Инструкция по эксплуатации средств защиты от перенапряжений

1.8. Правила хранения и транспортирования
1.8.1. Разрядники должны быть упакованы в деревянную тару так, чтобы не было смещений и повреждений их внутри тары при транспортировании. На таре должны быть надписи: "Осторожно!", "Фарфор", "Верх" или на нее наносится знак хрупкого груза.

Тара, в которую упаковывают разрядники с шунтирующими резисторами, не должна допускать возможности перекатывания.

Перевозка разрядников без специальной тары допускается при условии, если устранена возможность их повреждения.

1.8.2. Разрядники РВС, РВМ, РВМГ, РВМК и РВРД должны перевозиться только в вертикальном положении. Переноска разрядников на руках допускается и в горизонтальном положении.

Верх элемента разрядника следует определять по табличке.

Тара с разрядниками должна опускаться на землю плавно, без толчков.

1.8.3. Если указанные выше требования не были соблюдены, то целостность разрядников должна быть проверена внешним осмотром и измерением токов проводимости.

1.8.4. Хранить разрядники на складе (в упаковке и распакованными) можно только в вертикальном положении с учетом надписи "Верх".

Под дождем могут находиться только разрядники, снабженные крышкой.

Ставить разрядник непосредственно на землю не рекомендуется.

1.8.5. Погрузочно-разгрузочные и монтажные работы с элементами вентильных разрядников и их перемещение необходимо производить с помощью грузоподъемных механизмов, стропы которых следует крепить к нижнему днищу элемента или специальному поддону, на который он устанавливается. Элемент при подъеме должен быть закреплен.
2. ТРУБЧАТЫЕ РАЗРЯДНИКИ
2.1. Общие указания
2.1.1. Трубчатые разрядники предназначаются для защиты от грозовых перенапряжений изоляции линий электропередачи и в совокупности с другими средствами защиты - изоляции электрооборудования станций и подстанций переменного тока напряжением от 3 до 110 кВ частотой 50 Гц.

2.1.2. Трубчатые разрядники должны устанавливаться на опорах подходов линий электропередачи к станциям и подстанциям. При набегании волн грозовых перенапряжений по проводам ВЛ на подстанцию эти разрядники снижают амплитуду волны и способствуют ее затуханию на подходе. В результате, установленные на подстанции или станции вентильные разрядники разгружаются от токов грозового разряда, что необходимо для защиты изоляции электрооборудования от грозовых перенапряжений.

2.1.3. Трубчатые разрядники следует устанавливать также на опорах, ограничивающих пролеты пересечений ВЛ; на опорах 35 и 110 кВ с разъединителями; для защиты кабельных муфт на опорах, где кабельная линия переходит в ВЛ; на концевых опорах ВЛ, длительно отключенных с одной стороны в грозовой период.

2.1.4. Трубчатые разрядники предназначены для применения на открытом воздухе при высоте до 1000 м над уровнем моря.

Климатическое исполнение и категория размещения разрядников должны соответствовать нормальным значениям климатических факторов внешней среды в месте установки в соответствии с требованиями ГОСТ 15150-69.

2.1.5. Электротехнической промышленностью изготовляются трубчатые разрядники РТФ - трубчатый фибробакелитовый разрядник; РТВ - трубчатый винипластовый разрядник; РТВС - трубчатый винипластовый в стеклопластиковой трубе разрядник со сменной дугогасительной камерой.

2.2. Выбор трубчатых разрядников
2.2.1. При выборе трубчатых разрядников должны учитываться:

номинальное напряжение сети;

значение тока короткого замыкания в месте установки;

режим работы нейтрали сети (в зависимости от режима нейтрали принимается расчетный ток КЗ);

разрядные характеристики защищаемой изоляции.

2.2.2. Напряжение, указанное в паспорте трубчатого разрядника, должно соответствовать номинальному напряжению сети.

2.2.3. Верхний предел значения обрываемого разрядником сопровождающего тока должен быть не менее наибольшего эффективного значения тока КЗ в месте установки с учетом апериодической составляющей. Нижний предел значения тока должен быть не больше наименьшего эффективного значения тока короткого замыкания без учета апериодической составляющей.

Значения наибольