ржавчины контактные поверхности со единения зачищают стальной щеткой. Контрольные вопросы 1. Для чего служат заземляющие устройства? 2. Какие части электрических установок заземляют? 3. Какие требования предъявляют к заземляющим устройствам? 4. Как различаются электроустановки по состоянию нейтрали? 5. Каковы преимущества заземлителей, выполняемых по контуру РУ, по сравнению с одиночными заземлителями? 6. В чем заключается эксплуатация заземляющих устройств? Глава VI КАБЕЛЬНЫЕ ЛИНИИ § 32. К онструкция силовых кабелей Силовые кабели предназначены для передачи и распределения электрической энергии и изготовляются на напряжения , 3, , кв и выше. Эти .кабели выпускаются с бумажной пропитанной изоляцией с герметической оболочкой из свинца или из алюминия (ГОСТ 18410—73*), с бумажной изоляцией, пропитанной нестекающим со ставом (ГОСТ 18409—73*), с резиновой теплостойкой изоляцией (ГОСТ 433—58) и пластмассовой изоляцией в пластмассовой обо лочке (ГОСТ 16442—70). 1 6 1 0 Рис. 74. Силовой трехжильный кабель СБ: 7 — верхний защитный покров, 2 — броня из двух стальных лент, в ~~ бумажные ленты, пропитанные в компаунде (по душка), •# —свинцовая оболочка, 5 — поясная бумажная изо ляция, 5 — бумажный заполнитель, 7 — жильная бумажная изоляция, 8 — медные многопроволочные жилы Силовой электрический кабель состоит из следующих основ ных элементов: токопроводящих жил, изоляции, герметической защитной оболочки и защитных покровов (рис. 74). ' Т о к о п р о в о д я щ у ю ж и л у изготовляют из мягкой меди ММ или алюминия АТ. Форма сечения жилы может быть круглой, сегментной и секторной. Стандартом предусмотрены сле дующие сечения токопроводящих жил силовых кабелей: 2,5; 4; ; 10; 16; 25; 35; 50; 70; 95; 120; 150; 185; 240; 300; 400; 500; 625 и 800 мм2. Медные и алюминиевые токопроводящие жилы изготовляют однопроволочными и многопроволочными. Однопроволочные жилы из меди изготовляют сечением до 50 мм2, из алюминия до 240 мм2. Для кабелей, имеющих однопроволочные жилы, в обозначении мар ки добавляют в скобках буквы «ож». Силовые кабели могут иметь одну, две, три и четыре жилы. Сечение четвертой жилы меньше сечения каждой из трех осталь ных. Эта жила используется как нулевая. 6 * Указанные ГОСТы вводятся в действие с января 1975 г. 128 И з о л я ц и ю жил силовых кабелей выполняют из резины, пластмассы и пропитанной кабельной бумаги. Наиболее широко применяются силовые кабели с изоляцией из пропитанной кабель ной бумаги. У силовых кабелей напряжением до 10 кв изолируют каждую жилу в отдельности (изоляция жилы) и все жилы вместе относи тельно оболочки (поясная изоляция). Промежутки между изоли рованными жилами заполняют бумажными жгутами (заполните лем). Для уменьшения неравномерности электрического поля в кабе лях, которая обусловлена, наличием воздушных включений, между верхним слоем изоляции и герметизированной оболочкой наклады вается экран из слоя полупроводящей бумаги. Бумажную изоляцию пропитывают изоляционным составом МП (80% брайтстока и 20% канифоли), в результате значитель но повышается ее электрическая прочность. Кабели, предназна ченные для вертикальных прокладок, имеют обедненно-пропитанную изоляцию или изоляцию, пропитанную нестекающим соста вом. Кабели с обедненно-пропитанной изоляцией после обычной пропитки дополнительно нагревают при вакууме, в результате удаляется значительная часть пропиточной массы и оставшаяся з изоляции пропиточная масса при вертикальной прокладке не вы текает. Нестекающий состав в кабелях состоит из церезина (продукт переработки нефти и сланцевого масла), вязкого минерального масла, канифоли и полиизобутилена. Церезин обеспечивает нестекание пропиточного состава. Толщина бумажной изоляции зависит от рабочего напряжения кабеля и сечения жил. Так, толщина изоляции жил в зависимости от сечения жил для кабелей со свинцовой и алюминиевой оболоч ками напряжения 1 кв составляет 0,75—0,95 мм, толщина поясной изоляции 0,5—0,6 мм; для кабелей напряжением кв толщина изоляции жил и поясной изоляции составляет 2,0 и 0,95 мм и напряжением 10 кв — соответственно 2,75 и 1,25 мм. В многожильных кабелях для различения фаз верхние ленты изоляции на каждой жиле имеют разный цвет: на одной жиле лента красная, на другой — черная, на третьей — цвета изоля ционной бумаги. Для предохранения изоляции кабеля от попадания в нее влаги и воздуха поверх изоляции накладывают г е р м е т и ч е с к у ю з а щ и т н у ю о б о л о ч к у . Герметические защитные оболочки вы полняют из свинца, алюминия, поливинилхлорида и негорючей резины. На герметическую оболочку кабеля накладывают несколько слоев защитного покрова. Назначение защитных покровов состоит в том, чтобы предохранить герметическую оболочку от коррозии и механических повреждений. З а щ и т н ы й п о к р о в состоит из подушки, брони и наружного защитного покрова. Подушка, предохраняющая оболочку кабеля - 1 6 9 Заказ 343 129 от повреждений при наложении брони и изгибах кабеля, состоит из нескольких последовательно наложенных концентрических слоев: битумного состава, пропитанных лент кабельной бумаги, битумного состава, пропитанной кабельной пряжи и битумного состава. Для кабелей с броней из стальных лент применяют вместо пряжи про питанные в битумном составе сульфатные бумажные ленты. Би тумный состав и пропитанные в нем сульфатные бумажные ленты предохраняют металлические оболочки кабелей от коррозии. В ка белях с алюминиевой оболочкой дополнительно накладывают в нагретом состоянии сплошной поли^лорвинилхлоридный шланг или две полихлорвинилхлоридные ленты, которые защищают алюми ниевую оболочку от коррозии. На подушку накладывают броню из двух стальных лент или из стальных оцинкованных проволок прямоугольной или круглой формы. Броня предохраняет герметическую оболочку кабеля от механических повреждений, а проволочная броня — также и от растягивающих усилий. Две стальные ленты брони накладывают на кабель так, чтобы одна перекрывала другую на ’/з их ширины. При изгибе кабеля верхняя лента не должна иметь зазора между витками нижней ленты. На броню накладывают наружный защитный покров, состоя щий из битумного состава, пропитанной кабельной пряжи и мело вого покрытия, или накладывают шланг из поливинилхлоридного или полиэтиленового пластиката. Силовым электрическим кабелям присвоены условные марки в зависимости от материала токопроводящих жил, герметической оболочки и типа наружных защитных покровов. Марки наиболее часто встречающихся силовых кабелей и об ласть их применения приведены в табл. . Для полной характеристики кабеля, кроме его марки, указы вают номинальное напряжение, на которое он рассчитан, количе ство и сечение жил. Например, силовой электрический кабель с однопроволочными алюминиевыми жилами в алюминиевой оболоч ке с наружным покровом для прокладки в земле на напряжение до 1 кв четырехжильный с сечением трех жил по 185 мм2 и одной 50 мм2 будет иметь следующее обозначение: ААБв (ож) 3x185 + + 1X50—1 ГОСТ 18410—73. 8 § 33. Устройство кабельных линий Кабельной линией называют линию для передачи электроэнер гии, состоящую из одного или нескольких силовых кабелей с со единительными и концевыми муфтами (заделками). Кабельная линия может быть проложена непосредственно в земле или в специальных кабельных сооружениях. Каждой кабельной линии присваивают наименование или но мер. Чаще всего кабельную линию обозначают двумя цифрами, соответствующими номерам трансформаторных подстанций, со единяемых этой линией, причем первым указывают наименьший номер. Так, например, если кабельная линия из ТП4 заходит в 130 Таблица М арк и СИЛОВЫХ к а б е л е й н а п р я ж е н и е м 8 до 10 кв и о б л а с т ь и х п рим енен ия Марки кабеля с медными с алюми ниевыми жилами жилами Характеристика оболочек Область применения кабеля Кабели в свинцовой оболочке с пропитанной бумажной изоляцией (ГОСТ 18410—73) СГ АСГ СБ АСБ СБГ АСБГ СБн АСБн СП АСП ск АСК СБ-В, СБГ-В АСБ-В, АСБГ-В Без наружных покровов Прокладка в трубах, тун нелях, каналах Прокладка в земле Бронированный двумя сталь ными лентами, с защитным наружным покровом Бронированный двумя сталь Прокладка внутри поме ными лентами, с противокор щений, в туннелях, каналах розийной защитой Бронированный двумя сталь Прокладка в туннелях ными лентами с покровом из негорючего состава Прокладка в земле, если ка Бронированный плоскими стальными проволоками, с бель подвергается значитель защитным наружным покровом ным растягивающим усилиям Прокладка под водой Бронированный круглыми стальными оцинкованными проволоками, с защитным на Прокладка на вертикальружным покровом То же, что и кабели СБ, ных и наклонных участках в АСБ, СБГ и АСБГ, но с обед тех же условиях, что и для нен но-пропита иной изоляцией кабелей СБ, АСБ, СБГ, АСБГ Кабели в алюминиевой оболочке о пропитанной бумажной изоляцией (ГОСТ 18410—73) ААГ ААБл ААБлГ ААБв Прокладка в туннелях, ка налах Бронированный двумя сталь Прокладка в земле ными лентами, с наружным покровом Прокладка внутри помеще Бронированный двумя сталь ний, в туннелях, каналах ными лентами Прокладка в земле в осо С антикоррозийным покро вом из двух слоев поливинил бо агрессивных условиях хлоридных лент по алюми ниевой оболочке, бронирован ный двумя стальными лентами с наружным покровом Без защитных покровов Кабели с резиновой изоляцией (ТОСТ 433—58) 9’ СРГ АСРГ ВРГ АВРГ В свинцовой оболочке, без защитных покровов В поливинилхлоридной обо лочке, без защитных покро вов Прокладка внутри помеще ний, в каналах То же 131 Продолжение т абл. 8 Марка кабеля с медными с алюминиевыми жилами жилами НРГ АНРГ СРБ АСРБ ВРБ АВРБ НРБ АНРБ Характеристика оболочек В резиновой негорючей обо лочке, без защитных покро вов В свинцовой оболочке, бро нированный двумя стальными лентами, с защитным наруж ным покровом В поливинилхлоридной обо лочке, бронированный двумя стальными лентами, с защит ным наружным покровом В резиновой негорючей обо лочке, бронированный двумя стальными лентами, с защит ным наружным покровом Область применения кабеля Прокладка внутри щений, в каналах поме Прокладка в земле, если кабель не подвергается зна чительным растягивающим усилиям То же « Кабели с пластмассовой изоляцией и в пластмассовой оболочке (ГОСТ 16442—70) С поливинилхлоридной изо АВВБ Прокладка в земле, если ВВБ ляцией в поливинилхлоридной кабель не подвергается зна оболочке, бронированный чительным растягивающим стальными лентами, с защит усилиям ным наружным покровом ВБбШв АВБбШв Прокладка в туннелях, С поливинилхлоридной изо ляцией, бронированный сталь каналах, земле, если ка ными лентами, с наружным бель не подвергается зна покровом из поливинилхлорид чительным растягивающим усилиям ного шланга АПВБ Прокладка в земле, если С полиэтиленовой изоляцией ПВБ в поливинилхлоридной оболоч кабель не подвергается зна ке, бронированный стальными чительным растягивающим лентами, с защитным наруж усилиям ным покровом Кабели с бумажной пропитанной изоляцией в алюминиевой оболочке в поливинилхлоридном шланге (ГОСТ 18410—73) ААШв В алюминиевой оболочке, с Прокладка внутри поме наружным покровом из поли щений, в каналах, тунне винилхлоридного шланга лях и в мягком грунте П р и м е ч а н и е . Марки кабелей обозначают большими буквами: А (в начале марки) — жила кабеля из алюминия; А (в середине марки) — герметическая оболочка из алюминия; Б — кабель бронирован двумя стальными лентами; В (первая или вторая буква в начале мар к и )— оболочка из поливинилхлоридного пластиката; В (вторая или третья буква в начале марки) — изоляция из поливинилхлоридного пластиката; В (в конце марки) — кабель с обедненно-пропитанной изоляцией для вертикальных прокладок; Г — кабель, не имеющий защит ного покрова на броне; К (в конце марки) — кабель, бронированный круглыми стальными проволоками; Н — кабель в резиновой негорючей оболочке; П (первая или вторая буква в на чале марки) — полиэтиленовая изоляция; П (в конце марки) — кабель бронирован плоской стальной проволокой; Р — кабель с резиновой изоляцией; С — кабель с оболочкой из свинца; Бл, Бн — кабели бронированы двумя стальными лентами- с различной подушкой; Щв — кабель» имеющий наружный покров в виде шланга из поливинилхлоридного пластиката. 132 ТП12, то ее обозначают 4-12. Питающие кабельные линии обозна чают также двумя цифрами — первая указывает номер центра питания, вторая — номер распределительного пункта, соединяе мого этой линией с ЦП. Если кабельная линия состоит из несколь ких параллельных кабелей, то каждый из них должен иметь тот же номер с добавлением букв А, Б, В и т. д. Открыто проложенные кабельные линии, а также все муфты и концевые заделки имеют бирки, на которых указывают номер или наименование линии, напряжение и сечение. Кабельную линию прокладывают по трассе с учетом наимень шего расхода кабеля и обеспечения его сохранности от механиче ских повреждений, коррозии, вибрации, перегрева и повреждения электрической дугой при повреждении рядом проложенных кабе лей. Чтобы в кабельной линии в процессе монтажа и эксплуатации не возникли опасные механические напряжения, кабели проклады вают с запасом по длине (змейкой), а с обеих сторон соедини тельных муфт оставляют запас по длине в виде синусоиды («ут ки»), Из-за возможного перегрева запас кабеля в виде колец (вит ков) не допускается. Кабельные линии, проложенные открыто горизонтально по кон струкциям и стенам (в коллекторах, каналах и т. д.), жестко за крепляют в конечных точках, местах изгибов и у соединительных муфт; через каждые , м устанавливают поддерживающие конструкции. В местах, где возможны механические повреждения, кабель ные линии, проложенные открыто, защищают на высоте ж от уровня пола или земли стальным уголком или другим надежным покрытием. При проходе из траншеи в здания, туннели, через перекрытия кабели прокладывают в трубах или проемах. Радиусы внутренней кривой изгиба кабелей допускаются не менее следующих кратностей по отношению к их наружному диа метру: 0 8 — 1 2 Силовые одножильные с бумажной пропитанной изо ляцией в свинцовой или алюминиевой оболочке, бро нированные и небронированные 25 Силовые многожильные с пропитанной бумажной изоля цией или с бумажной изоляцией, пропитанной несте кающим составом, в свинцовой оболочке, бронирован ные или небронированны е........................................... 15 То же, в алюминиевой оболочке, бронированные и небро нированные .......................................................................... 25 Силовые с пластмассовой изоляцией в алюминиевой обо лочке .............................................................. 15 Силовые с резиновой изоляцией в свинцовой или поли винилхлоридной оболочке, а также силовые с пласт массовой изоляцией, не имеющие алюминиевой обо лочки: бронированные ................................................................... 10 небронированные ................................................................. 6 Кабельные линии напряжением до 1000 в, проложенные откры то, и кабельные линии выше в имеют свинцовые соедини1 0 0 0 133 Тельные муфты; кабельные линии до 1000 в, проложенные в зем ле, могут иметь чугунные соединительные муфты. В настоящее время кроме свинцовых и чугунных муфт для ка-, бельных линий с бумажной и пластмассовой изоляцией напряже- Рис. 75. Покрытие кабелей кирпичом: о — одного, б — двух, в — трех, г — четырех, д — пяти Пием до кв включительно применяют эпоксидные соединитель ные муфты. Металлические оболочки кабелей соединяют в муфтах между собой, а также с корпусами муфт по всей длине кабельной линии. Кроме того, в концевых заделках металлические оболочки соеди няют с системой заземления подстанции для уменьшения опасно 1 0 (34 сти поражения электрическим током обслуживающего персонала сети при пробое изоляции кабельной линии во время ее эксплуа тации исключения возможности повреждения свинцовой или алю миниевой оболочки линии электрической дугой, которая может воз никнуть при появлении на свинцовой или алюминиевой оболочке на пряжения, достаточного для того, чтобы пробить пропитанную вла гой и различными веществами джутовую подушку между броней и оболочкой. В случае прокладки кабелей в земле на дне траншеи делают подсыпку слоем мягкой земли или песка толщиной мм. Сверху кабель также засыпают слоем песка или земли, не содер жащим камней, строительного мусора и шлака, толщиной не менее мм, затем укладывают на кабели напряжением выше в покрытия, защищающие кабель от механических повреждений, и траншею засыпают полностью. Кабели напряжением выше 1000 в защищают от механических повреждений бетонными плитами или кирпичом (несиликатным). Способы покрытия кабелей кирпичом в зависимости от количества кабелей показаны на рис. 75. Глубина заложения кабельных линий напряжением до кв от планировочной отметки составляет м, а при пересечениях улиц и площадей равна 1 м. На участках дли ной не более 5 м глубину заложения кабелей можно уменьшить до 0,5 м. Наименьшие расстояния от кабельных линий до различных со оружений при параллельном сближении и при пересечениях приве дены ниже. Эти расстояния могут быть сокращены по согласованию с эксплуатационной организацией (например, при заключении кабе лей в трубы и т. д.). 1 0 0 1 0 0 1 0 0 0 1 0 0 , 7 Наименьшие расстояния (мм) от кабельных линий до различных сооружений До фундаментов з д а н и я ................................................ 600 Между силовыми кабелями напряжением до 10 кв включительно и между контрольными и силовыми кабелями (при параллельной прокладке) , . , . , 100 Между кабелями, эксплуатируемыми различными орга низациями, и между силовыми кабелями и кабелями связи (при параллельной прокладке и пересечениях) 500 До стволов д е р е в ь е в ................................................ 2000 До трубопроводов (при параллельной прокладке) . . 500 До нефте- и газопроводов(при параллельной прокладке) 1000 До теплопроводов (при параллельной прокладке) . . 2000 До рельсов железной дороги: пеэлектрифицированной.................................................... 3000 электрифицированной ...................................................... 10000 До трамвайных р е л ь с о в ...................................................... 2000 До вертикальной плоскости, проходящей через крайний провод линий электропередачи напряжением ПО кв и в ы ш е ...................................................................................... 10000 До заземленных частей опор воздушных линий электро передачи напряжением: выше 1000 в ................................................................... 10000 до 1000 в ............................................................................ 1000 7 135 До трубопроводов при пересечении их кабельными л и н и я м и .................................................................................... 500 До теплопроводов при пересечении их кабельными линиями, при этом теплопровод должен иметь усилен ную теплоизоляцию на длине 2 м в обе стороны от крайних кабелей ............................................................... 500 При пересечении кабельными линиями железных или автомобильных дорог (кабель должен прокладываться в туннелях, блоках, трубах) до полотна дорог . . . 1000 При пересечении водоотводных канав вдоль дорог (кабель должен прокладываться в трубах) до дна канавы . . 500 Между кабельными муфтами и ближайшим кабелем . 250 § 34. Кабельные сооруж ения В городах при большом количестве прокладываемых кабельных линий и наличии ряда других подземных коммуникаций рекомен дуется прокладывать кабели в специальных подземных кабельных сооружениях. Прокладка кабельных линий в специальных кабель ных сооружениях по сравнению с прокладкой в земле имеет пре имущества: повышается надежность работы кабельных линий (ис ключаются механические повреждения при различных земляных работах), значительно увеличивается их долговечность. К подземным кабельным сооружениям относятся коллекторы, туннели, каналы и кабельные блоки. К о л л е к т о р ы сооружаются по городским проездам и на тер ритории заводов. Они предназначены для совместной прокладки силовых и контрольных кабелей, линий связи, водопровода и тепло провода. В коллекторах не допускается прокладка канализацион ных труб и газопроводов. Т у н н е л и предназначены для размещения силовых и контроль ных кабельных линий. К а н а л ы — подземные непроходные сооружения, используемые только для кабельных линий. Сооружают каналы при прокладке кабельных линий по территории станций, подстанций, внутри произ водственных помещений. К а б е л ь н ы е б л о к и — подземные сооружения, выполненные из труб или бетонных блоков, с заготовленными в них трубообраз ными каналами и относящимися к ним колодцами. В коллекторах, туннелях и каналах должен быть обеспечен от вод почвенных и ливневых вод, для чего полы в них должны иметь уклон в сторону водосборников или ливневой канализации; при необходимости устанавливают водооткачивающие устройства. Вхо ды в коллекторы, туннели и люки колодцев должны запираться. Кабельные коллекторы и туннели длиной более 7 м должны иметь не менее двух выходов или люков, расположенных по концам коллек тора или туннеля, а также сигнализацию для обнаружения появле ния дыма и средства пожаротушения. В целях уменьшения объе ма повреждения кабелей при возникновении пожара в коллекторах 136 и туннелях устанавливают через каждые 150—200 м несгораемые перегородки. При значительной длине (более 200 м) коллектбра и туннеля расстояние между соседними выходами не должно превышать Рис. 76. Размещение кабелей и трубопроводов в коллекторах: а — круглого сечения, б — прямоугольного сечения 200 м. В туннелях и коллекторах должны быть общее и ремонтное электроосвещение, а также естественная или искусственная венти ляция. Все металлические конструкции покрывают антикоррозий ным лаком. 137 Размеры коллекторов зависят от количества и вида размещае мых в них коммуникаций, а сечение коллектора — от способа стро ительства: коллекторы круглого сечения строят при помощи щитов закрытым способом, прямоугольного сечения — открытым спосо бом. 600 ' О/ д /д / У ISO 9 Рис. 77. Кабельные каналы: а — на три — шесть кабелей, размещенных на дне канала, б — на и десять кабелей, в — на двенадцать и пятнадцать кабелей восемь Размещение коммуникаций внутри коллекторов приведено на рис. 76. Для выводов кабельных линий к коллектору пристраивают специальные камеры. Кабельные туннели, так же как и коллекторы, могут быть круг лого и прямоугольного сечения. Проходные и полупроходные тун нели имеют одинаковую ширину и отличаются друг от друга высотой. 138 139 Для ввода кабелей в туннель и вывода из него пристраивают к одной из стенок туннеля специальные камеры. Камеры имеют люки. Каналы (рис. 77) должны иметь гидроизоляцию и дренажные устройства во избежание проникновения в них грунтовых вод. Ка налы для силовых кабелей перекрывают съемными несгораемыми плитами. Кабельные блоки выполняют из асбоцементных труб диамет ром мм, соединенных между собой асбоцементными муфтами или стальными манжетами. Для обеспечения прочности соедине ния стыки труб заделывают бетоном. Расстояние между отдель ными каналами кабельных блоков должно быть не менее мм. Конфигурация блоков определяется конкретными условиями, ко личеством каналов и т. д. Кабельные колодцы сооружают в местах, где меняется направ ление трассы кабельных линий, проложенных в блоках, при пере ходах линий из блоков в землю, а также на прямолинейных участ ках трассы. На рис. 78 приведены основные типы кабельных колодцев. Сте ны колодцев выполняют из кирпича или сборного железобетона, перекрытия — из сборного железобетона. Прокладка силовых кабелей в кабельных блоках выполняется редко, так как имеет ряд существенных недостатков: большие капитальные затраты; значительное снижение допустимых токовых нагрузок на ка бельные линии; замена поврежденного кабеля от колодца до колодца; дополнительные затраты на эксплуатацию кабельных колодцев, 1 0 0 1 0 0 § 35. Эксплуатация кабельных линий Общие требования к эксплуатации кабельных линий. Для дли тельной и бесперебойной работы кабельных линий эксплуатацион ный персонал должен: принимать в эксплуатацию новые кабельные линии и осущест влять технический надзор за их строительством; замерять нагрузки на кабельных линиях; контролировать нагрев кабельных линий; проводить мероприятия по защите металлических оболочек ка белей от коррозии; следить за состоянием трасс кабельных линий и кабельных со оружений и за производством работ на трассах и вблизи кабель ных линий; производить плановый ремонт кабельных сооружений и про ложенных в них кабельных линий; производить плановые осмотры и ремонты концевых заделок кабельных линий в РП, ТП и ЦП; испытывать кабельные линии повышенным напряжением; измерять сопротивление изоляции линий мегомметром; 140 производить ремонт кабельных линий при их повреждении. В процессе монтажа кабельных линий эксплуатационный пер сонал проверяет соответствие марки прокладываемого кабеля про ектируемой, знакомится с протоколами заводских испытаний кабе ля и следит за состоянием кабеля на барабанах; проверяет, соот ветствует ли трасса и глубина траншеи проекту; наблюдает за правильной прокладкой кабеля и монтажом соединительных и концевых муфт; эскизирует проложенные кабельные линии и мvфты. Технический надзор за прокладкой кабельных линий напряже нием выше I кв выполняет инженерно-технический персонал (мастер участка), за прокладкой кабельных линий до кв — электромонтер соответствующего эксплуатационного участка. Эскизирование кабельных линий производит персонал монтажной и эксплуатационной организаций. При сдаче кабельной линии в эксплуатацию монтажная орга низация представляет следующую техническую документацию: технический проект кабельной линии со всеми согласованиями на ее прокладку; исполнительный чертеж, выполненный в масштабе :500; протоколы заводских испытаний кабеля и протоколы вскрытия и осмотра образцов кабеля в лаборатории (если это необходимо); акты наружного осмотра кабеля на барабанах; кабельный журнал, в котором указаны длина кабельной линии, количество и типы соединительных муфт, фамилии рабочих, мон тировавших муфты, даты монтажа и прокладки; акты на скрытые работы; протоколы испытания кабельной линии после монтажа. Каждой линии присваивается номер или наименование и на нее заводится паспорт, содержащий все необходимые технические данные, а в дальнейшем пополняемый сведениями по испытаниям, ремонту и эксплуатации линии. Перед включением проложенной линии эксплуатационный пер сонал проверяет целость ее жил, сопротивление изоляции между жилами и между жилами и землей, соответствие жил по фазам и испытывает линию повышенным напряжением. После включения кабельной линии под напряжение проверяют правильность ее фазировки. Д о п у с т и м ы е н а г р у зк и н а к а б ел ь н ы е л и н и и . Для каждой ка бельной линии устанавливают допустимую токовую нагрузку и в процессе эксплуатации замеряют фактическую максимальную на грузку. Замеренные фактические нагрузки не должны превышать длительно допустимых. Однако Правилами технической эксплуа тации разрешается в аварийных случаях кратковременная пере грузка кабельных линий в зависимости от величины предвари тельной нагрузки и продолжительности максимума нагрузки. На кабели в зависимости от их конструкции, напряжения, на ко торое они рассчитаны, материала и сечения жил, а также от усло вий прокладки (в земле, воде, воздухе), Правилами устройства 1 1 141 Т аблица 9 Допустимая нагрузка на кабели с алюминиевыми жилами и бумажной пропитанной изоляцией в свинцовой или алюминиевой оболочке, проложенные в воздухе Токовые нагрузки на кабели, а Сечение токопроводящей, жилы, мм* вдножилъные четырехжильные до 1 кв трехжильные да 1 кв до до 3 кв Д1 кв 6 10 кв при максимально допустимой температуре жил, °с 16 25 35 50 70 95 120 150 185 240 80 80 65 60 8 -' 90 125 155 190 235 275 320 360 405 470 60 80 95 120 155 190 220 255 290 330 50 70 85 110 135 165 190 225 250 290 46 65 «0 105 130 155 185 210 235 270 60 75 95 110 140 165 200, 230 260 — П р и м е ч а н и я - 1 . Токевые нагрузки на одножильные кабели даны для работы при постоянном токе. 2. Токовые нагрузки приняты при прокладке в воздухе для расстояния между кабелями в свету не менее 35 мм> а » каналах — не менее 50 мм при любом числе проложенных кабе лей н температуре воздуха 25° С. Т а б л и ц а 10 Поправочные коэффициенты на температуру почвы Значение поправочного коэффициента при температуре почвы, °С изоляцией До 1 » 6 » 10 кв кв кв -5 0 +5 1,14 1,18 1,20 1,11 1,14 1,15 1,08 1,10 1,12 + 10 1,04 1,05 1,06 + 15 +28 +25 + 30 +з5 +40 1 1 1 0,96 0,95 0,94 0,92 0,89 0,88 0,88 0,84 0,82 0,83 0,77 0,75 0,78 0,71 0,67 Таблица И Поправочные коэффициенты на температуру воздуха Значение поправочного коэффициента при температуре воздуха, °С изоляцией До 1 » 3 Кв 6 КВ 10 Кв —25 1,38 1,5 1,56 —20 -1 5 -1 0 —5 0 4-5 + 10 ;+ 1 5 +20 1,35 1,31 1,28 1,24 1 , 2 0 U 7 1,13 1,09 1,04 1,46 1,41 1,35 1,32 1,27 1 , 2 2 1,17 1 , 1 2 1,06 1,51 1,46 1,41 1,36 1,31 1,25 1 , 2 0 1,13 1,07 +25 + 30 +35 +40 1 0,95 0,90 0,85 1 0,94 0,87 0,79 1 0,93 0,85 0,76 электроустановок установлены длительно допустимые токовые нагрузки. Длительно допустимые токовые нагрузки при прокладке одного кабеля в земле и воде приняты из расчета температуры земли и 142 воды 15° С и в воздухе 25°С. Для примера в., табл. 9 приведены длительно допустимые нагрузки на кабели с алюминиевыми жи лами, проложенные в воздухе. Если температура почвы на глубине прокладки кабелей отли чается от расчетной (15°С), то величину допустимых токовых на грузок изменяют, умножая на поправочные коэффициенты, приве денные в табл. 10. Поправочные коэффициенты на температуру воздуха приведены в табл. . Длительно допустимая токовая нагрузка для одиночных кабе лей, проложенных в трубах (в земле), такая же, как и для кабе лей, проложенных в воздухе, с введением поправочного коэффи циента на температуру почвы. При смешанной прокладке в земле (без труб и в трубах) допустимые токовые нагрузки принимаются для участка трассы с наихудшими тепловыми условиями, если дли на его более 10 м. Поэтому рекомендуется в указанных случаях прокладывать на этих участках кабель большего сечения, чем на остальной трассе. При прокладке нескольких кабелей длительно допустимые токовые нагрузки уменьшают, вводя поправочные коэффициенты. Величина коэффициента зависит от количества проложенных кабелей и расстояний между ними (табл. 12). Резервные кабели не принимают в расчет. Необходимость снижения нагрузки объяс няется тем, что проложенные рядом кабели, выделяя тепло, нагре вают друг друга. 1 1 Таблица 1 Поправочные коэффициенты на число работающих кабелей, проложенных рядом в земле и в трубах Число кабелей Расстояние нежду кабе лями. мм 100 200 300 6 1 2 3 4 5 и более 1 1 1 0 ,9 0 0 ,9 2 0 ,9 3 0 ,8 5 0 ,8 7 0 ,9 0 0 ,8 0 0 ,8 4 0 ,8 7 0 ,7 8 0 ,8 2 0 ,8 6 0 ,7 5 0,81 0 ,8 5 'Длительно допустимые токовые нагрузки для кабелей, проло женных в блоках, определяют по специальным таблицам и фор мулам, в зависимости от сечения кабеля и количества и располо жения каналов в блоках, занятых кабелями. Допустимая нагрузка на кабели, проложенные в воде, несколько выше нагрузки на кабели, проложенные в земле. Пример. Определить длительно допустимую нагрузку на кабельную линию смешанной прокладки (в земле и трубах). Максимальная длина участка кабеля, проложенного в трубах, 50 м. Кабельная линия 'напряжением 10 кв выполнена кабелем АСБ сечением 3X240 мм2 и проходит по трассе рядом с тремя рабо тающими кабельными линиями с расстоянием в свету 100 мм. Наиболее тяжелый по тепловым условиям участок кабельной линии — в трубах. По табл. 9 находим, что для кабеля 10 кв сечением 3X240 мм2 допу 143 стимая нагрузка составляет 270 а. Так как рядом с данной кабельной линией проложены еще три кабельные линии, необходимо ввести поправочный коэф фициент по табл. 12. Для четырех проложенных рядом кабелей при расстоянии между ними 100 мм поправочный коэффициент 0,8. Таким образом, длительно допустимый ток на кабельную линию при расчетной температуре 25° С состав ляет: /^=270X 0,8=216 а. Фактические токовые нагрузки на кабельных линиях изме ряют в максимум нагрузки. Измерение нагрузок на кабельных ли ниях, отходящих от центров питания и распределительных пунк тов, производят по стационарным измерительным приборам, уста новленным в ЦП и РП. При наличии телеизмерений в РП запись нагрузок производит дежурный диспетчер района в установленные сроки. В трансформаторных подстанциях токоизмерительными клещами измеряют нагрузки на отходящих кабельных линиях на пряжением до кв (измерение нагруЗок на кабельных линиях совмещается с измерением нагрузок на силовых трансформаторах). Результаты измерений заносят в бланки измерений, а затем в паспорта кабельных линий. З а щ и т а к а б ел ь н ы х ли н и й от к о р р о зи и . В процессе эксплуата ции кабельных линий необходимо следить за состоянием металли ческих оболочек кабеля. Коррозия металлических оболочек кабе лей может происходить от блуждающих токов (токов утечки от электрических установок постоянного тока, протекающих в земле и по подземным металлическим сооружениям) или от различных химических веществ (кислот, щелочей и т. д.), имеющихся в грун тах, где проложен кабель. Наиболее опасными источниками кор розии металлических оболочек кабелей являются устройства элек трифицированных железных дорог и городского трамвая, исполь зующие для тяги постоянный ток. Троллейный провод трамвая питается обычно от положитель ного полюса тяговой подстанции; отрицательный же полюс при соединяется кабельными линиями к различным точкам рельсовых путей, называемых отсасывающими пунктами. Обратные токи сте каются к этим отсасывающим пунктам. Так как рельсы электротяговых устройств практически не могут быть изолированы от земли, то проходящий по ним ток частично ответвляется в землю и к отсасывающим пунктам попадает по путям наименьшего со противления. Если в зоне прохождения этих токов имеются кабель ные линии, то блуждающие токи из земли переходят в оболочки кабелей, являющиеся хорошими проводниками, а вблизи отсасы вающих пунктов выходят из них. Зона, в которой блуждающие токи переходят из окружающей среды в оболочку кабеля, называется катодной. В этой зоне обыч но не происходит коррозии оболочек кабелей. Зона, в которой блуждающие токи выходит из оболочек кабелей в окружающую среду, называется анодной. В ней и происходит коррозия оболочек кабелей. Зоны определяют измерением потенциала на оболочках кабеля по отношению к земле. Положительный потенциал свидетельствует 1 144 о наличии анодной зоны, отрицательный — катодной. Потенциал измеряют магнитоэлектрическим вольтметром, который включают между металлической оболочкой кабеля и стальным колом, заби тым в грунт. Степень опасности поражения коррозией металлических оболо чек кабелей блуждающими токами устанавливают на основании из мерения разности потенциалов между этими оболочками и землей, рельсами электрифицированного транспорта и другими подземны ми сооружениями, находящимися вблизи кабельной линии, а также в зависимости от величины и направления тока в металлических оболочках кабеля. По направлению тока можно определить места входа блуждаю щих токов в оболочки кабелей и выхода из них. Для силовых кабелей среднесуточная плотность тока утечки в землю не должна превышать 0,15 ма/дм2. Наличие в грунте или в сточных водах по трассе кабеля пере гноя, щелочей, а также большого количества извести создает благо приятные условия для интенсивной коррозии металлических оболо чек кабеля. Основными мероприятиями по предотвращению почвенной кор розии являются правильный выбор трассы при проектировании кабельных линий и запрещение завала трасс отбросами, действую щими разрушающе на металлические оболочки кабеля. В местах, где обнаружено повреждение кабелей почвенной кор розией или предполагается возможность такого повреждения, отби рают пробы грунта для оценки его агрессивности или измеряют удельное электрическое сопротивление грунта. Результаты измере ний удельного сопротивления и анализ пробы грунта сравнивают с допустимыми величинами, приведенными в Правилах защиты подземных металлических сооружений от коррозии. При обнаружении коррозии металлических оболочек кабелей разрабатывают мероприятия по предотвращению дальнейшего их разрушения и заменяют поврежденные участки кабельных ли ний. Надзор за состоянием трасс и кабельных линий. Кабельные линии и сооружения осматривают электромонтеры по графику. В соответствии с Правилами технической эксплуатации электро станций и сетей трассы кабелей, проложенных в земле, коллекто рах, туннелях и по мостам, осматривают не реже одного раза в три месяца, в городах с усовершенствованным покрытием — не реже одного раза в шесть месяцев. Концевые муфты на кабельных линиях напряжением выше в осматривают не реже одного раза в шесть месяцев, на ли ниях до в — не реже одного раза в год, кабельные колодцы — не реже одного раза в год. Периодически в сроки, установленные местными инструкциями, кабельные линии осматривает инженерно-технический персонал. Недостатки, обнаруженные при осмотрах, заносят в журнал де фектов кабельных линий. Журнал просматривает инженерно-техни1 0 0 0 1 0 0 0 Ю Заказ 343 145 ческий персонал, который устанавливает сроки устранения обнару женных неисправностей. Трассы кабельных линий могут быть проложены по открытым и закрытым территориям. Открытыми территориями являются город ские проезды, улицы, переулки, площади, парки и т. д. На этих тер риториях различные строительные и земляные работы производят с учетом специальных правил, утвержденных местными Советами. К закрытым территориям относятся территории заводов, фаб рик, учреждений, воинских частей и различных предприятий, огражденные заборами и имеющие персонал для охраны. Руково дители этих предприятий по требованию организации, эксплуати рующей кабельные сети, выделяют лиц, ответственных за сохран ность кабельных линий, проходящих по территории предприятий. На генеральном плане предприятий указывают границы охранной зоны с отметкой о запрещении выполнения земляных работ в ее пределах без вызова представителя организации, эксплуатирующей кабельные линии. Охранная зона представляет собой площадь над подземными кабельными линиями и по ж в обе стороны от край них кабелей. При осмотре кабельных трасс, проложенных в земле, монтеры проверяют состояние трасс, их доступность для ремонта, отсутствие завалов и размыва и т. д. Кабельные линии, проложенные через реки и водоемы, осматри вают водолазы. Особенно тщательно проверяют отсутствие размы ва грунта в местах перехода кабелей с берегов в воду. Осмотр открыто проложенных кабельных линий в кабельных сооружениях (коллекторах, туннелях, колодцах) производится дву мя лицами. Вскрытие колодцев и туннелей в газифицированных городах и поселках выполняется в порядке, согласованном с ин спекцией газовой сети, так как перед началом работ или осмотров кабельных колодцев и туннелей необходимо проверить, нет ли в них газа. В случае работ в колодцах необходимо пользоваться вентилятором, нагнетающим по шлангу свежий воздух, причем один, из работающих должен дежурить у люка колодца, при рабо тах в туннелях необходимо включать систему вентиляции. При осмотре кабельных сооружений проверяют исправность вентиля ции и освещения, измеряют температуру в сооружении, прове ряют состояние антикоррозийного покрытия металлических оболо чек, расстояние между кабелями, отсутствие их провеса и смеще ния, наличие и правильность маркировки. О х р а н а к а б ел ь н ы х л и н и й . Эксплуатационный персонал кроме планового обхода кабельных трасс следит за сохранностью ка бельных линий при различных работах вблизи них. Согласно дей ствующим Правилам по охране электрических сетей напряжением до и выше в вскрытие кабельных трасс или земляные работы вблизи них производят только с разрешения организации, эксплуа тирующей кабельные сети. При этом надзор за сохранностью ка белей должен быть обеспечен на все время работ, а вскрытые кабели должны быть укреплены - и защищены от механических повреждений (рис. 79). 1 1 0 0 0 (46 *) <0 Рис. 79. Защита кабелей от механических повреждений: о— начало работы при разрытии траншеи механизмами, б— вскрытие кабелей вруч ную и ограждение места их расположения, « — окончательная защита кабелей в тран шее, г — защита кабелей в трубах; 1 — плакаты, 2 — контрольный шурф для уточне ния места расположения кабелей, 3 —труба, 4 — подвеска на досках 10* 147 Места производства земляных работ по степени опасности ме ханических повреждений кабельных линий делятся на две зоны: я зона — работа на трассах кабельных линий или на рассто нии до м от крайней кабельной линии напряжением выше в. я зона — работа на трассах кабельных линий напряжение до з,или на расстоянии более м от крайнего кабеля напря жением выше в. При работах в 1-й зоне все кабельные линии напряжением выше в по возможности отключают и осуществляют постоян ный надзор за ними в течение всего времени производства работ. По вызову прораба организации, производящей разрытие, пред ставитель организации, эксплуатирующей кабельные линии, имея на руках план трассы кабельных линий и комплект предупреди тельных и запрещающих плакатов, выполняет на месте работ сле дующее: проверяет, есть ли у производителя работ разрешение местно го Совета на производство работ, план расположения подземных сооружений и согласованный проект работ; выясняет содержание и объем земляных работ, а также сроки их выполнения; проверяет по чертежу расположение кабельных линий, указы вает прорабу трассу этих линий и намечает границы безопасного производства работ (границы намечают шнурком, натянутым меж ду колышками, у границ вывешивают предупредительные пла каты) ; требует, чтобы в его присутствии было произведено контроль ное шурфование для точного определения местонахождения ка бельных линий; выдает письменное разрешение на производство работ с указа нием требований по обеспечению сохранности кабелей и границ производства работ: следит за •выполнением всех мер предосторожности: раскопка на глубину более 0,4 м разрешается только лопатами; при разо гревании почвы в зимнее время горячие угли необходимо распо лагать не ближе чем на 150 мм от кабелей; работа механизмами разрешается на расстоянии не менее м от ближайшего кабеля; применение клин-бабы и других аналогичных ударных инструмен тов допускается на расстоянии не менее 5 м от кабелей; следит, чтобы вскрытые кабели и соединительные муфты были надежно защищены деревянными коробами и укреплены, а на коробах были установлены предупредительные плакаты; предупреждает производителя работ, что на расширение наме ченной и согласованной зоны раскопок необходимо получить даполнительное разрешение; сообщает дежурному диспетчеру номера кабельных линий на пряжением выше в, попадающих в зону раскопок, для от ключения этих линий. При невыполнении мероприятий по охране кабельных линий 1 1 1 0 0 0 2 1 0 0 0 1 1 0 0 0 1 0 0 0 1 1 0 0 0 148 или при повреждении кабеля представитель электрической сети составляет акт о нарушении правил охраны кабельных линий и за прещает работы до устранения допущенного нарушения. По окончании земляных работ в присутствии представителя электросети с кабелей снимают короба, затем кабели осматривают и засыпают песком или мелким просеянным грунтом. Грунт под кабелем необходимо тщательно трамбовать во избежание его прогиба. Кабели напряжением выше 1000 в при засыпке защищают от механических повреждений кирпичом или бетонными плитами. В паспортах кабельных линий указывают место, дату раскопки и организацию, производившую раскопку. После земляных работ кабельные линии напряжением выше в, попавшие в зону работ, испытывают повышенным напря жением, до в — мегомметром; сроки и количество повторных испытаний кабелей устанавливает администрация сетевого района или электрической сети. Результаты повторных испытаний заносят в паспорт кабельных линий. В целях сохранности кабельных сетей электромонтер по над зору за трассами кабельных линий периодически разносит письма администрации заводов, фабрик и других предприятий, учрежде ний, домоуправлений, по территории которых проложены кабели, с напоминанием о том, что не разрешается производство какихлибо раскопок или возведение сооружений без согласования с организацией, эксплуатирующей кабельную сеть, а также произ водство земляных работ без представителя этой организации. Кро ме того, он требует назначения ответственных лиц по наблюдению за трассами указанных кабельных линий. Профилактические испытания кабельных линий. Важным ви дом мероприятий по эксплуатации кабельных линий являются периодические профилактические испытания. Профилактические испытания кабельных линий производят по графику. Цель их — выявление ослабленных мест в изоляции кабелей и муфт и предуп реждение их аварийных повреждений. Профилактические испытания изоляции кабельных линий вы полняют высоковольтным мегомметром (1000—2500 в) и повы шенным напряжением постоянного тока от испытательной уста новки. При проверке изоляции мегомметром выявляют грубые на рушения изоляции и повреждения жил кабеля (обрыв жил, зазем ление фаз и т. д.). Кабельные линии напряжением до 1000 в испы тывают только мегомметром. Согласно Правилам технической эксплуатации кабельные ли нии напряжением 3 кв испытывают повышенным напряже нием постоянного тока не реже одного раза в год, автоматизиро ванные, кабельные линии и линии, работающие в нормальных условиях, можно испытывать не реже одного раза в три года. Кабельные линии напряжением 10 кв испытывают в течение 5 мин напряжением постоянного тока 50—70 кв с отключением линии от сети. Выбор величины испытательного напряжения в этом интервале, а также периодичность испытаний для конкрет 1 0 0 0 1 0 0 0 — 1 0 149 ных участков сети зависят от местных условий и устанавливает их главный инженер электросети. Кабельные линии напряжением кв периодически испытывают как с отключением от сети постоянным напряжением 30—50 кв в течение 5 мин, так и без отключения от сети постоянным напря жением 20—24 кв в течение 3 мин. Новые кабельные линии при приемке в эксплуатацию испыты вают в течение мин постоянным напряжением, равным -крат ному значению номинального линейного напряжения. Ремонт кабельных линий. При повреждении кабельной линии определяют место повреждения, его вырезают и устанавливают причину повреждения для разработки противоаварийных меро приятий. Результаты испытаний кабельных линий, причины их по вреждений, содержание ремонта с указанием фамилий лиц, про изводивших ремонт, заносят в паспорта кабельных линий. Плановый ремонт кабельных линий, проложенных в кабельных сооружениях, трансформаторных подстанциях и распределитель ных пунктах, выполняется одновременно с ремонтом оборудова ния и заключается в периодическом покрытии брони линий черным кузбасским или асфальто-битумным лаком, в прогреве концевых заделок или, при необходимости, переделке их. В случае повреж дения кабельных линий (при профилактических испытаниях, элек трическом пробое изоляции, механическом повреждении и т. д.) производят ремонт линий, заключающийся в определении места повреждения, производстве раскопок и монтаже одной или двух соединительных муфт с прокладкой вставки кабеля. Эти работы выполняет специализированная ремонтная бригада монтеров-кабелыциков. Причинами повреждения кабельных линий в эксплуатации яв ляются механические повреждения (около 40—50% всех повреж дений в большинстве городских сетей), вытяжка токоведущих жил кабеля из гильз, коррозия свинцовой или алюминиевой оболочки, дефект монтажа соединительных и концевых муфт, дефект про кладки кабеля и заводские дефекты. После ремонта кабельную линию напряжением выше в испытывают повышенным на пряжением, до 1000 в — мегомметром на 2500 в. 6 1 0 6 1 0 0 0 Контрольные вопросы 1. Из каких основных элементов состоит электрический кабель и их на значение? 2. Из каких материалов и каких сечений выполняются жилы кабелей? 3. Из каких материалов выполняется изоляция жил кабелей? 4. Как расшифровываются марки кабелей? 5. Какие расстояния необходимо соблюдать от кабельной линии до различ ных сооружений? 6. Составьте перечень технической документации, необходимый для приемки кабельной линии в эксплуатацию. 7. Когда и для чего измеряют токовые нагрузки на кабельных линиях? 8. Как и почему попадают блуждающие токи на оболочки силовых кабелей и ;сакая зона является опасной? 9. Какие мероприятия проводятся по охране кабельных линий при произу водстве вблизи них земляных работ? 150 Глава V II ВОЗДУШ НЫ Е ЛИНИИ Электрической воздушной линией (ВЛ) называют устройство для передачи и распределения электроэнергии по проводам, распо ложенным на открытом воздухе и прикрепленным изоляторами и арматурой к опорам или кронштейнам инженерных сооружений (мостов, путепроводов и т. п.). Электрические воздушные линии преимущественно применяют для передачи и распределения электрической энергии вне города. В городских условиях, в районах застройки до' пяти этажей и осо бенно на окраинах городов, широко применяются воздушные Линии напряжением до в и линии напряжением кв небольшой протяженности. Электрическая воздушная линия состоит из следующих основ ных элементов: опор, изоляторов, проводов и различной арматуры для изоляторов и проводов. Элементы воздушной линии должны обладать достаточной механической прочностью, поэтому для ВЛ производят кроме электрических и механические расчеты, которые определяют материал и сечение проводов, типы изоляторов, рас стояние между проводами, типы опор, расстояния между опорами и т. д. Для ВЛ напряжением —10 кв разработаны типовые про екты с учетом климатических условий и местных особенностей. Из этих проектов выбирают необходимые данные для сооружения линий. Воздушные линии разделяются по напряжениям на группы: ВЛ до 1000 в включительно, ВЛ выше 1000 в до 35 кв, ВЛ ПО—330 кв, ВЛ 400—500 кв и выше. Для каждой группы ВЛ Правила устройства электроустановок предусматривают различные требо вания в части расчетных условий и конструкции. Каждая воздушная линия имеет номер или условное обозначе ние. На каждую ВЛ заводят паспорт, в котором указывают ее схему, длину, технические характеристики (напряжение,' сечение и материал проводов, типы опор и т. д.) и эксплуатационные дан ные (даты ремонтов, состояние опор и т. д.). 1 0 0 0 6 — 1 0 6 § 36. О поры Назначение и конструкции опор. Опоры ВЛ в зависимости от назначения и места установки на трассе могут быть промежуточ ными, анкерными, угловыми, концевыми и специальными. П р о м е ж у т о ч н ы е о п о р ы (рис. 80, а и б) служат для под держания проводов на прямых участках линий. На промежуточ ных опорах провода крепят штыревыми изоляторами. Пролеты между опорами для линий напряжением до в составляют а для линий до кв равны 60 м. А н к е р н ы е о п о р ы (рис. 81) устанавливают также на пря мых участках трассы и на пересеченных с различными сооруже1 0 0 0 3 5 — 4 5 1 0 151 ниями. Анкерные опоры имеют жесткую и прочную конструкцию, так как в нормальных условиях воспринимают усилия от разности тяжения по проводам, направленные вдоль ВЛ, а при обрыве про водов они должны выдержать тяжение всех оставшихся проводов в анкерном пролете. Провода на анкерных опорах крепят наглухо к подвесным или штыревым изоляторам. Расстояние между анкер ными опорами для ВЛ напряжением 10 кв около 250 м. Рис. 80. Опоры воздушных линий: а и б — промежуточные, в — угловая с подкосом, г — угловая с проволоч ной оттяжкой К о н ц е в ы е о п о р ы , являющиеся разновидностью анкерных опор, устанавливают в начале и конце линии. Они должны выдер живать постоянно действующее одностороннее тяжение проводов. У г л о в ы е о п о р ы (см. рис. 80, в и г) ставят в местах, где меняется направление трассы ВЛ. К специальным опорам относятся п е р е х о д н ы е о п о р ы , размещаемые в местах пересечений линиями электропередачи раз личных сооружений или препятствий (например, рек, железных до рог и т. п.). Эти опоры отличаются от других опор данной линии высотой или конструкцией. Опоры изготовляют из дерева, металла, железобетона, а также делают составными, сопрягая деревянную стойку опоры с деревян ной или железобетонной приставкой. Для ВЛ напряжением до 10 кв применяют в основном деревян ные опоры, что обусловлено простотой обработки древесины и ее дешевизной по сравнению со сталью и железобетоном. Опоры изго товляют из сосны, реже из лиственницы, ели или пихты. Диаметр 152 в верхнем отрубе сосновых бревен для опор и основных деталей должен быть не менее 15 см для линий напряжением до 1000 в и 16 см — для линий напряжением кв. Основным недостат ком деревянных непропитанных опор является их недолговечность. Так, срок службы сосновых опор в среднем равен 4—5 годам, а опор из ели или пихты 3—4 годам. 1 — 1 0 Рис. 81. Анкерная опора воздушной линии напря жением 6—10 кв По конструкции деревянные опоры разделяют на следующие типы: одинарные; А-образные, состоящие из двух стоек, расходя щихся к основанию; трехногие, выполненные из трех стоек, сходя щихся к вершине; П-образные, состоящие из двух стоек и соедини тельной горизонтальной траверсы вверху (поперечный брус); АП-образные, состоящие из двух А-образных опор и соединитель ной горизонтальной траверсы. Применяются также составные опоры, состоящие из стойки и приставки (пасынка). В этих случаях участок сопряжения стойки с приставкой должен быть не менее 1300 мм (рис. 82). Стойки соединяют с приставками при помощи бандажей из стальной про волоки. Для промежуточных опор бандажи выполняют из десяти витков проволоки диаметром 4 мм, для анкерных, угловых и концевых опор — из росьми витков проволоки диаметром 5 мм. Проволочные бандажи закрепляют болтами, подкладывая под головку болтов и под гайки прямоугольные шайбы из полосовой стали. Стальные опоры изготовляют из труб или профильной стали. Железобетонные опоры выпускаются заводами в виде полых стоек круглого сечения с уменьшающимся по ступеням наружным диа метром и прямоугольные также с уменьшающимся сечением к 153 вершине опоры. На завода^ также производят и железобетонные приставки круглого или прямоугольного профиля. Применение железобетонных приставок и деревянных стоек, пропитанных анти септиком, значительно удлиняет срок службы опоры. Опоры независимо от их типа могут выполняться с подкосами или оттяжками (см. рис. 80, в и г). Рис. 82. Сопряжение стойки деревянной опоры с пристав кой: а — деревянной, б — железобетонной; / — приставка, 2 — нижняя часть опоры, 3 — проволочный бандаж, 4 — нижняя часть приставки, 5 — продольная арматура, 6 — поперечная арматура На всех опорах ВЛ на высоте 2,5—3,0 м от земли указывают их порядковый номер и год установки. Защита деревянных опор от загнивания. Для увеличения срока службы опоры пропитывают антисептиками, значительно замед ляющими процесс гниения древесины. При антисептировании опор, находящихся в эксплуатации, анти септический бандаж накладывают на опору в местах, подвержен ных гниению (на верхний отруб опоры и на подземную часть опо ры). Антисептический бандаж представляет собой лист толя, на который нанесен слой антисептической пасты. Все трещины, места сопряжений и врубок промазывают антисептической пастой. Верх бандажа и продольный шов закрепляют толевыми гвоздя ми, под шляпки которых навертывают проволоку. Выступающую часть бандажа и опору над бандажом обмазывают горячим биту мом. Для верхнего отруба опоры бандаж вырезают в виде непол ного круга. Места наложения бандажей в зависимости от уровня грунтовых вод приведены на рис. 83. 154 Существуют антисептические пасты различных составов. Наи более распространены пасты, состоящие из фтористого натрия (40%), кузбасского лака (50%), воды (10%), а также уралита (фтористого натрия 85% и динитрофенола 15%) и его смеси. Что бы бандажи не слипались при упаковке в пакеты, их пересыпают торфяной крошкой. Рис. 83. Наложение антисептических бандажей на опоры при уровне 4 грунтовых вод: а — выше уровня земли, 6 — ниже уровня земли на 1,2 м, в — ниже уровня земли на 1,4—2 м, г — ниже уровня земли на 2,5 м, д — при отсутствии грунтовых вод. е — способ обмазки бандажа битумом и закрепление бандажа гвоздями Монтерам, выполняющим работу по накладыванию антисепти ческого бандажа, следует принимать меры предосторожности во избежание попадания антисептика на кожу и на слизистую оболоч ку глаз. § 37. И золяторы При креплении проводов ВЛ к опорам применяют изоляторы и крюки, а при креплении к траверсе — изоляторы и штыри. Для ВЛ напряжением до 1000 в используют штыревые фарфоровые изоляторы следующих типов (рис. 84): ТФ, АИК, ШН, ШЛН и для ответвлений ШО, а также стеклянные изоляторы типа ТС. Крюки и штыри для крепления изоляторов показаны на рис. 85. Для ВЛ напряжением до 1000 в используют крюки КН, изготовляе мые из круглой стали диаметром 12—18 мм в зависимости от типа изолятора, и штыри . 1 1 1 1 1 155 На ВЛ напряжением б кв применяют штыревые изоляторы ШФ с крюками КВ-22 и штырями ШН-21. На ВЛ напряжением 10 кв устанавливают штыревые изолято ры ШФ-10 с крюками КВ-22 и штырями ШУ-22. Изоляторы ШФ-10 отличаются от изоляторов ШФ размерами и изготовляются каж дый в трех исполнениях — Д, Б и В, отличающихся конструктивно - 6 - 6 а) 6) в) В) Рис. 84. Изоляторы для воздушных линий: а — штыревые ТФ и ШН, б — штыревой ШО, в — штыре вой ШФ-6А и ШФ-10А, г — штыревой ШФ-10Б, д — под весной П % (см. рис. 84,в и г). В местах анкерных креплений используют подвесные изоляторы типа П (см. рис. 84, д). Изоляторы прочно навертывают на крюки или штыри с помощью пакли, пропитанной суриком либо олифой, или специаль ных полиэтиленовых колпачков, надевающихся на штыри или крюки. Расположение изоляторов на опоре различное. Так, для ВЛ напряжением до в при четырехпроводной линии изоляторы располагают по два с каждой Стороны опоры вразбежку с соблю дением расстояний между ними по вертикали не менее 400 мм, при этом нулевой провод размещают ниже фазовых проводов- со стороны столба, обращенной к домам. При трехпроводной линии напряжением кв два изолятора находятся с одной стороны опоры, третий — с другой. Изоляторы должны быть чистыми, без трещин, сколов и повреждений глазури. 1 0 0 0 6 — 1 0 § 38. Провода Провода воздушных линий должны обладать достаточной ме ханической прочностью. 156 По конструкции провода могут быть однопроволочные или многопроволочные. Однопроволочные провода состоят из одной медной или стальной проволоки и применяются исключительно для линий напряжением до в. Многопроволочные про вода, изготовляемые из ме ди, алюминия и его сплавов, стали и биметалла, состоят из нескольких скрученных проволок. Эти провода по лучили широкое распростра нение благодаря большей механической прочности и гибкости по сравнению с од нопроволочными проводами тех же сечений. $11 Медные провода, вслед ствие дефицитности меди, на воздушных линиях не при меняются. Широко применя ются на ВЛ алюминиевые многопроволочные провода марки А. Стальные провода для предохранения от атмо сферных воздействий оцин ковывают. Одножильные I стальные провода имеют марку ПСО, многопроволоч в) ные — ПС или ПМС, если материалом провода служит Рис. 85. Штыри и крюки для креп медистая сталь. ления изоляторов: а — крюк КН-1'6, б — крюк КВ-22, в — Сталеалюминиевые про стальной штырь ШН или ШУ вода марок АС и АСУ (уси ленные) состоят из несколь ких скрученных стальных проволок, поверх которых расположены алюминиевые проволоки. Эти провода обладают значительно боль шей механической прочностью по сравнению с алюминиевыми. Неизолированные алюминиевые провода изготовляют следую щих сечений: , 10, 16, 25, 35, 50, 70, 95, 120 мм2. Сечения прово дов ВЛ определяются расчетом в зависимости ог передаваемой мощности, допустимых падений напряжения, механической проч ности, длины пролетов и др., но они должны быть не меньше ука занных в табл. 13. На промежуточных опорах провода крепят к штыревым изоля торам зажимами или вязальной проволокой из того же материала,, что и провод, который не должен иметь изгибов. Способы вязки проводов (рис. ) зависят от места их распо ложения на изоляторе — на головке (головная вязка) или на шей ке (боковая вязка). 1 0 0 0 6 8 6 157 Таблица 13 Минимальные сечения проводов воздушных линий электропередачи ---------------------------------- 1___ ____________________________ Минимальные сечения проводов, мм9 Материал проводов М е д ь ....................................... Сталь ....................................... Алюминий ............................ ВЛ напряже нием выше 1000 в 25 25 35 ВЛ напряже нием до 1000 в 6 25 16 ответвлений от ВЛ к вводам в здания при пролетах, м до 10 2,5 12,504 6 10-25 4 12,504 10 На анкерных, угловых и концевых опорах провода ВЛ напря жением до 1000 в крепят закручиванием проводов так называемой заглушкой (рис. 87, а), а провода ВЛ напряжением выше 1000 в — Рис. 86. Вязка проводов на штыревых изоляторах: а — головная, б — боковая, в — при помощи зажимов петлей (рис. 87,6). На анкерных и угловых опорах, в местах пе рехода через железные дороги, проезды, трамвайные пути и на пересечениях с различными силовыми линиями и линиями связи, применяют двойное крепление проводов (рис. 87, в). Соединение проводов производят плашечными зажимами (рис. 88, а), обжатым овальным соединителем (рис. 88,6), оваль ным соединителем, скручиваемым специальным приспособлением {рис. 88, в), а также сваркой с помощью термитных патронов и специального аппарата. Однопроволочные стальные провода мож 158 но сваривать внахлестку, используя небольшие трансформаторы. В пролете между опорами не должно быть более одного соедине ния, а в пролетах пересечений ВЛ с различными сооружениями соединение проводов не допускается. На опорах соединения выподпяют так, чтобы они не подвергались механическим усилиям. Рис. 87. Крепление проводов на штыревых изоляторах: а — заглушкой, б — петлей, в —двойным подвесом Высотой подвеса линии называется расстояние от земли до места крепления провода на изоляторе опоры (рис. 89). Наимень шее расстояние от земли до провода находится в.середине про лета. о) ------^ -----«Д»----в) в) Рис. 88. Способы соединения проводов: а — плашечным зажимом, б — обжатым овальным соеди нителем, в — скрученным овальным соединителем Стрелой провеса называется расстояние по вертикали от низ шей точки провода в пролете до прямой линии между точками крепления провода на опорах (см. рис. 89). Стрела провеса про вода зависит от температуры воздуха, длины пролета, внешней на грузки на провод (ветер, гололед), материала и сечения провода. 159 Максимальная стрела провеса для ВЛ напряжением до в при обычных пролетах 35—45 м составляет до 1,2 м. Габаритом провода над землей называется расстояние от про водов до поверхности земли при наибольшей стреле провеса (см. рис. 89). 1 0 0 0 Д лина пролета Высота подвеса Габарит провода Рис. 89. Габариты воздушных линий Габаритом ВЛ при пересечениях называется наименьшее рас стояние от проводов линии по вертикали до поверхности шоссей ных и железных дорог, рек, проводов линий связи при пересечении их воздушной линией. Г абаритом ВЛ при сближениях называется наименьшее допу стимое расстояние от проводов ВЛ до различных объектов при прохождении линии параллельно этим объектам (например, зда ниям, строениям и т. д.). Габарит провода над землей, а также габариты ВЛ при пере сечениях и сближениях устанавливаются Правилами устройства электроустановок (ПУЭ) в зависимости от группы ВЛ и местности, по которой проходит трасса линии. В населенных местностях ПУЭ установлены следующие габариты провода над землей: для ВЛ напряжением до 1000 в не менее м, а при пересече нии улиц ответвлениями от ВЛ к вводам в здания расстояние от проводов до тротуаров и пешеходных дорожек должно быть не менее 3,5 м; для ВЛ напряжением —10 кв не менее 7 м. При пересечении ВЛ с железными дорогами габарит провода от головки рельсов согласно ПУЭ должен быть 7,5 м\ при пересе чении воздушной линией напряжением до в трамвайной и троллейбусной линий — соответственно и 9 м при расстоянии от проводов ВЛ до несущего троса или контактного провода не ме нее 1,5 м\ при пересечении воздушной линией напряжением — кв трамвайной и троллейбусной линий — соответственно и м при расстоянии до несущего троса или контактного про вода 3 м. Расстояние от проводов ВЛ напряжением до 1000 в при наибольшем их отклонении от зданий и строений допускается 6 6 1 0 0 0 8 6 1 0 9 , 5 1 1 460 не менее 1,5 м до балконов и окон и 1 ж до глухих стен; для ВЛ напряжением 6—10 к в — не менее 2 м. Прохождение ВЛ над зда ниями не допускается. В целях экономии средств возможна совместная подвеска на общих опорах проводов ВЛ напряжением не более 380/220 в, про водов радиосети (PC) и проводов уличного освещения, а также совместная подвеска проводов ВЛ напряжением до 10 кв и прово дов радиосети. При этом провода ВЛ напряжением 380/220 в рас полагают над проводами PC и расстояние по вертикали от ниж него провода ВЛ до верхнего провода PC независимо от их раз мещения на опоре должно быть не менее 1,5 м, а между прово дами ответвлений от ВЛ и проводами PC на вводах в здания по горизонтали не менее 1,5 м. Провода PC, как правило, распола гают по одной стороне опоры. При совместной подвеске на общих опорах проводов ВЛ напря жением кв и проводов радиосети с напряжением между про водами более 360 в провода ВЛ располагают также над провода ми PC, при этом расстояние по вертикали от нижнего провода ВЛ до верхнего провода PC должно быть не менее 1,2 ж и радиотранс ляционные сети должны удовлетворять специальным требованиям. 1 — 1 0 § 39. Эксплуатация воздуш ны х линий Воздушные линии периодически осматривают электромонтеры по обходу трасс и инженерно-технический персонал. Периодичность осмотра ВЛ напряжением выше 1000 в в зависимости от местных условий и назначения линии устанавливает главный инженер элек трической сети, но не реже одного раза в шесть месяцев. Инженер но-технический персонал осматривает линии не реже одного раза в год. Верховые осмотры линий с выборочной проверкой состояния проводов в местах крепления их на опорах производят не реже одного раза в шесть лет. Внеочередные осмотры производят при гололеде, после грозы, бури, автоматического отключения ВЛ. Выявленные во время обхода дефекты отмечают в листе обхо да; дефекты, требующие устранения, заносят в журнал дефектов. При обнаружении неисправностей, угрожающих бесперебойной работе линии, вызывают дежурную бригаду для ликвидации по вреждения. Лицо, обнаружившее повреждение, должно находиться на месте до приезда дежурной бригады и отключения поврежден ного участка линии. Ремонт воздушных линий и вводов. Текущий ремонт воздушных линий и вводов проводит ремонтная бригада или бригада эксплуа тационного участка по наряду в соответствии с графиком работ. Перед началом работ мастер учитывает все недостатки, выявлен ные при осмотре линии, и подготовляет необходимые материалы, инструмент и приспособления. 11 Заказ 343 I 161 В объем текущего ремонта входят: выправка и укрепление опор, подтяжка бандажей, проверка крюков и штырей, замена негодных и очистка загрязненных изоляторов, подтяжка отдельных участков проводов линии и вводов, проверка надежности соедине ний проводов и контактов, проверка предохранителей и перемы чек, восстановление нумерации столбов и вводов, проверка габари тов линии и вводов, очистка проводов от набросов, ’ ремонт и окраска кабельных спусков и концевых муфт, проверка состояния верхней части опор и спусков заземления. На деревянные опоры поднимаются при помощи монтерских когтей и предохранительного пояса. На антисептированных опорах необходимо работать в брезентовых рукавицах, предохранитель ных очках и в специальной брезентовой одежде. Подъем на желе зобетонные опоры производится с применением когтей с резино выми накладками. Наиболее удобно выполнять работы по ремонту воздушных линий с телескопической вышки, имеющей подъемную корзину. При капитальном ремонте ВЛ заменяют опоры, устанавливают новые приставки, заменяют негодные изоляторы, подтягивают и заменяют провода. Выполняют капитальный ремонт воздуш ных линий по мере необходимости в зависимости от их состоя ния. Капитальный ремонт ВЛ производит ремонтная бригада под руководством мастера. Количество человек в бригаде зависит от объема и сроков работ. По окончании ремонта мастер вносит все изменения в схему и паспорт ВЛ и делает отметку в паспорте о проведении ремонта линии. Ремонт ВЛ производят со снятием напряжения и выполнением необходимых мер в соответствии с правилами техники безопасно сти (наложение заземления, вывешивание плакатов и пр.). Проверка опор на загнивание. Степень загнивания опор опре деляют один раз в три года после четвертого года установки опор. При наружном осмотре выявляют внешнее круговое загнивание древесины и местное загнивание (отдельные очаги). Простукива нием определяют загнивание сердцевины: чистый звонкий звук характеризует здоровую древесину, глухой звук указывает на наличие загнивания. Простукивают опрры в сухую и неморозную погоду, так как при простукивании влажной или мерзлой древеси ны звук искажается. Глубину загнивания опор измеряют в опасных сечениях, (выше уровня грунта на 0,2—0,3 м и в земле на глубине 0,2—0,3 м от уровня грунта) в нескольких точках, расположенных по окружности опоры. Измерение производят прибором, металли ческая игла которого прокалывает дерево, фиксируя прилагаемое усилие в килограммах. Древесина считается здоровой, если на про кол первых слоев требуется приложить усилие более 30 кГ. Глу-бину загнивания опор определяют как среднее арифметическое трех измеренных величин. По окончании измерения разрытое ме сто засыпают вынутым грунтом и тщательно трамбуют. 162 Здоровая часть древесины опор и приставок не должна быть менее определенных допустимых величин. Наименьший допустимый диаметр Д я оставшейся здоровой части древесины деревянной опоры и приставки в опасном сечении определяют по формуле a’ - a ° V й гсд» где Др — расчетный диаметр опоры или приставки в опасном се чении, принимаемый по проекту; К — допустимый запас прочности в опасном сечении; С — коэффициент износа. Допустимые запасы прочности и коэффициент износа приведе ны в табл. 14. Таблица 14 Минимальные допустимые в эксплуатации запасы прочности К деревянных опор и их деталей и коэффициент износа С диаметра опор и их деталей в опасном сечении Сосна Детали Стойки, приставки одно стоечных о п о р .................... Стойки, приставки, под траверсные брусья' П- и А-образных о п о р ................ Дуб, лиственница К в к С 1,7 0,8 1,4 0,74 1.4 0,74 1,2 0,7 Результаты измерений загнивания заносят в ведомость, после чего мастер дает заключение: оставить опору в эксплуатации,, взять под контроль, сменить при очередном капитальном ремонте или немедленно. На основании данных о загнивании древесины составляют план и определяют объем работ и потребность в дре весине. Измерение габаритов воздушных линий. Первоначальные габа риты ВЛ в процессе эксплуатации изменяются из-за вытягивания проводов, наклона опор, переустройства существующих или соору жения новых дорог, насыпей и т. д. Габариты измеряют: без снятия напряжения при помощи теодолита (угломерный инструмент) и изолирующих штанг, испытанных в соответствии с существующими нормами; со снятием напряжения при помощи веревки, рулетки, рейки. Результаты измерений заносят в ведомость измерения габа ритов. Измерение нагрузок и напряжений на воздушных линиях. Н а грузки и напряжения на ВЛ напряжением до 1000 в измеряют один раз в год в период с октября по января, в часы макси мальных нагрузок. 1 11 1 163 Внеочередные замеры нагрузок и напряжений на этих ВЛ про изводят после таких работ, как замена проводов одного сечения на провода другого сечения, изменение схемы, переключение ряда вводов с одной фазы на другую (расфазировка), или при получе нии сообщения от потребителя о ненормальном напряжении. Н а грузку измеряют на головном участке и ответвлениях, напря ж ение— на головном участке, удаленных концах магистрали и отдельных вводах. Нагрузку и напряжение на линиях напряже нием до в измеряют с телескопической вышки или опоры, соблюдая при этом правила техники безопасности. Измерения на ВЛ выше 1000 в производят только на головных участках по стационарным приборам, установленным в распреде лительных пунктах или центрах питания. Результаты измерений заносят в специальные бланки. Охрана линии электропередачи. Электромонтер по обходу трасс ВЛ периодически извещает администрацию заводов, фабрик и дру гих предприятий, прорабов и начальников строительств, начальни ков жилищно-эксплуатационных контор, по территории которых проходят воздушные линии, о том, что производство каких-либо работ или возведение построек и сооружений вблизи трасс ВЛ без согласования с эксплуатирующей организацией не разрешает ся; напоминает о необходимости назначения лиц, ответственных за трассы ВЛ на территории предприятий, следит за отсутствием ра бот в охранной зоне (по 10 м от крайних проводов ВЛ до 10 кв). Устройство грозозащиты. На ВЛ напряжением до 1 кв раз рядники не устанавливают. На опорах ВЛ напряжением до ,1 кв для защиты людей, находящихся в зданиях, от грозовых перена пряжений в населенных открытых местностях, не экранированных высокими зданиями, выполняют заземляющие устройства. Сопро тивление заземляющих устройств не должно превышать 30 ом. Расстояние между ними должно быть не более 200 м для районов со средней грозовой деятельностью (10—40 грозовых часов в год) и не более м — для районов с повышенной грозовой деятель ностью (более 40 грозовых часов в год). Кроме того, заземляющие устройства выполняют на опорах с ответвлениями к вводам в здания, где может быть большое скопление людей (школы, больницы, клубы) или представляющие большую ценность (склады, животноводческие помещения), а так же на конечных опорах линий, имеющих ответвления к вводам; наибольшее расстояние от ближайшего защитного заземления должно быть не более м для районов со средней грозовой дея тельностью. Эти устройства используют для повторного заземления нулевого провода. На ВЛ напряжением —10 кв, проходящих по населенной за строенной местности, разрядники устанавливают при несоблюде нии определенных габаритов проводов на участках пересечения воздушной линии кв с линией электропередачи напряжением 35 кв и выше и на кабельных вставках в ВЛ. В последнем случае разрядники устанавливают на обоих концах кабеля. 1 0 0 0 1 0 0 1 0 0 6 6 — 164 1 0 Надзор за строительством линий. Администрация сетевого района при сооружении новых воздушных линий знакомится до начала работ е проектной документацией и организует периодиче ский технический контроль за строительными и монтажными рабо тами. Для этой цели выделяют квалифицированных электромонтеров, предварительно получивших инструктаж от инженера или мастера района. Электромонтер на месте контролирует правильность тех нологии и качество монтажа ВЛ. При сооружении новой ВЛ, прин ципиально отличающейся от существующих в районе, руководство района откомандировывает на строительство монтеров и мастеров для ознакомления с новыми методами монтажа и практического освоения их. Приемка линий в эксплуатацию. После окончания монтажных работ по сооружению ВЛ комиссия монтажной организации про изводит предварительную приемку смонтированной ВЛ и состав ляет акт предварительной приемки. Перед сдачей ВЛ в эксплуа тацию устраняют все дефекты и недоделки, отмеченные в акте предварительной приемки. При сдаче-приемке ВЛ производят следующие испытания: на воздушной линии напряжением до в проверяют все габариты проводов и фазировку ВЛ, испытывают сопротивление изоляции мегомметром на в, измеряют сопротивление заземления опор. На воздушных линиях напряжением выше 1000 в проверяют также соединение проводов и измеряют сопротивление изоляции мегом метром на 2500 в. Приемочная комиссия энергоуправления на основании личного осмотра ВЛ, ознакомления с технической документацией, подготов ленной строительно-монтажной организацией, и произведенных испытаний дает письменное разрешение на включение ВЛ под напряжение. Включение вновь сооруженных ВЛ под напряжение производится эксплуатационным персоналом после получения пись менного разрешения приемочной комиссии и письменного сообще ния строительно-монтажной организации о том, что работы на ВЛ окончены, персонал удален, заземление снято и воздушная линия подготовлена к включению, под напряжение. Включение линии производят «толчком» на рабочее напряжение, после чего прове ряют фазировку линии. При нормальной работе ВЛ составляют акт о включении ВЛ и приемке ее в эксплуатацию. С момента подписания акта ВЛ переходит в ведение эксплуатирующей организации. Строительно-монтажная организация передает приемочной ко миссии следующую техническую документацию: утвержденный проект линии с электрическими и механическими расчетами и исполнительными чертежами сооружений, а также документацию по отводу земель под трассу линии; исполнительный план трассы ВЛ; перечень отступлений от проекта; акты на скрытые работы по фундаментам и заземляющим 1 0 0 0 1 0 0 0 165 устройствам, акты осмотра выполненных переходов, пересечений и: другие строительно-монтажные акты; протоколы проверки сопротивления заземления и сопротивления соединений проводов (для линий напряжением выше в); протоколы проверок габаритов, испытаний, изоляции как всей линии, так и отдельных ее элементов; паспорт ВЛ; инвентарную опись ВЛ и вспомогательных сооружений. 1 1 0 0 0 Контрольные вопросы 1. Что называется воздушной линией и из каких элементов она состоит? 2. Какие применяются на ВЛ опоры и каково их назначение? 3. В чем заключаются мероприятия по увеличению сроков службы дере вянных опор? 4. Какие изоляторы и арматуру применяют для закрепления проводов на ВЛ? 5. Какими способами закрепляют провода на изоляторах и как сращивают провода? 6. Что называется габаритом провода над землей, габаритом при. пересе чениях и сближениях? 7. Что называется стрелой провеса провода? 8. В чем заключается эксплуатация воздушных линий? 9. Как определяют степень загнивания опор? 10. Составьте перечень технической документации, необходимой, для при емки ВЛ в эксплуатацию. Глава V III ИСПЫТАНИЯ И ИЗМЕРЕНИЯ В ГОРОДСКИХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ § 40. Испытания кабельных линий и обор удования При эксплуатации оборудования, кабельных и воздушных ли ний часто требуется произвести измерение сопротивления изоляции того или иного аппарата или линии. Для измерения сопротивления изоляции применяют переносный портативный прибор — мегом метр, состоящий из источника постоянного тока и измерительной схемы. Мегомметром также пользуются для фазировки кабельных и воздушных линий. Мегомметры различают по напряжению на разомкнутых зажи мах и по пределам измерения. В настоящее время выпускают ме гомметры с номинальным напряжением на разомкнутых клеммах 100, 500, 1000 и 2500 в с пределами измерения 100, 500, 1000, 10 000 Мом. Обычно шкала мегомметра отградуирована от 0 до сс Мом, но имеются мегомметры и со второй шкалой для опреде ления сопротивления в килоомах (ком). Для измерения сопротивления изоляции один вывод мегом метра соединяют проводником с заземляющим контуром или ко жухом аппарата, а другой — с испытываемой линией или выводом аппарата. Проводники, служащие для подключения прибора, долж ны иметь резиновую изоляцию типа магнето и изолирующие руко ятки. Оператор вращает мегомметр со скоростью примерно 2 об/сек и по шкале определяет сопротивление изоляции. Перед измерениями необходимо проверить целость проводников и ис правность мегомметра, для чего концы проводников, подключае мых к мегомметру, соединяют между собой и вращают ручку прибора. Стрелка на шкале прибора должна показать ноль, а при размыкании проводников конечную отметку шкалы — бесконеч ность (со). При фазировке кабельных или воздушных линий на одном конце заземляют один или два провода линии, затем при помощи мегомметра на другом конце линии находят в первом случае за земленный провод, во втором случае — провод, оставшийся незаземленным. После измерения мегомметром необходимо разрядить все провода линии, так как при подаче напряжения от мегомметра линия заряжается и прикосновение к заряженному проводу может вызвать поражение персонала разрядным током. Разряд произво дится соединением с землей испытываемых проводов в течение мин. Мегомметром проверяют также целость линий и обмоток аппа ратов (отсутствие обрывов), отсутствие соединения первичной и вторичной обмоток между собой (например, в силовых трансфор маторах), измеряют сопротивление изоляции обмоток аппарата по 2 167 отношению к земле (к корпусу аппарата). Наиболее распростра ненными являются мегомметры Ml 101 на 500 и 1000 в, МС-06 на 2500 в и универсальный мегомметр МС-05 на 500, 1000 и 2500 в. С помощью мегомметра определяют лишь грубые нарушения целости изоляции линии и аппаратов (заземление фазы, короткое замыкание между фазами). Поэтому после испытания мегоммет ром линии и аппараты испытывают повышенным напряжением. Высоковольтную аппаратуру, установленную в трансформаторных подстанциях и распределительных пунктах, испытывают повышен ным напряжением переменного тока частотой 50 гц в течение мин при вводе в эксплуатацию и периодически при капитальных ремонтах. Изоляцию обмоток силовых трансформаторов испыты вают повышенным напряжением только после ремонта в мастер ской или на месте. Величины испытательного напряжения для электрооборудова ния подстанций приведены в табл. 15. 1 Таблица 15 Величины испытательного напряжения переменного тока для электрооборудования Электрооборудование Фарфоровые опорные изоляторы, проходные изоляторы и в в о д ы ............................................... Измерительные трансформаторы, выключа тели ........................................................................... То же, при облегченной изоляции................ Силовые масляные трансформаторы . . . . Сухие трансформаторы.................................... Испытательное напряжение, кв, при номинальном напряжении, кв 6 10 32 42 29 19 22 14 38 29 31 21 Изоляцию кабельных линий испытывают повышенным напря жением постоянного тока от установки, принципиальная схема которой приведена на рис. 90. Напряжение от испытательной установки подают поочередно к каждой жиле кабеля, а две другие жилы вместе с оболочкой заземляют. При этом испытывается как изоляция жил по отноше нию к земле, так и междуфазовая изоляция. Испытание изоляции каждой жилы кабельной линии, находя щейся в эксплуатации, длится 5 мин. Напряжение плавно ( кв/сек) поднимают до испытательной величины и поддержи вают неизменным до конца испытания. На последней минуте испы тания записывают показания миллиамперметра и величину тока утечки. Если при испытании кабельной линии ток утечки будет нарастать, продолжительность испытания необходимо увеличить до 10 мин. При дальнейшем нарастании тока утечки испытание нужно продолжать до пробоя изоляции линии. 1 — 168 2 Если не произошло пробоев и увеличения тока утечки, линия считается выдержавшей испытание. Величина тока утечки не нор мируется и не является браковочным показателем. В период испытания кабель заряжается и длительно сохраняет заряд, поэтому после окончания испытания все жилы кабеля раз ряжают через ограничительное сопротивление R (см. рис. 90). R Рис. 90. Принципиальная схема установки для испы тания кабельных линий и оборудования: РП — рубильник, Б К — дверной блок-контакт, Я — предохра нители, Я Я — переключатель питания, Р Т р — регулировочный трансформатор, МП — магнитный пускатель, КУ — кнопки управления магнитным пускателем, РТ — токовое реле, ВН —• вольтметр накала, ТН — трансформатор накала, /(Л — кено тронная лампа, И Т р— испытательный трансформатор, LUPt и ШР2 — шунтирующие рубильники, РЗ — рубильник зазем ления, 3 0 — зажим для подключения испытываемого объек та, 33 — зажим для подключения заземления, R —ограни чительное сопротивление В городских сетях широко применяют испытательные установ ки, смонтированные на автомашине ГАЗ-69 (рис. 91). Такие уста-, новки промышленность не изготовляет, они монтируются эксплуа тационными или монтажными организациями. Установки собирают по схеме, указанной на рис. 90, и позволяют испытывать выпрям169 р' : ' " .... ' ............................................ ......... ..........• " v Рис. 91. Передвижная испытательная установка, смонтированная на автомашине ГАЗ-69 ленны м током изоляцию кабельны х линий и перем енны м током оборудован и е расп ред ели тельн ы х устройств. Т ехни ческая х а р а к т е ри сти ка устан овки п ри ведена ниж е. Технические данные установки Напряжение питающей сети, в ........................ 127/220 Максимальное напряжение, кв: при испытании постоянным током . . . 60 при испытании переменным током . . . 42,5 Максимальный ток, снимаемый со стороны выс шего напряжения (при испытании постоян ным током), м а ................................................ 30 О б о р у д о в а н и е н а п р я ж е н и е м в ы ш е 1000 в и а п п а р а т у р а р а с п о лож ен ы в задней части кузова и отделены сплош ны м текстолито вы м щ итом от отсека о п ер ато р а и ш оф ера. У п р авлен и е устан овкой о с у щ е с т в л я ет с я из о тсек а о п е р а т о р а и ш о ф ер а, д л я чего на т ек ст о литовом щ ите смонтированы электроизм ерительны е приборы и рукоятки управления. В установке предусм отрена блокировка — при откры ван и и зад н ей двери кузова р азр ы в ается цепь пи тан ия и в к л ю ч а е т с я н ож , з а зе м л я ю щ и й вы со к о во л ьтн у ю часть. К р о м е того, в т е к с т о л и т о в о м щ и те и м еет ся окно, ч ер ез ко т о р о е л и ц о , п р о и зводящ ее испы тание, м ож ет следить за апп аратурой и п олож е нием зазе м л я ю щ его н о ж а. К енотронн ую л ам п у , ап п ар ату р у , п р и боры и оборудование крепят при помощ и ам ортизационны х рези н о в ы х п р о к л а д о к и п р у ж и н во и з б е ж а н и е их п о в р е ж д е н и я от с о трясения. Н а ав т о м а ш и н е см о н ти р о в ан сп ец и ал ь н ы й б а р а б а н со ш л а н г о в ы м п р о в о д о м д л и н о й 3 0 м, п р и п о м о щ и к о т о р о г о у с т а н о в к а п р и 170 соединяется к сети. Кроме того, имеются барабан с проводом мар* ки ПВЛ (магнето) для присоединения испытываемого объекта к установке и барабан с неизолированным медным проводом для заземления корпуса машины. Автомашина укомплектована изоли рующими стойками для крепления провода ПВЛ и каната, ограж дающего автомашину при испытаниях. Монтаж проводов и отдельных частей установки выполнен от крыто, что позволяет легко проконтролировать и при необходимо сти быстро отремонтировать любой элемент схемы. § 41. О пределение мест повреж дений кабельных и воздуш ны х линий Повреждения кабельных линий подразделяются на следующие виды: повреждение изоляции, вызывающее замыкание одной жилы на землю; повреждение изоляции, вызывающее замыкание двух или трех жил на землю либо двух или трех жил между собой; обрыв одной, двух или трех жил без заземления или с заземле нием оборванных и необорванных жил; заплывающий пробой изоляции; сложные повреждения, представляющие собой комбинации из перечисленных выше видов повреждений. Для установления вида повреждения кабельной линии во мно гих случаях бывает достаточно измерить с обоих концов линии сопротивление изоляции каждой токоведущей жилы по отношению к земле и сопротивление изоляции между токоведущими жилами, а также определить целость т'оковедущих жил. Эти измерения про изводят мегомметром МС-06 на 2500 в или М-1101 на 500— 1000 в. Если мегомметром не удается обнаружить вид повреждения изоляции, то дополнительно испытывают повышенным напряжени ем от испытательной установки поочередно изоляцию токоведущих жил по отношению к металлической оболочке кабеля и изоляцию между жилами. После того как произведены все необходимые измерения, составляют схему вида повреждения кабельной линии и заносят ее в протокол измерений. Для определения места повреждения во многих случаях необ ходимо иметь малое переходное сопротивление в месте поврежде ния кабельной линии. Переходное сопротивление снижают до нуж ного предела, прожигая изоляцию в месте повреждения первона чально током от испытательной установки, затем от прожигатель ной установки и при необходимости током от генератора высокой частоты или трансформатора, присоединяемого к одному из концов линии. В городских сетях прожигательная установка совмещается с испытательной и монтируется на автомашине. Схема испытательно прожигательной установки приведена на рис. 92. Монтаж проводов и отдельных частей установки выполняют открыто, чтобы можно было легко проконтролировать состояние и осуществить ремонт 171 любого элемента схемы. Расположение оборудования, приборов и рукояток управления такое же, как в передвижной испытатель ной установке. В передвижных лабораториях последних выпусков стеклянные высоковольтные кенотронные и газотронные лампы за меняют кремниевыми выпрямителями. Процесс прожигания зависит от характера повреждения и со стояния кабельной линии. Так, при повреждении кабеля с сухой изоляцией прожигание проходит спокойно и через 15—20 мин сопротивление изоляции снижается до нескольких десятков ом; при повреждении кабеля с увлажненной изоляцией прожигание 172 п р о тек ает спокойно, но д л и тся б ольш ее вр ем я и сопроти влен и е у д а е т с я с н и з и т ь т о л ь к о д о 2 0 0 0 — 3 0 0 0 ом\ п р и п о в р е ж д е н и и к а бельной линии в м уф те п рож и ган и е дли тся до нескольких часов, а и н о гд а и суток, п р и ч ем со п р о ти в л ен и е р е зк о м ен я ется , то сн и ж а я с ь , то в о з р а с т а я , п о к а не н а ч н е т п о степ ен н о с н и ж а т ь с я . В не которы х случаях в про цессе п р о ж и ган и я м е сто повреж дения в м уф те заплы вает, и зо ляция восстанавливает ся и пробои прекра щ аю тся. При прож игании мест п овреж дени й к а бельны х линий, проло ж енны х открыто, на прим ер в туннелях, под в а л ах и других пом ещ е ниях, необходи м о в ы ставлять наблю дателей д л я о б н ар у ж ен и я мест повреж дений и предот вращ ен и я возм ож ности загорания кабелей. У становив характер повреж дения, бригада по и зм ер ен и ям в со ставе м астера и монте ра приступает к опре делению м еста п овреж дения кабельной линии. П ервоначально она оп ределяет зону по вр еж ден и я одним из сл е дую щ их м етодов: им пульсны м , м етодом колеб ательн ого р а зр я д а, петлевы м м етодом или ем костны м. И м п у л ь с н ы м м е т о д о м о п ред еляю т зону по вр еж ден и я к а б ельн ы х лини й при пом ощ и п ри бора И К Л -5 (и сп ы татель каб ел ей и л и н и й ) или Р5-1А . О б щ и й ви д п р и б о р а И К Л - 5 п р и в е д е н на р и с. 93. Д ан н ы й м етод основан на изм ерении времени м еж ду м оментом посылки в кабель прибором И К Л -5 кратковрем енного электриче ского и м п у л ьса и м о м ен то м в о зв р а т а и м п у л ьса, о т р а ж е н н о г о от м еста повреж дения. Н а экране электроннолучевой трубки прибора И К Л -5 при изм ерении видны лини я и м п ульса и лини я м асш табн ы х о т м е т о к в р е м е н и (ри с. 94). О тметки времени следую т через 2 мксек. В о вр ем я и зм ер ен и я ручкой со в м ещ ен и я и м п у л ьса со в м е щ аю т начало им пульса с началом м асш табны х отм еток и отсчи т ы в а ю т ч и с л о о т м е т о к о т н а ч а л а и м п у л ь с а а д о е г о о т р а ж е н и я Ь. Р а ссто я н и е от н а ч а л а линии до м еста п о вр еж д ен и я о п р ед ел яю т ум н ож ен и ем отсчитанного числа отм еток на скорость расп р о стр а- 173 нения импульса. На рис. 94, а показан экран электроннолучевой трубки прибора ИКЛ-5 в момент измерения на линии, имеющей короткое замыкание жил кабеля (отраженный импульс своей вер- • шинои направлен вниз). Для указанного случая число отметок /,о, поэтому место повреждения от начала линии находится на рас стоянии г /,-1 6 0 -2 ,8 -4 4 8 м, где 160 м/мксек — скорость распространения импульса по кабель ным линиям. Рис. 94. Изображение импульсов на экране прибора ИКЛ-5: ?змеРении на линии, имеющей короткое замыкание жил каоеля, о при обрыве жилы в муфте; / — линия импульса, 2 — сетка, 3 — линия отметок ри обрыве линии отраженный импульс своей вершиной на правлен вверх (рис. 94,6). Таким образом, импульсный метод позволяет определить не только место, но и характер повреждения. ^Импульсный метод в связи с простотой измерения и сравнитель ной точностью нашел широкое применение. М е т о д к о л е б а т е л ь н о г о р а з р я д а служит для опреде ления зоны повреждения в кабельных линиях при заплывающих пробоях. На поврежденную жилу при этом подается напряжение от выпрямительной установки. В случае пробоя в кабеле происходит колебательный процесс причем период колебания пропорционален расстоянию от места измерения до места повреждения. Прибором ЭМКС-58 определяют время первого полупериода колебания; шкала прибора для удоб ства измерения отградуирована в метрах. Общий вид и схема включения прибора ЭКМС-58 показаны на рис. 95. П е т л е в о й м е т о д применяется для определения зоны по вреждения кабельной линии в том случае, когда жилы кабеля не оборваны, а величина переходного сопротивления одной жилы на землю в месте повреждения находится в пределах до 5000 ом Вели переходное сопротивление более 5000 ом, необходимо произ 174 вести прожигание места повреждения для доведения сопротивления до требуемого предела. При определении зоны повреждения кабельной линии петлевым методом неповрежденную и поврежденную жилы соединяют на Рис. 95. Прибор ЭМКС-58: а — общий вид, б — схема включения прибора для измерения расстояния до места повреждения; t — делитель напряжения. 2 — зарядное сопротивление, 3 — провод. 4 — выпрямительная установка, 5 — прибор ЭМКС-58, 6, 7 и 8 — система заземле ния одном конце перемычкой, сечение которой не менее сечения жилы. Необходимо учитывать, что на результаты измерения сильно влия ют сопротивление перемычки между жилами кабеля и переходные сопротивления контактов в месте присоединения перемычки к жи лам. Соединения должны быть выполнены тщательно. Схема питается от ак кумулятора АКН-10-6, а при больших переходных сопротивлениях в месте повреждения— от сухих батарей БАС-60 или БАС80. Гальванометр присо единяют непосредственно к концам жил кабеля (рис. 96). Уравновешивая мост, определяют место по Рис. 96. Принципиальная схема измерения петлевым методом вреждения по формуле or т R1+R2’ где 1Х— расстояние от места измерения до места повреждения, м\ L — длина кабельной линии (если линия состоит из кабелей раз ного сечения, длину приводят к сечению наибольшей части линии), м\ R1 и R2 — сопротивления плеч моста, ом. 175 Измерение производят дважды, пересоединяя концы жил кабе ля ^на зажимах моста. Для определения зоны повреждения кабель ной линии на месте необходимо точно знать длину и трассу линий, в противном случае может быть допущена большая погрешность. Е м к о с т н ы й м е т о д опре деления зоны повреждения ка бельных линий применяется при обрывах жил кабеля в трех слу чаях: Л е! 1. При обрыве жилы кабеля Lx а) без заземления (рис. 97, а). В этом случае емкость оборванной L жилы измеряют сначала с одного конца С1, а затем с другого кон -------------- — ца С2. Длину кабеля L делят про порционально полученным емко и ? X е 1х стям. Расстояние до зоны повреж в) дения определяют по формуле, pi --- /--- — . l cf 1х ± В) г 4 ' / - L'CI х С 1+ С 2' 2. При обрыве жилы с зазем лением одного конца (рис. , б). В этом случае измеряют емкость участка линии С/, не имеющего заземления, и емкость неповреж денной жилы С. Расстояние до зоны повреждения определяют по формуле 9 7 Рис. 97. Виды повреждения кабе лей с обрывом жил: о.— без заземления, б— с заземлением одного конца, в — с заземлением одного конца и двух других жил LC1 С 3. При обрыве жилы с заземлением одного конца и двух дру гих жил (рис. 97, в ) . В этом случае измеряют емкость участка линии С/, не имеющего заземления, и расстояние до зоны повреж дения определяют по формуле ^ , _ С1 -1000 х с ’ где Со удельная емкость одной жилы для данного сечения и напряжения кабеля, принимаемая по заводским или паспортным данным. ^ При измерениях емкостным методом жилы кабеля заземляют ва исключением той, емкость которой определяют. Емкость жил кабеля измеряют на переменном токе с помощью емкостных мо стов. Применяют мосты переменного тока с питанием от лампового генератора гц мощностью ва с измерителем в виде телефона. Схема измерения емкости на переменном токе приведена 1 0 0 0 т 1 0 — 2 0 Регулированием сопротивления R и емкости С достигается от сутствие тока и, следовательно, звука в телефоне Т. Измеренная емкость С равна емкости поврежденной жилы Сх. Емкостный метод применим, если переходное сопротивление Rx в месте повреждения превышает 5000 ом\ при переходном сопро тивлении менее 5000 ом точ ность измерения снижается. Определив одним из ука занных методов зону поврежде ния кабельной линии, персонал, работающий по измерениям, приступает к точному нахожде нию места повреждения непо средственно на трассе. Для это го применяют следующие мето -0 ~0 ды измерения: индукционный, акустический и метод наклад Рис. 98. Схема измерения емкости на пе ной рамки. ременном токе' Индукционным методом оп ределяют место повреждения кабельных линий, имеющих пробой изоляции между двумя или тремя жилами и малое переход ное сопротивление в месте повреждения. И н д у к ц и о н н ы й м е т о д основан на улавливании магнитно го поля над кабелем, по которому пропускается ток звуковой ча стоты (800—1100 гц). Генератор звуковой частоты соединяют с поврежденными жилами кабеля и повышением напряжения генера тора добиваются тока в кабеле не менее 15 а. Рис. 99. Определение места повреждения кабеля индукционным методом: а — схема определения места повреждения и кривая слышимости звука кабелем, б — работа оператора на трассе 12 Заказ 343 над 177 Оператор, снабженный рамкой, усилителем и телефоном, пере двигается по трассе к-абельной линии и прослушивает звуковые сигналы от генератора; эти сигналы будут слышны на том участке трассы, где по кабелю протекает ток, т. е. на участке от генера тора до места повреждения. Над местом повреждения, где ток пе реходит с одной жилы на другую, образуется некоторое усиление магнитного поля и звук в телефоне заметно возрастает и на рас- / а — при заплывающих пробоях в муфте, б — при замы-, канин в месте повреждения, в — с использованием емко сти неповрежденных жил; 1 — жилы кабеля, 2 — метал лическая оболочка кабеля стоянии 0,5 м за местом повреждения прекращается. На рис. 99 показаны схема определения места повреждения индукционным методом и кривая слышимости звука над кабелем, а также работа оператора на трассе. Необходимо помнить, что при заглублении кабеля свыше 1,5 м звук становится слабым, что может привести к ошибке в определении места повреждения. А к у с т и ч е с к и м м е т о д о м определяют место повреждения кабельных линии непосредственно на трассе при пробое изоляции жилы на землю и в ряде других случаев. Акустический метод осно ван на прослушивании с поверхности земли электрического разря да в месте повреждения кабельной линии при помощи звукового приемника с телефоном или деревянного стетоскопа. Электрический разряд создается измерительной установкой. На рис. 100, о показана схема определения места повреждения кабельной^линии в муфте при заплывающих пробоях. В муфте ме жду жилой и металлической оболочкой кабеля происходит сильный искровой разряд, который прослушивается с поверхности земли. 178 На рис. 100, б показана схема определения места повреждения кабельных линий при замыкании в месте повреждения. В схему вводят разрядник Р и конденсатор С. При такой схеме, являю щейся фактически схемой генератора импульсов, в месте повреж дения создается искровой разряд, который прослушивается с по верхности земли. Чтобы обеспечить выделение максимальной энер гии в искровом разряде в месте повреждения кабельной линии, емкость конденсатора С должна быть большой, а напряжение заряда конденсатора должно вызывать искровой разряд в повреж денном месте. Однако чрезмерно большое повышение напряжения заряда конденсатора может вызвать при разряде повреждение изоляции в других ослабленных местах линии. Рекомендуемое напряжение заряда конденсатора не должно превышать кв для кабельных линий до 1 кв, 20—25 кв для кабельных линий кв и 25 30 кв для кабельных линий кв. Емкость применяемых высоковольтных конденсаторов колеблется от до мкф и более. Вместо конденсаторов может быть использована емкость непо врежденных жил кабеля (рис. 100, в). При этом методе определе ния места повреждения генератор импульсов присоединяют к по врежденной кабельной линии и на поврежденную жилу подают импульсы с периодичностью один импульс в секунду. Оператор, про ходя по трассе кабельной линии, в зоне повреждения ставит прием ник звуков на землю и через телефон прослушивает разряды. Над местом повреждения кабельной линии слышимость искровых раз рядов наибольшая. Место повреждения линий, проложенных от крыто (в коллекторах) или раскопанных, определять акустическим методом не следует, так как возможны ошибки из-за распростра нения звуковых колебаний по металлическим оболочкам кабеля на значительные расстояния. М е т о д н а к л а д н о й р а м к и применяется для открыто про ложенных кабельных линий (в коллекторах) при пробое изоляции одной жилы на металлическую оболочку. При использовании этого метода для кабельных линий, проложенных в земле, необходимо раскопать несколько шурфов по трассе линии. Для определения места повреждения методом накладной рамки на конце линии между поврежденной жилой и металлической оболочкой включа ют генератор звуковой частоты (800—1200 гц) мощностью от до 50 вт. На кабель накладывают прямоугольную рамку с присоединен ным к ней телефоном. Если рамка находится до места поврежде ния, при вращении рамки вокруг кабеля звук в телефоне дважды достигает максимума и минимума, так как магнитное поле в этом случае образуется от токов, протекающих по жиле и по металли ческой оболочке. Если же рамка установлена за местом поврежде ния, изменение звука в телефоне не прослушивается, поскольку поле образуется только током, протекающим по металлической оболочке. Рамка состоит из 300—400 витков провода ПЭ диаметром мм, причем витки собраны в плотный жгут и рамка сверху 5 — 8 6 1 0 0 , 5 2 1 0 0 , 0 1 12* 179 закрыта стальным кожухом. Кожух служит экраном, защищающим рамку от магнитных полей, вызываемых посторонними источника ми тока. Для определения места замыкания на землю в воздушных рас пределительных сетях напряжением кв применяется прибор типа «Поиск-1». Прибор основан на измерениях вблизи воздуш ных линий высших гармонических составляющих магнитного поля тока линии при наличии заземления. Измерения производятся на расстоянии м от оси линии. Показания прибора при измере ниях всех отходящих линий от подстанции будут максимальными на поврежденной линии. Последовательное измерение вдоль- по врежденной линии или ответвления от линии позволяют определить место замыкания, так как за местом замыкания показания прибора резко снижаются. 6 — 6 — 2 0 8 § 42. И зм ерение токов нагрузки и напряжений В процессе эксплуатации городских сетей необходимо измерять токи нагрузки и напряжения на отдельных элементах сети (сило вых трансформаторах, кабелях, вводах). На сборках и щитах на пряжением до в напряжение измеряют посредством перенос ных вольтметров, токи нагрузки — специальными токоизмеритель ными клещами. На оборудовании напряжением выше 1000 в токи нагрузки и напряжения измеряют стационарными приборами, уста новленными на различных участках сети и присоединенными через измерительные трансформаторы. В телемеханизированных городских электрических еетях изме рение токов нагрузки трансформаторов и линий напряжения в ряде контрольных точек сети выполняет персонал диспетчерских пунктов с помощью устройств телемеханики. При измерении напряжения переносным вольтметром необхо димо, чтобы предел шкалы вольтметра в 1,5—2 раза превышал ожидаемое значение измеряемой величины. Так, при измерении напряжения в сети 380 в шкала вольтметра должна быть до 500 в, в сети 220 в — до 300 в. Вольтметром измеряют все линейные и фазовые напряжения. В случае измерения токов нагрузки токоизмерительными кле щами также необходимо, чтобы предел шкалы амперметра превы шал ожидаемую величину тока. Токоизмерительными клещами охватывают провода или шины таким образом, чтобы ярмо и губки клещей не касались проводов, шин или разных фаз. Губки клещей при измерении должны быть плотно соединены. Ток нагрузки изме ряют на всех фазах и на нулевом проводе. Измерение напряжения и тока нагрузки переносными прибора ми производят два человека. Первый, непосредственно производя щий измерения в закрытых помещениях, должен надеть резиновые перчатки и стоять на изолирующей решетке или резиновом коври ке. Второй записывает показания приборов и следит за действия 1 0 0 0 180 ми первого. Результаты измерения тока нагрузки и напряжения записываются сразу на месте измерения. Во время ненастной погоды измерения производят только в за крытых помещениях, а приборы при переходе из одного помещения в другое переносят в закрытых чехлах или ящиках. В городских сетях часто возникает необходимость измерять напряжение и ток нагрузки в течение длительного времени — суток и более. В этих случаях в определенных точках сети устанавли вают регистрирующие вольтметры и амперметры. Регистрирующий вольтметр или амперметр представляет собой прибор с движущейся лентой, на которой пером, связанным с под вижной частью прибора, наносится линия, определяющая величину напряжения или тока. Перед включением прибора необходимо заправить перо чернилами, провести черту, соответствующую ну левому значению тока или напряжения, и завести часовой меха низм, двигающий ленту. Регистрирующий вольтметр подсоединяют к шинам напряжением до в или к зажимам вторичного на пряжения стационарного трансформатора напряжения. Регистри рующий амперметр включают во вторичную обмотку стационар ного трансформатора тока. При^ использовании переносного трансформатора тока номи нальный ток его должен быть выше ожидаемого при измерении. Переносный трансформатор тока обычно устанавливают на изоли рующую решетку или резиновый коврик и подсоединяют провода ми, сечение которых должно быть рассчитано на ожидаемый ток в рассечку проводов. ’ Регистрирующие приборы устанавливают также на коврик или изолирующую решетку и ограждают. Спустя необходимое время (обычно через сутки) регистрирующий прибор отключают, ленту с записью показаний снимают и отмечают дату и время включения и отключения прибора.^ На обратной стороне ленты отмечают но мера трансформаторной подстанции и регистрирующего прибора, а также при измерении напряжения стационарным трансформато ром напряжения — его номер и коэффициент трансформации, при измерении напряжения на шинах напряжением до в — номер силового трансформатора, его коэффициент трансформации и по ложение ответвлений, при измерении токов через стационарный или переносный трансформатор тока — его номер, коэффициент трансформации и направление, на котором измерялась нагрузка. 1 0 0 0 1 0 0 0 § 43. И зм ерение сопротивления зазем ляю щ их устройств В процессе эксплуатации городских сетей необходимо периоди чески измерять сопротивление заземляющих устройств сетевых сооружений и линий. Сопротивление заземляющих устройств из меряют при помощи специального прибора — измерителя зазем ления, например МС-08 (рис. 101). Кроме этого прибора необхо димо иметь два заземлителя, представляющих собой стальные 181 стержни диаметром не менее 5 мм и длиной 0,5 м, и гибкие изолированные провода сечением 1,5—• 2,5 мм2для присоединения заземлителей к прибору. Для измерения сопро тивления заземляющего устройства к зажимам и Ei, замкнутым перемыч кой (рис. ), присоеди няют испытуемый заземлитель 2, к выводу Е2— зонд 3. Зонд забивают в грунт на расстоянии не менее м от заземлителя 2; к зажиму 12 присое диняют вспомогательный заземлитель 4, который забивают в грунт на рас стоянии не менее 40 м от заземлителя 2. Переключатель «регу лировка-измерение» при бора МС-08 устанавлива ют в положение «регули ровка». Вращая ручку ге нератора прибора МС-08 и поворачивая рукоятку реостата, устанавливают стрелку прибора на крас ной отметке шкалы. Затем переключатель «регули ровка — измерение» уста навливают в положение «измерение» и при враще нии генератора стрелка прибора указывает сопро тивление испытуемого за земления. При измерении необхо димо, чтобы сопротивле ние вспомогательного за землителя не превышало 250 ом. Это проверяют, пересоединяя концы про водов .к испытуемому и вспомогательному зазем-. лителям. / 1 0 2 2 0 Рис. 101. Габаритный чертеж измерителя заземления МС-08 Рис. 102. Схема измерения сопротивле ния заземляющего устройства прибором МС-08: — прибор МС-08, 2 — испытуемый заземли* тель, 3 — зонд, 4 — вспомогательный заземлитель 1 182 1 Измерителем заземления МС-08 мож но измерять удельное сопротивление грунта, а также сопротивление проводни ков и сопротивление заземления отдель ных элементов РУ по схеме, показанной на рис. 103. При работах по измерениям (кроме измерений токов нагрузки и напряжений) и испытаниям на действующих линиях и аппаратах последние должны быть от ключены от напряжения. Необходимо вы весить плакаты, запрещающие включать линии или аппараты в работу. Перед на чалом работ мастер проверяет индикато ром напряжения отсутствие напряжения, производит разрядку емкости объекта и накладывает заземление. !) Е) Ег /; ОсО Ско г а а) Контрольные вопросы 1. Для чего применяется мегомметр и как им производят испытание линий и аппаратов? 2. Каковы величины испытательных напряже ний для оборудования? 3. Перечислите виды повреждений кабельных линий и составьте их схемы. 4. Какие существуют методы определения зоны повреждения кабельных линий? 5. Какие существуют методы определения ме ста повреждения непосредственно на трассе ка бельных линий? 6. Нарисуйте схему измерения сопротивления заземляющего устройства. Рис. 103. Схема измере ния прибором МС-08: а — сопротивления проводивков, б — сопротивления за земления чугунного основа ния опорного изолятора; 1 — прибор МС-08, 2 — измеряем мое сопротивление, 3 — чу гунное основание опорного изолятора, 4 — контур зазем* ления РУ Глава IX ПЕРЕКЛЮЧЕНИЯ И ЛИКВИДАЦИЯ ПЕРЕРЫВОВ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ В ГОРОДСКИХ СЕТЯХ Для контроля за напряжением в различных точках сети, для поддержания нормально^ схемы электроснабжения, ликвидации перерывов в электроснабжении при повреждении какого-либо уча стка сети и производства переключений организуются диспетчер ские службы. Диспетчерские оперативные службы состоят из 4—5 смен. В каждой смене есть дежурный диспетчер (мастер), старший де журный электромонтер и электромонтер (шофер). Старший де журный электромонтер должен знать правила производства пере ключений, схему электроснабжения потребителей, уметь выявлять поврежденный участок сети, выполнять небольшие работы по ремонту оборудования и воздушных линий напряжением до кв. Старший дежурный электромонтер непосредственно подчиняется дежурному диспетчеру и выполняет работу под его руководством. Одной из важнейших работ диспетчерской службы является ликвидация перерывов в электроснабжении потребителей. Перерывы в электроснабжении потребителей могут быть вы званы перегрузками или повреждениями различных элементов сети. Они подразделяются на погашения, аварии, брак в работе и потребительские отключения. П о г а ш е н и е — обесточение участков электросети напряже нием до кв, вызванное сгоранием предохранителей. А в а р и я — перерыв в электроснабжении, связанный с повреж дением оборудования (силового трансформатора, кабельных ли ний б кв) и вызвавший недоотпуск электроэнергии более 500 квт-ч. Б р а к в р а б о т е — повреждение оборудования, вызвавшее недоотпуск электроэнергии менее 500 квт-ч, а также автоматиче ское или ручное отключение выключателя, не связанное с повреж дением основного оборудования. П о т р е б и т е л ь с к о е о т к л ю ч е н и е — отключение участ ка сети вследствие повреждения сети потребителя. 1 1 — 1 0 § 44. О перативны е переклю чения Для планового ремонта и испытания оборудования распредели тельных пунктов и трансформаторных подстанций, кабельных линий и других сооружений городской электрической сети необхо димо произвести всестороннее отключение участка сети. При нару шении изоляции также нужно произвести необходимые пере ключения по отключению поврежденного участка. В некоторых случаях при испытаниях или повреждении питающих линий следует переключить нагрузки с одного РП на другой. Все эти 184 работы вызывают необходимость производства оперативных пере ключений в городской электрической сети. Оперативные переключения разделяются на плановые и аварий ные. Плановые переключения предусмотрены планом и графиком работ, аварийные — производятся вследствие повреждения участ ка сети. Переключения выполняют различными коммутационными аппаратами, которыми можно производить только определенные операции. Масляными выключателями и выключателями нагрузки напря жением до 10 кв можно включать оборудование и шины РУ под напряжение и отключать напряжение, включать и отключать на грузочный ток в пределах номинальных значений для выключате лей. Кроме того, масляными выключателями можно отключать токи короткого замыкания. Разъединителями в сети напряжением 10 кв и ниже можно включать аппараты и шины РУ под напряжение и снимать с них напряжение, включать и отключать трансформаторы напряжения, отключать и включать намагничивающий ток силовых трансфор маторов напряжением кв — до 4,5 а, 10 кв — до 2,5 а, включать и отключать на ВЛ нагрузочный ток до 15 а (при условии, что операций производят трехполюсными разъединителями с механи ческим приводом) и уравнительный ток до 70 а. Кроме того, разъ единителями можно отключать ток замыкания на землю до 7,5 а при напряжении кв и 3 а при напряжении кв. Для всей городской сети в целом и для отдельных ее участков (районов) по результатам измерений осенне-зимних нагрузок и напряжений составляется на год нормальная эксплуатационная схема электрических соединений, которая в связи с новыми вклю чениями сетевых объектов или реконструкцией сети ежемесячно корректируется. Нормальной эксплуатационной схемой сети явля ется принципиальная схема с нанесенными на ней действующими схемами автоматики и местами делений (разрывов) сети разъ единителями или другими аппаратами первичной коммутации. Нормальная схема электроснабжения является обязательной, временные отклонения от нормальной схемы допускаются для производства работ на минимальные сроки. По окончании работ в сети нормальная схема должна быть восстановлена. Чтобы отключить элементы сети для ремонта или испытаний, в большинстве случаев необходимо предварительно замкнуть де ление сети в цепи, в которой находится отключаемый элемент. На рис. 104 показана схема участка сети из пяти трансформа торных подстанций. Для испытания кабеля ТП4—7775 (или сокра щенно кабеля 4—5) производят следующие операции: в 7773— месте деления сети включают разъединители, при этом РП1 и РП2 временно будут работать параллельно. Перед включением разъ единителей необходимо проверить индикатором напряжения на личие напряжения на отключенных разъединителях на всех трех фазах в месте деления сети. При вертикальном расположении однополюсных разъединителей их включают в следующем порядке: 6 6 1 0 185 сначала нижний разъединитель фазы А, затем верхний — фазы С и в последнюю очередь средний — фазы В. После включения разъединителей в 7773 отключают разъеди нители или в ТП4 в сторону ТП5 или в ТП5 в сторону 7777. Одно полюсные разъединители отключают медленно и при вертикальном их расположении в такой последо РП1 РП2 вательности: сначала средний разъ единитель фазы В, затем верхний — фазы С и в последнюю очередь ниж ний— фазы А. Такая последователь ность объясняется тем, что при оши бочном отключении нагрузки наи большая дуга возникает при отклю чении второй фазы (в данном случае фазы С) и, следовательно, эта дуга будет находиться на самом большом расстоянии от персонала, произво дящего переключение; кроме того, над фазой С не расположено обору дование. После отключения разъедините лей в одной из трансформаторных подстанций (ТП4 или ТП5) отклю чают разъединители в другой транс форматорной подстанции и кабель 4—5 остается отключенным. Рис. 104. Схема участка сети на Порядок отключения трансформа пряжением 6—10 кв торной подстанции следующий: включают разъединители в месте де ления сети и в трансформаторной подстанции, которая подлежит отключению, отключают силовые трансформаторы. Силовые трансформаторы отключают в определенной последо вательности. При подсоединении силового трансформатора к сети выс шего напряжения с помощью масляного выключателя отклю чают: масляный выключатель; шинные разъединители; линейные разъединители; разъединители или предохранители со стороны низшего напря жения силового трансформатора. В случае подсоединения силового трансформатора при помощи выключателя нагрузки с предохранителями со стороны высшего напряжения отключают: выключатель нагрузки; шинные разъединители; разъединители или предохранители со стороны низшего напря жения силового трансформатора; предохранители со стороны высшего напряжения. 186 При подсоединении силового трансформатора с помощью разъ единителей Отключают: рубильники или предохранители со стороны низшего напряже ния (снимают нагрузку); разъединители со стороны высшего напряжения (сначала фазы С, затем фаз В и Л); высоковольтные предохранители. ЦП После отключения силовых трансформаторов производят от ключение кабелей, заходящих в ТП. Включение ТП и силовых трансформаторов после окончания работ производится в последовательности, обратной отключению. При отключении для планового ремонта или испытания питаю щего кабеля часто необходимо перераспределить нагрузки между соседними питающими кабелями. На рис. 105 показана схема сети трех питающих кабелей. Допустим, необходимо отключить для планового испытания питающий кабель ЦП—РП2, нагрузка кото рого 200 а. Для отключения этого кабеля можно в РП1 включить выключатель кабеля в сторону РП2 или в РП2 включить выклю чатель кабеля в сторону РПЗ, после чего в РП2 отключить выклю чатель кабеля в сторону ЦП. 187 В первом случае нагрузка кабеля ЦП—РП2 перейдет на ка бель ЦП —РП1, во втором случае — на кабель ЦП—РПЗ. В обоих случаях на питающих кабелях ЦП—РП1 и ЦП—РПЗ нагрузка возрастает при отключении кабеля ЦП—РП2 до 300 а, т. е. зна чительно превысит допустимую. Поэтому, прежде чем отключать кабель ЦП —РП2, необходимо перераспределить нагрузки или раз грузить кабель ЦП—РП2, для чего предварительно в ТПЗ вклю чают разъединитель в сторону ТП4 и отключают выключатель в РП2 в сторону ТП1. В результате нагрузка линии РП2—ТП1 в 100 а будет передана на питающий кабель ЦП —РП1. Нагрузка на кабеле ЦП—РП1 достигнет 200 а, т. е. будет в пределах до пустимой. Затем можно в РП2 включить выключатель кабеля в сторону РПЗ и отключить выключатель в сторону ЦП; оставшаяся нагрузка в 100 а перейдет на питающий кабель ЦП—РПЗ, нагруз ка которого также возрастет до а, т. е. будет меньше допусти мой. Теперь можно в ЦП отключить выключатель, шинные и кабельные разъединители в сторону РП2 для работ на кабеле ЦП —РП2. Иногда возникает необходимость включить разъединитель в месте деления сети между двумя различными центрами питания. Тогда два разных центра питания ЦПА и ЦПБ будут замкнуты на параллельную работу. Такая операция возможна только при условии, что ожидаемый уравнительный ток не превысит 70 а и не вызовет отключения от максимальной токовой защиты выклю чателей, входящих в замыкаемую цепь. Ожидаемый уравнительный ток находят по формуле 2 0 0 / _ АУ / УР где /уР — ожидаемый уравнительный ток; AV — разность потен циалов в месте деления сети между двумя различными центрами питания, где включают разъединители; z — сопротивление замы каемой цепи. Сопротивление замыкаемой цепи подсчитывают заранее и ука зывают в бланке переключений. Разность потенциалов в месте включения разъединителей измеряют специальным прибором, за тем определяют уравнительный ток. Допустим, что разность по тенциалов между губкой и ножом разъединителя в месте замыка ния составляет А Р в, а сопротивление замыкаемой цепи z — = 2 ом. В этом случае = 1 0 0 гл а, /Iур= — = 50 1 0 0 т. е. можно произвести переключение, так как разъединителями будет отключаться уравнительный ток менее 70 а. Однако перед отключением разъединителей необходимо измерить токоизмери тельными клещами ток в месте отключения, чтобы убедиться в том, что он действительно менее 70 а. 588 Уравнительный ток можно отключать не только разъединителя ми, но и масляными выключателями. В этих случаях переключения возможны, если / ур < / Тр - 0 , 8 , где / тр — ток трогания максимальной защиты масляных выключа телей, входящих в замыкаемую цепь. Плановые переключения в городских электросетях производят ся двумя электромонтерами, из которых один должен иметь по технике безопасности группу не ниже IV, а второй — не ниже III. Электромонтер, имеющий IV группу, контролирует правильность и последовательность операций, которые производит второй. В неко торых случаях (в комплектных распределительных устройствах, в комплектных трансформаторных подстанциях, в распределитель ных устройствах напряжением до 1000 в) переключения произво дят единолично. Плановые переключения в городской электросети выполняют без бланка переключений при наличии действующих блокирован ных устройств, исключающих неправильные операции с разъеди нителями или заземляющими ножами в процессе всех операций, и по бланкам переключений при отсутствии или неполном выпол нении блокировочных устройств. В бланках переключений указы ваются время производства переключений, фамилии и должности исполнителей, задание, последовательность операций по включе нию и отключению коммутационных аппаратов и фамилия дежур ного диспетчера, разрешившего переключения. На все плановые переключения и отключения для ремонтных работ в сети составляют заявки за сутки до начала работ с учетом того, что создаваемая схема должна обеспечить нормальное элек троснабжение потребителей и не вызвать перегрузок отдельных элементов сети. Перед началом производства переключений необ ходимо получить разрешение дежурного диспетчера. Дежурный диспетчер контролирует наличие бланка переключений, помечает в заявке номер бланка, время и фамилию лица, ответственного за переключения. Все сказанное выше касается плановых переключений. При возникновении повреждения в сети и необходимости производства в связи с этим оперативных переключений их выполняют без пред варительных заявок и заполнения бланков переключений с после дующей записью полученных по телефону или устно распоряжений и произведенных операций. Наличие повреждений в какой-либо точке сети фиксируется дежурным персоналом питающего центра по показаниям приборов или автоматическому отключению выключателя и дежурным дис петчером электросети по сигналам устройств телемеханики или получению сообщения от потребителя об отсутствии напряжения. При получении такого сообщения дежурный диспетчер направляет в соответствующий РП или ТП или непосредственно к потребите 189 лю, заявившему о неисправности в сети, дежурную бригаду. Эта бригада при выезде знакомится со схемой участка сети, куда она направляется, проверяет наличие схемы-планшета сети, необходи мых защитных средств техники безопасности и необходимого инструмента. Повреждение различных участков сети может вызвать сгорание плавких вставок предохранителей, отключение выключателя сило вого трансформатора, выключателей линий в РП и ЦП, появление устойчивого однофазного замыкания на землю. § 45. П огаш ение Сгорание плавких вставок предохранителей на одном из уча стков сети и отключение выключателя силового трансформатора могут произойти из-за длительной или кратковременной перегруз ки (например, пуск мощных короткозамкнутых электродвигате лей), короткого замыкания в сети или в обмотках трансформатора, отсутствия надлежащего контакта, старения или надлома плавких вставок пластинчатых предохранителей, неправильной установки предохранителей по номинальному току плавкой вставки. При перегрузке участка сети или трансформатора обычно сго рает плавкая вставка предохранителя на одной фазе, при корот ком замыкании — на двух-трех фазах. Когда происходит сгорание плавких вставок предохранителей из-за отсутствия надлежащего контакта (например, из-за нали чия недовернутых болтов), на контактных поверхностях появляет ся окалина или подгорание. Старение и надлом проволок пластинчатых предохранителей определяют, осматривая предохранители. Новый предохранитель устанавливают по номинальному току сгоревшего предохранителя. При этом следят за наличием хорошего контакта и целостью про волок пластинчатых предохранителей. Установка предохранителя производится при снятом напряжении — предварительно отклю чают соответствующий рубильник или выключатель. Если при включении плавкая вставка предохранителя не сго рит, проверяют напряжение на участке сети и токоизмерительными клещами измеряют нагрузку. Плавкая вставка предохранителя при включении перегорает, когда на защищаемом участке сети имеется короткое замыкание. Если защищаемым участком явля ется абонентская сеть, эту сеть отключают до устранения корот кого замыкания. Если же защищаемым участком является кабель ная линия, эксплуатируемая предприятием электросети, то дежур ная бригада отключает рубильники или предохранители во всех вводах на поврежденной кабельной линии и проверяет изоляцию линии мегомметром. Когда показания мегомметра указывают на неисправность ли нии, дежурная бригада обходит трассу кабельной линии. Обнару жив раскопку на трассе линии и механическое повреждение кабе-’ ля, бригада временно устраняет повреждение (производит раздел ку кабеля, разводку фаз, временную скрутку и т. д.) и подает напряжение. В том случае, если место повреждения не обнаружено или вре менное исправление невозможно, дежурная бригада вызывает специальную бригаду для определения места повреждения или ремонтную бригаду для ремонта кабельной линии. Бригада при нимает также меры по восстановлению питания электроэнергией всех или хотя бы части потребителей, переключая вводное устрой ство с одного питающего кабеля на другой, когда их два, либо прокладывает шланговый кабель от ближайшей 777 или ввода, находящегося под напряжением. На концах отключенной ка бельной линии вывешивают плакаты «Не включать — повреж дено». Если оперативная бригада установила, что сгорание плавких вставок предохранителей произошло в ТП в сторону воздушной линии, она заменяет предохранители. При повторном сгорании плавких вставок предохранителей бригада осматривает воздуш ную линию для установления причины сгорания вставок. При обнаружении наброса, схлестывания или обрыва проводов оперативная бригада немедленно устраняет повреждение. Если оперативная бригада своими силами не может устранить повреж дение, она отключает линию, подбирает оборванные провода, свер тывает, подвешивает их на высоте не менее 2,5 м, при возмож ности производит включение линии и вызывает бригаду по ремонту воздушных линий. Когда перегорает предохранитель со стороны низшего напря жения трансформатора, отключают нагрузку трансформатора об щим рубильником или рубильником отходящих линий; снимают предохранители с перегоревшими плавкими вставками; устанав ливают новые предохранители и производят обратное включение отключенных рубильников, после чего измеряют нагрузку транс форматора и выясняют причину перегорания плавких вставок. Номинальный ток предохранителей, защищающих трансформа тор со стороны низшего напряжения, должен соответствовать но минальному току трансформатора. При перегрузке трансформатора оперативная бригада прини мает следующие меры: если трансформатор снабжает электроэнергией одного потре бителя, оперативная бригада проверяет селективность защиты предохранителями сети потребителя по сравнению с защитой пре дохранителями трансформатора в ТП (предохранители у потреби теля должны иметь номинальный ток плавкой вставки на ступень ниже, чем на трансформаторе в ТП) и предлагает потребителю установить требуемые по селективности предохранители; если трансформатор снабжает электроэнергией группу бытовых потребителей, оперативная бригада при наличии перегрузки в пре делах до 30% устанавливает предохранители на завышенный ток. 191 затем извещает эксплуатационный персонал участка о необходи мости принятия мер для разгрузки участка сети. В случае перегрузки свыше 30% оперативная бригада немед ленно снижает нагрузку трансформатора, передавая часть нагруз ки на другие трансформаторы по имеющимся линиям или времен ным перемычкам из провода в резиновом шланге, а если связей с другими трансформаторами нет, то путем ограничения в первую очередь потребителей с силовой нагрузкой. Если бригада с помощью индикатора обнаружила, что отсут ствует напряжение на одной из фаз на сборных шинах напряже нием до кв, а предохранители на щите низшего напряжения целы, то бригада проверяет напряжение на выводах низшего на пряжения трансформатора. Отсутствие напряжения на одной из фаз позволяет сделать заключение о сгорании плавкой вставки предохранителя на стороне высшего напряжения трансформатора. Предохранители со стороны высшего напряжения трансформа торов в электрических сетях напряжением до кв устанавлива ются на номинальный ток, в —3 раза превышающий номиналь ный ток трансформатора. Поэтому основной причиной сгорания плавких вставок предохранителей, установленных со стороны выс шего напряжения трансформаторов, является короткое замыкание в самом трансформаторе или в перемычках, присоединяющих трансформатор к сети. Сгорание плавких вставок предохраните лей трансформатора может быть вызвано также коротким замы канием в сети низшего напряжения трансформатора, не отключен ным своевременно предохранителями. Оперативная бригада осматривает предохранители со стороны высшего напряжения трансформатора. Если плавкая вставка пре дохранителя сгорает, то из нижней части фарфорового патрона предохранителя ПК выпадает указатель срабатывания. Бригада проверяет, нет ли напряжения выше в на выводах низшего напряжения трансформатора, после чего отключает трансфор матор. При обнаружении напряжения выше 1000 в на выводах низше го напряжения трансформатора (что указывает на соединение обмотки высшего напряжения с обмоткой низшего напряжения внутри трансформатора) электромонтер, надев резиновые перчат ки и стоя на изолированном основании, отключает рубильник трансформатора или отходящих линий, затем отключает трансфор матор со стороны высшего напряжения. Если при отключении трансформатора разъединителем появ ляется большая электрическая дуга, не позволяющая отключить трансформатор (обмотка трансформатора имеет заземление), то оперативная бригада немедленно выезжает в распределительный пункт и отключает выключатель линии, к которой подключен по врежденный трансформатор; затем она возвращается в трансфор маторную подстанцию, отключает трансформатор, вешает плакат «Не включать — повреждено» и возвращается в РП, где включает отключенный выключатель линии. 1 1 0 2 1 0 0 0 192 После отключения трансформатора снимают предохранители со стороны высшего напряжения трансформатора и проверяют мегомметром трансформатор и перемычки к нему. Если при про верке окажется, что какая-либо.обмотка трансформатора или пере мычка повреждена, оперативная бригада немедленно переключает потребителей, питавшихся электроэнергией от данного трансформа тора, на другие трансформаторы этой или соседних трансформа торных подстанций. Когда в трансформаторной подстанции, авто матизированной по двухлучевой схеме, сгорают предохранители со стороны высшего напряжения трансформатора на фазах, к кото рым подключены отключающие катушки контакторов, контактор ные станции автоматически переключают нагрузку на трансформа тор другого луча. В этом случае оперативная бригада проверяет нагрузку на трансформаторе и при необходимости переключает часть нагруз ки на соседние ТП. На присоединениях поврежденного трансфор матора со стороны высшего и низшего напряжения вешают плакат «Не включать — повреждено». Если проверка мегомметром не обнаружила повреждения обмо ток трансформатора, это еще не значит, что трансформатор испра вен, так как имеется распространенный вид повреждения транс форматора — витковое короткое замыкание, которое не может быть определено имеющимися в распоряжении оперативной брига ды измерительными приборами. Дальнейшие операции с трансфор матором следует производить осторожно во избежание возмож ного короткого замыкания. Для полной уверенности в исправности трансформатора вклю чают его со стороны низшего напряжения. Включение трансформа тора производится предохранителями, рассчитанными только на % номинального ток холостого хода трансформатора (примерно тока). Если при включении плавкие вставки предохранителей не перегорают, трансформатор включается спокойно и работает нор мально (нет усиленного гула, бурления масла, потрескивания), указатель напряжения показывает, что на всех трех выводах об мотки высшего напряжения имеется напряжение, трансформатор можно включить в работу. Для этого его отключают, предохрани тели со стороны высшего напряжения с перегоревшими .плавкими вставками заменяют новыми, со стороны низшего напряжения устанавливают предохранители с плавкими вставками по номи нальному току трансформатора и трансформатор включают в работу. При отсутствии в ТП постороннего источника напряжения трансформатор включают со стороны высшего напряжения при установке предохранителей на минимально возможный ток. Сгора ние предохранителей при включении трансформатора указывает, что трансформатор поврежден. Силовые трансформаторы в некоторых случаях присоединяют к сети кв автоматическими выключателями, которые отклю чают трансформаторы при коротком замыкании в обмотках транс 1 0 6 — 13 З а к а з 343 1 0 193 форматора или при пуске короткозамкнутых электродвигателей, при коротком замыкании в сети низшего напряжения, когда предохранители на стороне низшего напряжения не успевают пере гореть. Оперативная бригада, обнаружив, что в ТП отключился вы ключатель силового трансформатора, выясняет через диспетчера сети, не отмечался ли в центре питания «толчок» или «кратковре менная земля», и, если подобные явления отмечены не были, отключает трансформатор со стороны низшего напряжения предо хранителями или рубильником и. включает выключатель. Когда же ненормальные явления (гул, потрескивание и т. п.) при вклю чении трансформатора отсутствуют, включают рубильники или предохранители со стороны низшего напряжения. Если выключа тель вновь отключился, необходимо проверить трансформатор и перемычки. При повреждении силового трансформатора его заме няют.. § 46. А втом атическое отклю чение выключателя распределительной линии в РП Признаками автоматического отключения выключателей рас пределительных кабельных линий в РП являются: возникновение на шинах центра питания толчка тока или кратковременного за мыкания на землю, частичный сброс нагрузки с кабеля, от которо го питается распределительная линия, выпадение указателей сиг нализации замыкания на землю на питающем кабеле со стороны центра питания. При наличии телесигнализации на районный диспетчерский пункт поступает из РП сигнал об изменении положения выключа теля и срабатывании устройств сигнализации замыкания на землю. В указанный РП выезжает оперативная бригада, где она осмат ривает отключившиеся выключатель и устройства защиты. В случае автоматического отключения выключателя отходящей линии в РП указатель положения выключателя находится в поло жении «отключено», стрелка амперметра, указывающего нагрузку, стоит на нуле, разъединители масляного выключателя включены, напряжение на кабельных разъединителях отсутствует. Если автоматическое отключение выключателя линии не сопро вождалось появлением земли или толчка, указатель сигнализации замыкания на землю не выпал и разрывная мощность выключате ля соответствует возможной величине тока короткого замыкания, то бригада производит повторное включение выключателя линии без предварительной проверки ее мегомметром. При наличии в РП однополюсных линейных разъединителей напряжение подают сначала пофазно, а затем по вс«м трем фазам. Если при включении выключателя линии не появится замыкание на землю, оперативная бригада определяет по показаниям ампер метра нагрузку линии и проверяет наличие напряжения на всех 194 трех фазах в местах деления сети и в конечных ТП. Затем выяс няют причины отключения выключателя. Если при обследовании всех ТП, присоединенных к данной линии, причина автоматиче ского отключения выключателя не установлена и перегрузки ли нии не было, необходимо провести испытание повышенным на пряжением всех кабелей. Оперативный персонал привлекает бри гаду по испытанию кабелей. К испытаниям кабелей приступают немедленно. В РП, где ток короткого замыкания более 5000 а, не следует производить повторное включение выключателей, имеющих ручные приводы ПРБА, не обеспечивающие необходимой скорости включения выключателя, во избежание значительных обгораний контактов в выключателях и появления между контактами элек трической дуги, которая может вызвать перекрытие оборудования на землю. Если автоматическое отключение выключателя линии сопро вождалось появлением «земли», толчка тока, выпадением указа телей сигнализации замыкания на землю или при повторном включении выключатель не включился, оперативная бригада от ключает разъединители, вывешивает плакат «Не включать — ра ботают люди», выезжает из РП в промежуточную ТП, находящую ся примерно на середине данной линии, отключает разъединители одного из кабелей в этой ТП, чем делит отключившуюся линию на две части, и проверяет мегомметром каждую часть линии. Если при испытании мегомметром одной части линии обнаружено ее повреждение, то оперативная бригада постепенным делением этой части линии на меньшие участки и испытанием их мегомметром определяет поврежденный кабель и его отключает. В местах, от куда может быть подано напряжение на поврежденный участок сети, вывешивают плакаты «Не включать — повреждено», а ос тальную часть линии включают из РП и со стороны места деления сети. После этого оперативная бригада вызывает бригаду по опре делению мест повреждения в сети и ремонтную бригаду. Когда невозможно выявить мегомметром поврежденный уча сток, производят испытание кабелей повышенным напряжением от передвижной испытательной установки. Если при автоматическом отключении выключателя в РП опе ративная бригада обнаружит на отключившейся линии напряже ние от обратной трансформации, то необходимо найти кабель напряжением до кв, связывающий разные линии, и отключить его с одной стороны. После выявления поврежденного участка и восстановления пи тания неповрежденного участка сети включают ранее отключен ный кабель напряжением до кв. В дальнейшем персонал сетевого участка должен принять меры по разделению сети напряжением до кв трансформаторных под станций разных линий. 1 1 1 13: 195 § 47. А втом атическое отклю чение выключателя питаю щ ей линий в распределительном пункте В неавтоматизированной питающей сети об автоматическом от ключении выключателя питающей линии в распределительном пункте диспетчер узнает: по сообщению потребителей об отсутствии напряжения; по появлению толчка или срабатыванию устройств сигнализа ции замыкания на землю на ЦП, по сбросу нагрузки на питающем кабеле до нуля; по сигналу изменения положения выключателя в распредели тельном пункте при наличии телесигнализации на -диспетчерском пункте района. Получив такие сведения, районная оперативная бригада выез жает в соответствующий распределительный пункт. Причиной автоматического отключения выключателя питаю щей линии в РП может быть короткое замыкание на шинах РП и на одном из присоединений в РП, не отключенное соответствую щим выключателем. Оперативная бригада проверяет положение выключателей в РП. Если выключатель питающей линии отключился, а на его ка бельных разъединителях на всех фазах имеется напряжение, не обходимо отключить все остальные выключатели и тщательно осмотреть шины и аппаратуру РП. Если в результате осмотра бригада обнаружит явное повреж дение ошиновки или аппаратуры одного из присоединений в РП, то у поврежденного присоединения отключают шинные и линейные разъединители и вывешивают плакат «Не включать — повреж дено». При повреждении сборных шин РП поврежденный участок шин отключают секционным разъединителем, у привода которого выве шивают плакат «Не включать — повреждено». На участке шин, не имеющем повреждений, выключают выключатель питающей линии и все выключатели линий, присоединенных к этому участку шин. У всех присоединений поврежденного участка шин отключают в РП шинные и линейные разъединители и напряжение потребите лям подают, замыкая соответствующие деления (разрывы) в сети. В случае повреждения участка шин, к которому присоединена питающая линия, оперативная бригада подает напряжение элек троприемникам, замыкая соответствующие деления сети, а затем проверяет отсутствие перегрузки оставшихся в работе питающих линий. Если оперативная бригада при осмотре шин и аппаратуры РП не обнаружит никаких повреждений, она отключает все остальные выключатели и включает выключатель питающий линии. При этом персонал должен соблюдать правила техники безопасности (от крыть запасные выходы в коридоре РП, надеть защитные очки и резиновые перчатки). Если при включении произойдут какие-либо явления, указывающие на короткое замыкание, необходимо не 196 медленно отключить выключатель вручную, не дожидаясь действия защиты. Затем нужно еще раз осмотреть оборудование РП, чтобы обнаружить место повреждения. При нормальном включении выключателя питающей линии, наличии напряжения на всех фазах и отсутствии замыкания на землю поочередно включают выключатели линий. Если при вклю чении выключателей линий один из них отключится, следователь но, очаг повреждения находится на данной линии. Тогда отключа ют шинные и линейные разъединители этой линии и на приводах вывешивают плакаты «Не включать — повреждено», все осталь ные линии в РП включают. Затем оперативная бригада определяет поврежденный участок и подает напряжение электроприемникам. Если питающая сеть автоматизирована по схеме АВР, то при отключении в РП выключателя основного питания произойдет ав томатическое включение резервного питания. При коротком замы кании на шинах выключатель резервного питания включится на короткое замыкание и тоже отключится. Здесь оперативная бри гада действует так же, как и при отключении выключателя в не автоматизированной питающей сети, но в первую очередь бригада отключает рубильник АВР на панели автоматики для вывода АВР из работы. Рубильник АВР включают в работу только после восстановле ния нормальной схемы электроснабжения распределительного пункта. Когда при срабатывании автоматики включения резервного питания выключатель резервного питания включится (это может произойти при выгорании участка шин и отсутствии соединения токоведущих частей с заземленными в месте короткого замыкания или при одновременном отключении выключателя питающей линии и выключателя линии, на которой возникло короткое замыкание), оперативная бригада отключает рубильник АВР, осматривает оборудование РП и, обнаружив повреждение, производит отклю чение поврежденного участка, выполняя необходимые переклю чения. Для ремонта и замены поврежденного оборудования бригада вызывает ремонтный персонал. § 48. А втом атическое отклю чение выключателей в центре питания При автоматическом отключении выключателя питающей ли нии дежурный персонал центра питания сообщает о случившемся диспетчеру сети, отключает линейные и шинные разъединители отключившегося выключателя и на их приводах вывешивает пла кат «Не включать — работают люди». Диспетчер сети посылает в РП, оставшийся без напряжения, оперативную бригаду. По приезде в РП оперативная бригада производит осмотр уст ройств сигнализации замыкания на землю и оборудования и, 197 убедившись, что оборудование не повреждено и сигнализация не работала, отключает выключатель питающей линии, шинные и линейные разъединители и вывешивает плакат «Не включать — повреждено». Оперативная бригада должна как можно быстрее подать на пряжение потребителям. Если в РП имеется прямая кабельная связь с другим распределительным пунктом, от, которого можно осуществить резервирование, то для быстрого восстановления пи тания потребителей пользуются этой связью, переключая на нее всю нагрузку РП включением шинных и линейных разъединителей и выключателя резервной связи. Если питание всей нагрузки РП по резервной связи вызывает ее значительную перегрузку, бригада производит необходимые переключения для ее разгрузки. После того как все потребители получат напряжение, оперативная брига да мегомметром определяет состояние питающей линии. Если питающая линия повреждена, оперативная бригада выве шивает в РП на выключателе линии плакат «Не включать — повреждено» и такой же плакат, по указанию диспетчера сети, вы вешивает в центре питания на выключателе поврежденной линии. В центре питания к выключателю часто подсоединены не одна, а две линии, причем они заходят в разные РП. Поэтому при повреждении одной из линий в центре питания отключаются обе линии. В центре питания на присоединении каждой линии уста новлены указатели первичного тока, срабатывающие при прохож дении через них тока короткого замыкания. Дежурный персонал ЦП после отключения выключателя проверяет, на какой линии сработал указатель первичного тока, что указывает на поврежде ние этой линии, и сообщает об этом диспетчеру городской электро сети. Диспетчер посылает оперативную бригаду в тот РП, куда приходит линия, на которой сработал указатель первичного тока. Действия оперативной бригады аналогичны указанным выше. В случае автоматического отключения в центре питания вы ключателя линий автоматизированной сети в обоих РП сработает автоматика и у потребителей сохранится напряжение. Поэтому оперативная бригада в автоматизированных питающих сетях вы езжает в РП для определения поврежденной линии и установки на ней плаката «Не включать — повреждено», а также для вос становления нормальной схемы электроснабжения РП после вклю чения питающей линии, оказавшейся неповрежденной. При автоматическом отключении в центре питания выключа теля линий в автоматизированной сети без РП (рис. 106) во всех трансформаторных подстанциях сработает автоматика и у всех по требителей сохранится напряжение. В этом случёе диспетчер сети дает распоряжение дежурному персоналу центра питания об от ключении шинных и кабельных разъединителей и установке на них и приводе выключателя плакатов «Не включать — работают люди», затем в сеть каждой питающей линии (примерно в среднюю ТП) диспетчер высылает оперативную бригаду, которая определяет по врежденный участок так же, как при отключении линии в РП. 198 ЦПА ■ ЦП б Рис. 106. Схема участка автоматизированной (двухлучевой) сети без РП: А и Б — отдельные лучи в каждой ТП После определения и отключения поврежденного участка линии включают разъединители и выключатель в центре питания и разъ единитель в месте деления сети для включения остальных участ ков сети. § 49. К ратковрем енное и устойчивое (длительное) одноф азное замыкание на зем лю Устойчивое однофазное замыкание на землю должно быть лик видировано как можно быстрее, поскольку оно может перейти в двух- и трехфазное короткое замыкание, а от появляющейся в ме сте повреждения электрической дуги могут возникнуть перенапря жения, приводящие часто к пробою другого участка сети. Соглас но ПТЭ однофазное замыкание на землю в сети генераторного на пряжения должно быть отключено в течение ч. О возникновении кратковременного или устойчивого однофаз ного замыкания на землю диспетчеру сети сообщает дежурный персонал центра питания, отметивший появление замыкания на землю по приборам контроля изоляции, по срабатыванию устройств сигнализации замыкания на землю на питающем кабеле и по сигналу работы дугогасящей катушки (при ее наличии в ЦП). Одновременно диспетчер электросети при наличии телемеханики получит сигнал о срабатывании указателей сигнализации замыка ния на землю в РП, в сети которого произошло замыкание. Тогда диспетчер электросети направляет в соответствующий РП опера тивную бригаду. При кратковременном однофазном замыкании де журный персонал центра питания ставит указатель сигнализации замыкания на землю в исходное положение. 2 199 Оперативная бригада обследует работу устройств сигнализа ции замыкания на землю на всех присоединениях РП. Если устрой ства сигнализации замыкания на землю в РП не сработали, то, следовательно, однофазное замыкание на землю произошло на пи тающей линии, и бригада принимает меры к ее отключению. При повреждении питающей линии, если в РП имеется резерв ный кабель связи с другим распределительным пунктом, питаю щимся от того же ЦП, что и поврежденная линия, и нагрузка ре зервного кабеля позволяет принять нагрузку поврежденной линии, включают выключатель резервного кабеля. Затем отключают вы ключатель поврежденной линии в РП, о чем немедленно сообщают диспетчеру, который отключает поврежденную линию в ЦП. Если в распределительном пункте имеется резервный кабель от РП, питающегося от другого центра питания, то включать на параллельную работу сеть с устойчивым замыканием на землю и неповрежденную сеть нельзя, так как может значительно увели читься ток замыкания на землю, что в некоторых случаях приво дит к выгоранию места повреждения и переходу однофазного ко роткого замыкания в двух- или трехфазное. Кроме того, при наличии слабых мест в изоляции подключае мого участка может произойти повреждение другого участка сети. Поэтому переключение нагрузки поврежденной питающей линии на резервный кабель производят с кратковременным перерывом в электроснабжении потребителей. Оперативная бригада сначала отключает в распределительном пункте выключатель питающей линии и через 1—2 сек включает резервный кабель. После этого отключают поврежденную линию в центре питания. Если при кратковременном замыкании на землю устройства сигнализации замыкания на землю в РП указывают на возможное повреждение того или иного присоединения, бригада принимает меры по отключению его от сети и испытанию повышенным напря жением от испытательной установки. ' Когда устройства сигнализации замыкания на землю в РП при устойчивом .замыкании указывают на повреждение в сети какого-либо присоединения, оперативная бригада выезжает на трансформаторные подстанции этого присоединения и специальны ми клещами измеряет ток замыкания на землю на входящем и вы ходящем кабелях в ТП. Если на входящем и выходящем кабелях будет замерен ток, то, следовательно, место повреждения нахо дится в последующих присоединениях. Когда же в одной из транс форматорных подстанций на входящем кабеле отклоняется стрелка амперметра измерительных клещей, а на выходящем кабеле не от клоняется, повреждение находится в оборудовании самой ТП. Если в очередной ТП на выходящем кабеле будет обнаружено отклонение стрелки амперметра, а на том же кабеле в следующей ТП этого отклонения не будет, следовательно, поврежден кабель между данными ТП. После нахождения поврежденного кабеля оперативная бригада отключает сначала выключатель линии из РП ц разъединителями поврежденный кабель с обеих сторон, вы 200 вешивает плакат «Не включать повреждено» и, возвратившись в РП, включает выключатель линии, затем замыкает разъедини тель в месте деления сети для подачи напряжения остальным трансформаторным подстанциям. После отключения поврежденной линии восстанавливают ис ходное положение всех устройств сигнализации замыкания на зем лю. Для ускорения- отыскания распределительного кабеля, имею щего замыкание на землю, целесообразно в узловых трансформа торных подстанциях на кабелях устанавливать трансформаторы земляной сигнализации с указателями. При наличии таких устройств оперативной бригаде достаточно осмотреть данное ТП и по срабатыванию указателя земляной сигнализации определить, находится ли поврежденный кабель до этого ТП или за ним. При наличии устойчивого однополюсного замыкания на землю в автома тизированных распределительных сетях в РП отключают выклю чатель линии, на которой сработало устройство сигнализации за мыкания на землю, а затем, проверяя последовательно изоляцию линий мегомметром, выявляют поврежденную линию и отключают ее, после чего действуют так, как было указано ранее. Контрольные вопросы 1. Какие операции можно выполнять масляными выключателями, выклю чателями нагрузки и разъединителями? 2. В каком порядке производят отключение силового- трансформатора при подсоединении его к сети масляными выключателями, выключателем нагрузки и разъединителем? 3. Какие причины вызывают сгорание плавких вставок предохранителей на отдельных участках сети? 4. Как оперативная бригада определяет поврежденный участок сети и включает участок сети, не имеющий повреждения, после автоматического от ключения в РП выключателя линии? 5. Какие причины вызывают автоматическое отключение в РП выключателя питающей линии и каковы при этом действия оперативной бригады? 6. В чем различие действий оперативной бригады при .автоматическом от ключении выключателя в центре питания в неавтоматизированной сети, авто матизированной сети с РП и в автоматизированной сети без РП? 7. В какой последовательности определяют и отключают линию, имеющую устойчивое однофазное замыкание на землю? Глава X М Е Х А Н И ЗА Ц И Я ЭКС П ЛУАТАЦ И О Н Н Ы Х РАБОТ В ГОРОДСКИХ СЕТЯХ Одним из важнейших мероприятий, предусмотренных Програм мой Коммунистической партии Советского Союза для создания материально-технической базы коммунизма, является комплексная механизация производственных процессов. Комплексная механизация приводит к ликвидации ручного труда, повышению его производительности, улучшению качества работ. Механизация эксплуатационных и ремонтных работ находит все более широкое применение в городских электрических сетях. Для выполнения ремонтных работ в городских электрических сетях созданы ремонтные механизированные станции (РМС). Электрические подстанции ремонтируют с помощью станций РМС-3, в состав которых входят передвижная электромеханиче ская мастерская и передвижная лаборатория для испытания изо ляции высоковольтного оборудования. Для обслуживания городских электросетей предназначена станция РМС-4, в состав которой входят передвижная мастерская по монтажу кабельных линий, передвижная лаборатория по испы таниям, прожиганию и определению мест повреждения кабельных линий, прицепная компрессорная установка, одноковшовый пневмоколесный экскаватор Э-153 на тракторе «Беларусь» с емкостью ковша 0,15 м3, бурильные машины, гидравлический подъемник (телескопическая вышка) и другие механизмы. В процессе эксплуатации воздушных линий необходимо произ водить замену опор и приставок. Для установки опоры или при ставки раскапывают яму глубиной около 1,7 м. Эту трудоемкую работу выполняет бурильно-крановая машина БКГМ-АН-63 Ала паевского машиностроительного завода, техническая характери стика которой приведена ниже. Обслуживает машину бригада из трех человек: шофера-электромонтера и двух электромонтеров. Техническая характеристика Глубина бурения, м м .................................................. до 1,7 Диаметр ямы, м ..............................................................» 0,5 Длина устанавливаемых столбов, м ........................» 9,0 Грузоподъемность крана, к г .................................... » 600 Время бурения ямы в грунте II и III категории, м и н ................................. ........................................... 1—1,5 Время установки одного столба, мин . . . . 1 При ремонте кабельных линий земляные работы выполняет экскаватор Э-153 на тракторе «Беларусь», имеющий достаточную маневренность и небольшие габариты. Такой экскаватор, снабжен ный отвалом, может работать как бульдозер. Для земляных работ 202 используют также пневматические и .электрические отбойные мо лотки. Масса электромолотка И-158Б— 17,5 кг, мощность трех фазного электродвигателя кет. Пневматические молотки при меняются вместе с передвижной компрессорной установкой. Для облегчения раскопок зимой мерзлый грунт отогревают электрическими рефлекторными печами или газовой установкой. Электрическая рефлекторная печь состоит из двух основных элементов: нагревателя и рефлектора (отражателя). Нагреватель представляет собой нихромовую спираль, укрепленную на изоли рованном стержне, отражатель — металлический лист, согнутый по продольной оси. Сторона листа, обращенная к нагревателю, имеет блестящую поверхность. С внешней стороны отражатель покрыт кожухом из листового железа, который защищает отража тель от механических повреждений. Питание печи осуществляется от сети переменного тока напряжением 127 или 220 в. Для отогре вания грунта собирают комплект из трех печей, которые в зави симости от напряжения сети соединяют соответственно в треуголь ник или звезду. Техническая характеристика электрической печи приведена ниже. 0 , 8 Техническая характеристика Площадь, обогреваемая одной печью, м2 . , . 0,4X1,5 Мощность комплекта печей, к е т ........................ 18 Расход электроэнергии на отогревание 1 м г грунта, квт-ч ...................................................... 50 Газовая установка для отогревания мерзлого грунта состоит из баллона со сжиженным газом (пропан-бутаном), редуктора, газовой горелки и отражателя. Емкость баллона 50 л, масса газа 21—23 кг, масса баллона с газом 56—58 кг. Рабочее давление 16 ат. Понижение давления (редуцирование) газа производится редуктором. Для откачки воды из котлованов и колодцев применяют элек тронасос «Гном-10А» и пожарную мотопомпу ПМ-600, смонтиро ванную на тележке. Ее производительность 600 л/мин при высоте подъема до м. Автоприцеп ГАЗ-704, оборудованный насосом с приводом от электродвигателя, служит для откачки пульпы. Производитель ность насоса 16 м3/ч при высоте подъема до м. Механизация погрузочно-разгрузочных работ значительно облегчает труд рабочих и повышает производитель ность. При погрузочно-разгрузочных работах используют рассмотрен ную выше бурильно-крановую машину. Для грузов массой более 600 кг применяют автокраны ЛАЗ-690 грузоподъемностью 3 т при длине вылета стрелы 2,5 м. В процессе эксплуатации городских электрических сетей необ ходимо заменять силовые трансформаторы. Мощность трансфор маторов городских сетей достигает 630 ква. Масса одного такого, трансформатора 3 т. Погрузочно-разгрузочные работы при замене 6 6 203 силовых трансформаторов производят автокраном или механиче ской лебедкой, смонтированной на автомашине ЗИЛ-150 или ГАЗ-153. Привод лебедки осуществляется от двигателя автомашины с помощью коробки отбора мощности. Управление производится из кабины. С помощью этой же А-А машины можно перевозить барабаньте проводом и ка белем. Для текущего р е м о н т а в о з д у ш н ы х л и н и й при меняют автомашину с теле скопической вышкой. С этой вышки бригада может быст ро ликвидировать погаше ния, измерять нагрузки и напряжения, снимать наброи=«4 (г сы с линий и т. д. А Капитальный ремонт воз п душных и кабельных линий, Вход 8 а также сетевых сооружений Щ [КОН_ производят бригады центра Г. лизованного ремонта. Это позволяет: от сократить количество персонала, занятого ремон 8-5 том оборудования; обеспечить каждую бригаду передвижной ма стерской; улучшить качество и увеЧ личить объем выполняемых работ, что в конечном счете позволяет удлинить межре монтные сроки; повысить квалификацию Рис. 107. Передвижная мастерская по ре ремонтного персонала; монту электрических воздушных линий (на увеличить производитель автоприцепе 2ПН-4): 1 — сиденье-ящик (для лопат, ломов, топоров и ность труда; т. д.), 2 — барабан со шланговым кабелем, 3 — перейти на круглогодич кожух над колесом, 4 — верстак с ящиками, 5 — электроточило, 6 — параллельные тиски, 7 — шкаф ный график ремонта. для одежды на шесть мест, 8 — электрощиток, 9 — ящик для инструмента Для капитального ре монта воздушных линий на пряжением до кв (при замене опор, приставок, линейных и ввод ных проводов и т. д.) применяется передвижная мастерская, обору дованная в специальном кузове на автоприцепе 2ПН-4 (рис. 107). Мастерская оснащена оборудованием, приборами, инструментом и приспособлениями, материалами, защитными средствами. Транс портировка мастерской производится автомашинами. 1 0 204 При централизованном ремонте кабельных линий применяют передвижную мастерскую, оборудованную в специальном кузове на автомашине ГАЗ-51 или на двухосном автоприцепе 2ПН-2. Мастерская имеет следующее оборудование: электромолотки И-158Б для рыхления грунта, слесарный верстак с параллельными тисками, электроточило для заточки инструмента, электросверлильную машину, трансформатор для подогрева кабеля, щиты для ограждения места, где производят работы, газовую установку для разогрева припоев и заливочных кабельных масс и другие приспо собления, инструмент и материалы. Рис 108. Мастерская для ремонта оборудования РП и ТП (на автомашине ГАЗ-51): 1 — шкаф для одежды, 2 — сиденье, 3 — параллельные тиски, 4 — электроточило, 5 — электросверлильная машина, 6 — электродвигатель с металлической щеткой, 7 — ме таллические стеллажи, 8 — верстак, 9 — каркас кузова, 10 — электрощиток, 11 — испы тательный трансформатор 12 — баки для масла, 13 — регулировочный автотрансфор матор, 14 — барабаны с-кабелем, 15 — металлические ящики, 16 — пылесос, 17 — сва рочный аппарат, 18 — электрическая печка Для капитального ремонта распределительных пунктов и транс форматорных подстанций применяется передвижная мастерская (рис. 108), оборудованная в специальном кузове на автомашине ГАЗ-51. Размеры кузова 3,1X2 м2. Мастерская оснащена установкой для испытания изоляции оборудования и защитных средств в РУ, малогабаритным электро сварочным аппаратом, промышленным пылесосом ПП-7, мегоммет ром МС-06, измерителем заземления МС-08, слесарным верстаком с установленными, на нем параллельными тисками, электросверлильной машиной С-480Б, электроточилом И-138А, сосудами для грязного и чистого масла и другим оборудованием, инструментом и материалами для производства капитального ремонта оборудова ния РП и ТП. 205 Текущий ремонт распределительных и трансформаторных под станций осуществляет передвижная мастерская, оборудованная в специальном кузове на автомашине ГАЗ-51. Ремонтная бригада в составе мастера, электрослесаря 5-го разряда и электрослесаряшофера 3—4-го разряда с помощью такой мастерской выполняет работы по очистке оборудования и помещений РП и ТП дт пыли, устраняет дефекты концевых воронок кабелей напряжением до кв, отсоединяет и присоединяет силовые трансформаторы при их замене для отправки в ремонт, выполняет ремонт цепей осве щения и замену ламп в сетевых сооружениях, а также демонтаж устройств электросети в связи с их ликвидацией и другие работы. Мастерская оснащена пылесосом «Уралец», электросверлильной машиной С-480, слесарным верстаком с установленными на нем параллельными тисками, инструментом для подогрева кабельных масс, слесарным и другим инструментом и материалами для про изводства текущего ремонта сетевого оборудования. Для проверки силовых трансформаторов и ремонта их на месте установки создана передвижная мастерская на автомашине ГАЗ-51. Мастерская оснащена установкой для испытания транс форматоров повышенным напряжением, двумя баками объемом по 600 л каждый для чистого и загрязненного масла, домкратами, талью грузоподъемностью до т и другими приспособлениями, инструментом и необходимыми материалами. Бригада производит , осмотр выемной части трансформаторов, замену изоляторов, смену масла в маслонаполненных аппаратах, испытание повышенным напряжением и мегомметром и другие работы, связанные с мелким ремонтом трансформаторов. Для ремонта вводных устройств и соединительных пунктов применяется передвижная мастерская в кузове, смонтированном на шасси автомашины «Волга». Мастерская оборудована слесарным верстаком с установлен ными на нем параллельными тисками, слесарным инструментом, газовой горелкой и бытовыми баллонами с газом для напайки наконечников и ремонта концевых воронок. Для ремонта мягких кровель и покрытия их битумом применя ется электробитумоварка, смонтированная на одноосном прицепе ГАЗ-704. 1 0 1 Контрольные вопросы 1. Для чего создаются ремонтные механизированные станции? 2. Какие механизмы применяют для ускорения земляных работ при замене приставок и опор, а также при ремонте кабельных линий? 3. G какой целью в городских электрических сетях создают бригады цент рализованного ремонта? 4. Чем оснащают бригады централизованного ремонта воздушных и ка бельных линий, оборудования РП и ТП? Глава XI ОРГАНИЗАЦ ИЯ И Э К О Н О М И К А ПРОИЗВОДСТВА § 50. О рганизация производства В связи с большими задачами, поставленными в Программе КПСС по электрификации СССР, создано Министерство энерге тики и электрификации СССР. Предприятия, вырабатывающие электрическую энергию (элек трические станции) и передающие ее потребителю (сети), подчи няются соответствующим энергосистемам, Главным управлениям и Министерству энергетики и электрификации СССР. Имеются так же городские сети, подчиняющиеся местным городским или обла стным советам депутатов трудящихся и Министерству коммуналь ного хозяйства. Для обслуживания электрических сетей в городах созданы управления сетями города или районы городских электро сетей. Территория наиболее крупных городов страны для удобства обслуживания разделена на сетевые районы. Район разбивается на производственные участки, число которых зависит от количест ва обслуживаемого оборудования. В управлении сетями могут быть и специализированные районы по эксплуатации кабелей напряжением 35, НО кв и др. За работу городских электрических сетей отвечают директор, главный инженер, начальники районов, начальники участков и мастера. Д и р е к т о р отвечает за выполнение плана и сохранность основных средств предприятия, подбирает кадры и поддерживает трудовую дисциплину, распоряжается материальными и денежны ми средствами. Г л а в н ы й и н ж е н е р предприятия — первый по мощник и заместитель директора. Он осуществляет оперативное и техническое руководство производственной деятельностью. Н а ч а л ь н и к р а й о н а и его заместитель (главный инженер) являются хозяйственными и техническими руководителями работ в районе. Они обеспечивают разработку и выполнение плана по району, организацию труда и оперативное регулирование произ водственных процессов. Н а ч а л ь н и к п р о и з в о д с т в е н н о г о у ч а с т к а непосредственно подчиняется начальнику района. В его обязанности входят составление годовых и месячных планов и графиков работ участка, организация и контроль за работой пер сонала участка, создание для персонала участка безопасных усло вий труда в соответствии с Правилами техники безопасности, обеспечение надежной работы оборудования и кабельных линий. В подчинении начальника участка находятся мастера. М а с т е р отвечает за выполнение поручаемых ему согласно планам и графи кам работ, за соблюдение безопасных условий труда непосредст венно на месте работ, за качество выполняемых работ, за безава рийную работу закрепленного за ним оборудования и линий. Рабо 207 чие получают задания через мастера. Мастер расставляет рабочих, налагает на них через администрацию взыскания, ходатайствует о присвоении рабочим тарифных разрядов и премировании их'йа хорошую работу и высокую производительность труда. Права и обязанности администрации и рабочих электросети определяются Кодексом законов о труде, правилами внутреннего распорядка, должностными инструкциями и коллективным дого вором. Коллективный договор заключается между администрацией и заводским комитетом профсоюзной организации ежегодно. § 51. О рганизация труда Основной формой организации труда при обслуживании город ских электрических сетей является производственный участок. Участок возглавляет начальник, которому подчиняются мастера; мастер возглавляет бригаду, состоящую из человек на экс плуатационном участке, человек на участках по ремонту обо рудования РП и ТП и кабельных линий и 16—20 человек на уча стке по капитальному ремонту воздушных линий. Начальник участка в конце каждого месяца составляет в соот ветствии с утвержденным планом ежедневный график работы на следующий месяц, согласовывая его с графиком работ вспомо гательных цехов (например, ремонтно-строительного, транспорт ного и т. п.) и после утверждения начальником района передает его мастеру участка. Накануне рабочего дня начальник участка указывает мастеру на особенности работ и подготовляет необхо димую документацию (наряды, ведомости дефектов, заявки на работу). Мастер заранее выписывает необходимые материалы и органи зует их доставку на место работ, знакомит бригаду с объемом и сроком выполнения работ по графику, производит допуск, контро лирует качество выполняемых работ и соблюдение правил техники безопасности, учитывает выполненные работы и производит соот ветствующие отметки в технической документации района. 3 — 6 — 4 8 § 52. Техническое норм ирование и заработная плата Для городских электросетей в целях правильной организации тРУДа. планирования его показателей, в том числе по производи тельности, и внедрения передовых методов работы установлены нормы времени на все виды сетевых работ по эксплуатации и ремонту. Нормой времени называют время в минутах или часах, установленное на производство единицы изделия или выполнение определенной работы. Нормы времени разрабатывают методами технического нормирования, учитывая основное время, необходи мое для выполнения операций, и время, затрачиваемое на подго товительные и заключительные операции, связанные с данным рабочим процессом. Технически обоснованные нормы учитывают возможность наиболее полного использования оборудования 208 и достижений передовых рабочих, максимальное внедрение меха низации труда. Труд рабочих, занятых на эксплуатации городских электросе тей, оплачивается повременно. Повременную оплату дополняет премиальная оплата труда. При повременно-премиальной системе заработной платы сумма заработка складывается из двух частей: постоянной, согласно тарифным ставкам, и премиальной в виде премии, выплачиваемой при отсутствии повреждений закрепленно го за данным рабочим оборудования. Часовые тарифные ставки для рабочих по ремонту кабельных и воздушных линий и ремонту оборудования РП и ТП, подведом ственных Министерству энергетики и электрификации СССР, при ведены в табл. 16. Таблица 1& Часовые тарифные ставки для рабочих по ремонту кабельных и воздушных линий и ремонту оборудования РП и ТП Часовая тарифная ставка (в копейках) Разряды Рабочие Повременщики по ремонту кабельных линий ........................................................... Повременщики по ремонту воздушных линий и оборудования РП и ТП . . . . 1-й 2-й з-а 4-й 5-й 6-й 38,7 41,5 47,3 54,3 63,1 73,4 35,8 37,8 41,3 47,4 55,0 64,0 § 53. Планирование и хозяйственный расчет Каждая городская электросеть имеет свой технико-производ ственный финансовый план, представляющий собой сводный план производственно-технической и финансовой деятельности районов и цехов. План эксплуатационных работ электрической сети составляют, исходя из количества сетевых сооружений (РП, ТП, СП, колод цев, коллекторов и т. д.), оборудования, кабельных и воздушных линий и технических норм их обслуживания . в соответствии с Правилами технической эксплуатации и техники безопасности. В зависимости от количества имеющегося оборудования, срока его ремонта и норм времени на отдельные виды работ составляют годовые и ежемесячные планы работ. Планы разрабатываются по участкам, районам, цехам и сети в целом. Для облегчения составления планов администрация управления • городскими сетями разрабатывает номенклатуру эксплуатацион ных работ, в которой указывает перечень вбех работ, производимых персоналом городских сетей, периодичность их выполнения согла сно ПТЭ и инструкциям, а также нормы времени в человеко-часах. 14 Заказ 343 20& Управление городскими сетями получает от государства опре деленные средства для выполнения планов работ. Отпускаемые средства расходуются на материалы, употребляемые в процессе эксплуатации, транспорт, заработную плату эксплуатационному персоналу и т. д. Необходимо постоянно (ежемесячно) сопостав лять средства, получаемые предприятиями от государства, с рас ходами предприятия. Этой цели служит х о з я й с т в е н н ы й р а с ч е т . Для облегчения контроля и определения того, какой’ район или участок предприятия работает нерентабельно (т. е. перерас ходует отпущенные средства), все получаемые от государства средства разделяются по районам или участкам. На каждый месяц управление сетями сообщает району или участку сумму затрат по статьям расходов и по окончании месяца контролирует правиль ность использования средств. Система хозрасчета способствует экономии материалов и инструмента, повышению производитель ности труда и уменьшению непроизводительных расходов, т. е. способствует снижению себестоимости передачи электроэнергии] Контрольные вопросы 1. Как составляется план эксплуатационных работ в городских электоических сетях? р 2. Кто отвечает за выполнение плана работ в районах электросетей? 3. Для чего необходим хозяйственный расчет на предприятиях электро- Глава xil ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ И ПРОТИВОПОЖАРНЫЕ МЕРОПРИЯТИЯ § 54. Правила техники безопасности * Проведение мероприятий по охране труда является обязатель ным в® всех отраслях народного хозяйства, нарушение правил охраны труда карается законом. Контроль за выполнением правил охраны труда возлагается на хозяйственных руководителей и профсоюзы. На всех предприятиях СССР имеются инженеры или инспекторы по контролю за выполнением этих правил, а завод ские комитеты избирают комиссии и общественных инспекторов по охране труда. Электромонтеры городских электрических сетей, рабвтающие в условиях действующих установок напряжением до в и выше, должны знать и выполнять правила безопасности, знать порядок производства работ в электроустановках, правила допуска к рабо там и правила пользования защитными средствами, а также долж ны знать, как освободить человека, попавшего под напряжение, от действия тока и уметь оказывать первую помощь. Кроме того, электромонтеры городских сетей должны знать правила безопас ности по отдельным видам работ: производству измерений и испы таний на силовых кабельных линиях, работе с паяльной лампрй и кабельными массами, перевозке тяжелых грузов (такелажные работы) и т. д. При обнаружении нарушений правил безопасности или неис правностей оборудования, защитных средств, тяговых механизмов и приспособлений, представляющих опасность для людей, элек тромонтеры городских сетей должны сами принимать меры к пред отвращению несчастных случаев или немедленно сообщать о вы явленных нарушениях или неисправностях вышестоящему руко водителю для принятия соответствующих мер. Электромонтерам городских сетей после обучения и проверки их знаний специальная комиссия присваивает квалификационные группы по технике безопасности и выдает соответствующие удо стоверения. Согласно Правилам техники безопасности при эксплуатации распределительных сетей персонал, работающий в установках напряжением выше в, разделяется на пять квалификацион ных групп. К I группе относятся строительные рабочие, разнорабо чие и ученики электромонтеров; ко II — помощники электромонте ров и электрослесарей, электромонтеры по надзору за трассами; к I I I — электромонтеры и электрослесари; к IV — старшие электро монтеры и электрослесари; к V —-мастера, техники и инженеры. Учитывая, что действующие электроустановки находятся под напряжением, работы производят, соблюдая следующие условия: 1 0 0 0 1 0 0 0 14* 211 на работы должно быть выдано разрешение в форме письменного наряда руководящим, уполномоченным на это лицом; работы должны производиться не менее чем двумя лицами; перед началом работ необходимо выполнять технические и организационные ме роприятия, обеспечивающие безопасность персонала. В действующих установках работы в зависимости от их харак тера могут выполняться при полном или частичном снятии напря жения или же под напряжением. Технические и организационные мероприятия различны в зави симости от условий работ. Техническими мероприятиями являются: отключение напряжения, вывешивание плакатов, ограждение места работ, проверка отсутствия напряжения и наложение заземления. К организационным мероприятиям относятся: оформление наря дов и допуска к работе, надзор во время работ, оформление пере рывов в работе, переходов на другое рабочее место и окончание работы. Наряд — это письменное разрешение на работу в электроуста новках, определяющее место, время и условия производства рабо ты, необходимые отключения, места заземления, состав бригады и т. д. Система нарядов четко определяет ответственность руководя щего и исполнительного персонала. Ответственными за безопасность работ являются следующие лица: лицо, выдающее и подписывающее наряд, отдающее распоря жение (лица V группы, уполномоченные на это письменным распо ряжением по электросети); допускающий к работе (мастер); производитель работ или наблюдающий (старший электромон тер, электромонтер). Производитель работ в установках выше 1000 в должен иметь квалификацию не ниже IV группы, наблю дающий— не ниже III группы. Производителю работ может быть выдан на руки только один наряд на одно присоединение и на одну бригаду. Срок действия наряда определяется длительностью работ. При возможных перерывах в работе наряд остается действитель ным, если оборудование не включали и условия производства работ остались неизменными. На однотипные работы без снятия напряжения может быть выдан один общий наряд-для поочеред ного производства их на нескольких присоединениях в несколь ких сетевых помещениях. В этом случае при каждом переходе в другое сетевое помещение требуется производить допуск бригады. Выездным специализированным бригадам (бригады по опреде лению мест повреждения кабельных линий, по испытанию кабель ных линий) может быть выдан один общий наряд на работы, в нескольких помещениях и на нескольких присоединениях при усло вии, что бригада состоит не менее чем из двух лиц, из которых одно имеет квалификацию не ниже V группы, а другое — не ниже 212 Ill группы. Во время работ наряд должен находиться на рабочем месте. Без наряда, по устному или телефонному распоряжению разре шается производить работы по ликвидации перерывов в электро снабжении дежурному оперативному персоналу, а также некоторые работы — обслуживающему персоналу, закрепленному за данным участком. К таким работам относятся работы, не требующие от ключения и заземления оборудования (уборка помещения до ограждения, ремонт дверей, смена ламп и выключателей, измерение нагрузок токоизмерительными клещами). Работы по ликвидации аварий на одном участке выполняет, как правило, одна бригада, так как вторая бригада может подать напряжение на место работы первой бригады. Бригада должна состоять не менее чем из двух лиц, из которых одно должно иметь квалификацию не ниже IV группы, а в случае необходи мости выполнения ремонтных работ со снятием напряжения — не ниже V группы. Весь персонал городских сетей, работающий в условиях дей ствующих установок, должен оказывать первую доврачебную по мощь при поражении электрическим током. При поражении работающего электрическим током необходимо как можно быстрее отключить ту часть электроустановки, которой касается пострадавший. Для.этого отключают ближайший рубиль ник или выключатель. Если пострадавший находится на высоте, принимают меры, чтобы не допустить падения пострадавшего. В тех случаях когда отключение установки не может быть произ ведено достаточно быстро, отделяют пострадавшего от токоведущйх частей, которых он касается: отсоединяют провод от постра давшего или оттаскивают пострадавшего от токоведущих частей с помощью изолирующих приспособлений (резиновых перчаток, изолирующих штанг и клещей). Если человек схватился за провод, находящийся под напряже нием до в, прерывают ток, отделив пострадавшего от земли (например, подложив под него сухую доску). Можно также пере резать провод инструментом с изолированной ручкой. После освобождения пострадавшего от тока вызывают врача (скорую помощь) и при отсутствии у пострадавшего дыхания не медленно производят искусственное дыхание. Пострадавшего укла дывают на спину, освобождают от стесняющей дыхание одежды ' (снимают шарф, расстегивают ворот рубашки), раскрывают рот и разжимают зубы, вставляя между ними какой-либо предмет, на пример ложку. Затем оказывающий помощь вдувает в рот или нос пострадавшего воздух, прижимая свой рот ко рту пострадавшего. Для вдувания могут применяться также специальные дыхательные трубки (воздуходувы). Воздух вдувают каждые 5 сек. Одно временно производят наружный (непрямой) массаж сердца постра давшего. Оказывающий помощь, наклоняясь над пострадавшим или стоя на коленях рядом с ним, накладывает на нижнюю часть грудины пострадавшего ладонь одной руки, поверх нее — ладонь 1 0 0 0 — 6 213 другой руки и начинает ритмично (60—80 раз в минуту) надавли вать на нижний край грудины. Сердце сдавливается, и кровь из его полостей поступает в кровеносные сосуды. Соотношение «сер дечных толчков» и вдуваний должно составлять 4 : 1. Такую по мощь оказывают до приезда врача. § 55. Защ итны е средства В соответствии с Правилами т.ехники безопасности при рабо тах в действующих электротехнических устройствах необходимо применять различные защитные средства. Защитными средствами называют переносные приспособления и приборы, служащие для защиты работающих от поражения элек трическим током, действия электрической дуги и т. п. Защитные средства делятся на следующие четыре группы: изолирующие средства; А — длина захвата ручки, Б — длина изолирующей части, часть В — рабочая переносные временные заземления, временные ограждения и плакаты; указатели напряжения; средства защиты от действия электрической дуги и ожогов. Изолирующие защитные средства делятся на основные и до полнительные. Основными называют такие изолирующие защитные средства, которые надежно выдерживают рабочее напряжение установки; ими можно касаться токоведущих частей, находящихся под напря жением. При напряжении до 10 кв основными средствами являют ся изолирующие штанги и клещи, указатели напряжения, при на пряжении до в —-диэлектрические резиновые перчатки, мон терский инструмент с изолирующими ручками и указатели напря жения. Дополнительными называют такие изолирующие защитные средства, которые применяются вместе с основными, так как без основных средств они не могут при данном напряжении обеспе чить защиту работающих от поражения током. Дополнительными изолирующими средствами в установках напряжением выше в являются диэлектрические перчатки, диэлектрические боты, ди электрические резиновые коврики и изолирующие подставки, в установках напряжением до в — диэлектрические галоши, диэлектрические резиновые коврики и изолирующие подставки. 1 0 0 0 1 0 0 0 1 0 0 0 214 Изолирующие штанги (рис. 109) применяют для включения и отключения однополюсных разъединителей, а также для наложе ния переносных заземлений. Операции по переключениям и нало жению переносных заземлений выполняют в диэлектрических рези новых перчатках. Изолирующие штанги могут быть универсальные, т. е. иметь сменные головки, предназначенные для выполнения различных функций. А — длина захвата ручки, Б — длина изолирующей части, В — рабочая часть или губки Изолирующие клещи (рис. ПО) служат для установки и снятия трубчатых предохранителей, изолирующих колпаков и накладок. Работы клещами выполняют стоя на изолирующей подставке и в диэлектрических перчатках. По клейму на перчатках необходимо предварительно определить, соответствуют ли они напряжению данной установки, и проверить срок их последнего испытания — он не должен превышать шести месяцев. Монтерский инструмент с изолирующими ручками длиной не менее мм применяется при работах под напряжением до в совместно с диэлектрическими перчатками и галошами. Диэлектрические резиновые галоши и боты отличаются от обыч ных тем, что они не имеют лакового покрытия. Диэлектрические резиновые коврики и дорожки изготовляют двух видов: для установок до 1000 в толщиной 3—5 мм и для установок выше 1000 в толщиной 7 мм. Изолирующая подставка представляет собой деревянную ре шетку на фарфоровых ребристых изоляторах СН (рис.' 111) или ОФ- . Трубки с дополнительными сопротивлениями (рис. 112, а) и указатели напряжения (рис. , ) предназначены для фазиро вания линий и проверки наличия и отсутствия напряжения на токоведущих частях электрических установок напряжением выше в. Указатель напряжения состоит из трех частей: самого указате ля, показывающего присутствие напряжения, изолирующей части минимальной длиной 320 мм и ручки-захвата с минимальной дли 1 0 0 1 0 0 0 — 8 - 6 6 1 1 2 6 1 0 0 0 215 ной ПО мм. Указатель напряжения представляет собой изолирую щую трубку, в которой смонтированы неоновая лампа и два кон денсатора, соединенные последовательно. При приближении ука зателя к токоведущим частям, находящимся под напряжением, неоновая лампа от протекания емкостного тока начинает светить ся. Перед каждой проверкой отсутствия напряжения следует убе диться в исправности указателя, приблизив его к токоведущим А-А Рис. 111. Изолирующая подножная решетка (подставка): 1, 2 и 3 — деревянные брусья, 4 — шип, 5 — изолятор СН-6 частям, находящимся под напряжением. При работе с указателем напряжения необходимо пользоваться диэлектрическими перчат ками. Проверять отсутствие напряжения следует на всех трех фазах. Трубка с дополнительными сопротивлениями состоит из дер жателя и сопротивлений, смонтированных в ее верхней части. Для фазирования кабельных линий напряжением б—10 кв ука затель напряжения и трубку с дополнительными сопротивлениями соединяют друг с ^другом изолированным проводом, как указано на рис. 112. Кабельную линию, которую необходимо сфазировать (например, новую или после ремонта) с работающей линией, вклю чают под напряжение с одного конца. Фазирование выполняют на отключенных разъединителях этой линии с другого конца. Конец трубки с дополнительными сопротивлениями приближают к непо 216 движному контакту разъединителя, находящемуся под напряжением от работающей линии, конец указателя напряжения — к подвижно му ножу этого же разъединителя, находящемуся под напряжением от фазируемой линии. При отсутствии свечения лампы указателя фазы совпадают, при свечении лампы фазы не совпадают и тогда продолжительность нахождения трубки под напряжением не должна превышать 10—15 сек. Не рекомендуется касаться частей установок, находящихся под напряжением, концами труб ки, так как сопротивления, вмонтированные в трубку, недостаточно устойчивы. Фазирование выполняют не менее чем на двух фазах. При фазировании пользуются диэлектрическими перчатками. В установках напряжением до 1000 в при меняют указатели напряжения, действие кото рых основано на протекании активного тока. Обычно они представляют собой контрольную лампу, заключенную в футляр из изолирующе Рис. 112. Трубка с го материала, с изолированными проводника дополнительными сопротивлениями ми. На рис. 113 изображен указатель напря (а) и указатель жения для установок до 500 в с неоновой лам напряжения на 6— пой МН-3 и дополнительным сопротивлением 10 кв (б): / — сопротивления, в 1 Мом. неоновая лампа, Переносные заземления, ограждения и пла 32 — — конденсаторы, 4 — каты предназначены для защиты работающих провод, Ь — держа тель на отключенном участке электрической уста новки. Временные переносные заземления состоят из трех частей: проводов для закорачивания фаз, провода для заземления, зажи мов для присоединения проводов. Обычно в городских сетях при меняют переносные заземления, выполненные из неизолированного гибкого медного провода. Порядок наложения заземлений следую щий: присоединяют зажим к заземляющему проводнику, указате лем напряжения проверяют отсутствие напряжения на отключен ных токоведущих частях, подлежащих заземлению, затем штангой накладывают на токоведущие части зажимы для закорачивания фаз и, наконец, закрепляют зажимы на токоведущих частях. В настоящее время разрешается применение переносных зазем лений только в таких распределительных устройствах, где ста ционарные заземляющие ножи не установлены. Временные ограждения выполняют в виде щитов (ширм), изо лирующих накладок и резиновых колпаков. Щиты изготовляют из сухого дерева без металлических креп лений высотой 1700 мм. Расстояние между щитами и частями установки, находящимися под напряжением до кв, должно быть не менее 350 мм. Изолирующие накладки, помещаемые между токоведущими ча стями, оставшимися под напряжением, изготовляют из твердого 1 0 217 огнестойкого изолирующего материала — текстолита, бакелита и т. п. Резиновые накладки применяются в установках до в и могут быть наложены непосредственно на части, находящиеся под напряжением. Резиновые колпаки служат для изолирования ножей разъеди нителей, которыми может быть подано напряжение на участок, где производится работа.^ Накладывают резиновые колпаки с помощью изолирующих клещей. Работу выполняют в диэлектрических пер чатках, стоя на изолирующей подставке или резиновом коврике. 1 0 0 0 Рис. 113. Указатель напряжения для установок До 500 в Плакаты, применяемые в городских сетях, могут быть стацио нарные и переносные. По назначению плакаты делятся на предо стерегающие, запрещающие, разрешающие и напоминающие. Предостерегающие плакаты: «Высокое напряжение — опасно для жизни» — стационарный плакат, укрепляемый на наружной стороне дверей РП и ТП«Стой — высокое напряжение» — переносный плакат, вывеши ваемый на ограждениях; «Под напряжением — опасно для жизни!» — постоянный пла кат укрепляемый на наружной стороне дверей РУ напряжением до иии в. З а п р е щ а ю щ и й : «Не включать — работают люди» — перенос ный плакат, вывешиваемый на рукоятках приводов коммутацион ной аппаратуры, на сборках у отключенных разъединителей. Р а з р е ш а ю щ и й : «Работать здесь» — переносный плакат вывешиваемый на месте работ при частичном снятии напряжения’ Н а п о м и н а ю щ и й : «Заземлено» — переносный плакат, вывешцваемыи на рукоятках приводов коммутационной аппаратуры при наличии временного заземления оборудования, на которое может быть подано напряжение. Защитными средствами от действия электрической дуги и ожо гов являются очки и брезентовые рукавицы. Очки надевают при смене перегоревших предохранителей, при резке кабелей и вскрытии муфт, а также при лайке кабелей и заливке кабельных муфт. 1 218 Брезентовые рукавицы применяются при работах с расплав ленным припоем и кабельными массами. Рукавицы должны быть достаточно длинными, чтобы закрывать руку до локтя, и должны иметь тесемки для закрепления на руке. Защитные средства периодически испытывают и осматри вают. § 56. П ротивопож арны е мероприятия Кабель, проложенный в земле или в трубах, из-за отсутствия доступа воздуха безопасен в пожарном отношении. Кабель, про ложенный открыто, в коллекторах, распределительных устройствах, может при повреждении стать причиной пожара. Пожар может возникнуть вследствие воспламенения горючих материалов, находящихся в кабельном сооружении, при электри ческом пробое кабеля или в момент испытания или прожигания места повреждения. Чтобы предупредить возникновение пожара в действующих ка бельных сооружениях, проводят следующие профилактические мероприятия: по окончании работ горючие материалы (бензин, кабельную массу, древесину, краски, отходы и т. п.) выносят из кабельных сооружений; наружный защитный покров с кабеля удаляют; кабельные туннели, коллекторы, подвалы обеспечивают элек трическим освещением, вентиляцией с закрываемыми снаружи за движками и противопожарными средствами; входы в кабельные сооружения и люки в них запирают; при работах с открытым огнем у места работы устанавливают огнетушители, ящики с сухим песком и металлический ящик с крышкой для отходов от разделки кабеля. Разжигают паяльную лампу и разогревают массу вне кабельного сооружения. Бригада должна иметь два асбестовых (негорючих) одеяла, закрывающие ближние от места работ кабели. В распределительных пунктах пожары крайне редки, так как в них нет горючих материалов. Взрыв и загорание масла в бако вых масляных выключателях, установленных в отдельных камерах, не вызовут повреждения оборудования всего РП. В трансформаторных подстанциях установлены силовые масло наполненные трансформаторы, и при вытекании масла и возникно вении вследствие этого короткого замыкания внутри трансформа тора может произойти пожар. Во вводных устройствах пожар может возникнуть из-за попа дания влаги в концевую мастическую муфту, что вызовет корот кое замыкание в муфте и загорание мастики. Для предупреждения возможности возникновения пожара в действующих РП, ТП и во вводах проводят следующие профилак тические мероприятия: в РП и ТП не хранят горючие материалы и лишнее оборудова 219 ние, после работ вывозят инструмент, материалы и отходы, не разжигают паяльные лампы и не разогревают мастику; следят за исправностью маслонаполненных аппаратов, за нор мальным уровнем масла в них и отсутствием течи масла; вводнце устройства устанавливают на несгораемых (кирпич ных, бетонных) стенах, предохраняют вводные устройства и кон цевые муфты от попадания на них влаги. При обнаружении пожара в РП или ТП дежурная бригада в первую очередь производит всестороннее отключение горящего оборудования от сети и приступает к тушению пожара, применяя сухой огнетушитель или песок. Если невозможно ликвидировать пожар собственными силами, дежурная бригада вызывает' городскую пожарную команду. Если обнаружен пожар в кабельном сооружении и невозможно ликвидировать его собственными силами, дежурная бригада вызы вает городскую пожарную команду и принимает меры к отключе нию кабельных линий, проходящих в кабельном сооружении. Для каждого кабельного сооружения составляют планы пожаротуше ния, в которых указывают, какие кабели проходят в кабельном сооружении и операции по отключению этих кабелей, наличие ближайших средств пожаротушения (огнетушители, гидранты и др.) и взаимодействие дежурной бригады с пожарной командой. Контрольные вопросы 1. Какие правила техники безопасности должны знать электромонтеры городских электрических сетей? 2. Какие мероприятия, обеспечивающие безопасность персонала при рабо тах, являются техническими и какие организационными? 3. Что такое наряд? 4. Какие защитные средства применяются при работах в действующих электротехнических установках? 5. На какие группы разделяются защитные средства? 6. Какие изолирующие защитные средства являются основными и какие дополнительными? 7. Какие профилактические мероприятия проводятся для предупреждения возможности возникновения пожаров в кабельных сооружениях, РП, ТП и вводах? 8. Что необходимо предпринять при обнаружении пожаров в РП и ТП? ЛИТЕРАТУРА Правила устройства электроустановок (ПУЭ). М., «Энергия», 1966. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей (ПТЭ). Издание двенадцатое. М., «Энергия», 1968. Правила охраны высоковольтных электрических сетей. М., Госэнергоиздат, 1954. Правила охраны электрических сетей напряжением до 1000 в. «Энергетик», 1973, № 1. Правила техники безопасности при эксплуатации распределительных сетей. М., «Энергия», 1969. Инструкция по эксплуатации силовых кабельных линий напряжением да 220 кв включительно. М., «Энергия», 1966. Инструкция по эксплуатации воздушных линий электропередачи напряже нием выше 1000 в. М., «Энергия», 1967. Инструкция по эксплуатации и ремонту масляных выключателей типа ВМГ-133. М., Госэнергоиздат, 1963. А т а б е к о в В. Б. Устройство и ремонт городских электрических сетей. М., Стройиздат, 1969. Б а р а н о в Б. М. и др. Сооружение и эксплуатация городских кабельных сетей. М., «Высшая школа», 1969. С м и р н о в Л. П. Монтер-кабельщик. М., «Высшая школа», 1972. О ГЛАВЛЕНИЕ Введение . . . . . ............................................................................................ Глава 1. Производство и распределение электроэнергии ............................. Глава II. Схемы, чертежи и п л а н ы .................................. » ............................ § 1. Виды и масштабы ч е р т е ж е й .......................................................... § 2. Электротехнические чертежи и схемы . ....................................... § 3. Изображение наружных электрических с е т е й ........................ _• Глава III. Распределительные устройства городских электрических сетей § 4. Принципиальные схемы электроснабжения г о р о д а ................... § 5. Компенсация емкостных токов замыкания на землю . . . . § 6. Распределительные устройства напряжением 6—10 кв . . . § 7. Распределительные устройства напряжением до 1000 в . . . § 8. Конструкция РП и ТП городских электрических сетей . . . § 9. Комплектные распределительные устройства (КРУ) . . . . § 10. Комплектные трансформаторные подстанции (КТП) . . . . § 11. Мачтовые трансформаторные подстанции ( М Т П ) ................... Глава IV. Электрооборудование распределительных устройств городских сетей ......................................................................................................... § 12. Требования к электрооборудованию ............................................ § 13. Шины ..................................................................................................... .§ 14. И з о л я т о р ы ........................................................................................... § 15. Разъединители . ................................................................................ § 16. Предохранители . ............................................................................ § 17. Выключатели н а г р у з к и ..................................................................... § 18. Выключатели на напряжение 3—10 кв и приводы к ним для закрытых РУ ..................................................................................... § 19. Разрядники 6—10 к в ..................................................................... § 20. Измерительные трансформаторы тока . .................................. § 21. Измерительные трансформаторы н а п р я ж е н и я .......................... § 22. Силовые т р а н с ф о р м а т о р ы ............................................................. § 23. Станции управления, применяемые в городских распредели тельных с е т я х ............................................................ ........................ § 24. Эксплуатация и ремонт электрооборудования распредели тельных устройств ........................................................................... § 25. Эксплуатация трансформаторного м а с л а ................................... Глава V. Заземление электроустановок . . . , .................................. • § 26. Назначение заземляющих устройств . .................................. § 27. Требования к заземляющим устройствам . ............................. § 28. Заземлители и заземляющие п р о в о д н и к и ............................. .... § 29. Электроустановки с изолированной и глухозаземленной нейтралью ............................................................................................ § 30. Системы заземления РП, ТП и опор В Л .................................. § 31. Эксплуатация заземляющих у с т р о й с т в ........................................ Глава VI. Кабельные л и н и и ................................................................. . . . § 32. Конструкция силовых к а б е л е й ...................................................... § 33. Устройство кабельных л и н и й ....................................................... § 34. Кабельные с о о р у ж е н и я ..................................................................... § 35. Эксплуатация кабельных линий . . ....................................... 222 3 4 9 9 9 17 21 21 26 28 36 40 47 52 56 59 59 59 62 64 66 68 70 83 85 87 89 91 94 115 118 118 119 121 123 124 126 128 128 130 136 140 Глава VII. Воздушные л и н и и ............................................................................... § 36. О п о р ы ......................................... ......................................................... § 37. И з о л я т о р ы .......................................................................................... § 38. П р о в о д а ............................................................................................... § 39. Эксплуатация воздушных л и н и й ................................................. Глава VIII. Испытания и измерения в городских электрических сетях . § 40. Испытания кабельных линий и о б о р у до ван и я........................ § 41. Определение мест повреждений кабельных и воздушных линий § 42. Измерение токов нагрузки и н ап р яж ен и й .................................. § 43. Измерение сопротивления заземляющих устройств . . . . Глава IX. Переключения и ликвидация перерывов электроснабжения в городских сетях ................................................................................... § 44. Оперативные п ер ек л ю ч ен и я ........................................................... § 45. П о г а ш е н и е .......................................................................................... § 46. Автоматическое отключение выключателя распределительной линии в Р П ....................................................................................... § 47. Автоматическое отключение выключателя питающей линии в распределительном пункте ............................................................. § 48. Автоматическое отключение выключателей в центре питания § 49. Кратковременное и устойчивое (длительное) однофазное за мыкание на з е м л ю ......................................................................... Глава X. Механизация эксплуатационных работ в городских сетях . . . Глава XI. Организация и экономика п р о и зв о д с т в а ...................................... § 50. Организация п р о и зв о д с т в а ............................................................ § 51. Организация т р у д а .......................................................................... § 52. Техническое нормирование и заработная п л а т а ................... § 53. Планирование и хозяйственный р а с ч е т ...................................... Глава XII. Техника безопасности и противопожарные мероприятия . . § 54. Правила техники б езо п асн о сти ..................................................... § 55. Защитные с р е д с т в а .......................................................................... § 56. Противопожарные м ер о п р и яти я..................................................... Л и т е р а т у р а ................................................................................................................. 151 151 155 156 161 167 167 171 180 181 184 184 190 194 196 197 190 202 207 207 208 208 200 211 211 214 210 221 П авел А лексеевич Умов ОБСЛУЖИВАНИЕ ГОРОДСКИХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ Редактор М. В. Золоева Художник В. М. Лукьянов Художественный редактор Т. В. Панина Технический редактор А. К. Нестерова Корректор Г. Н. Буханова Т —00304. Сдано в набор 2/VIII 1973 г. Подписано к печати 3/1 1974 г. Формат 60x 90Vie. Бумага на текст № 3. Объем 14 печ. л. Уч.-изд. л. 15,01. Изд. N9 ЭГ — 187. Тираж 30000 экз. Цена 48 коп. Заказ 343 План выпуска литературы издательства «Высшая школа* для профтехобразования на 19fa г. ■ Позиция 54. Москва, К-51, Неглинная ул., д. 29,14, Издательство «Высшая школа» Тип. изд-ва «Уральский рабочий*, г. Свердловск, пр. Ленина, 49. 48коп

Умов П.А. Обслуживание городских электрических сетей 1984

Похожие документы

Разделы

Поддержка

Умов П.А. Обслуживание городских электрических сетей 1984

Похожие документы

Добавить этот документ в коллекции

Добавить этот документ в сохраненные

Предложите, как улучшить StudyLib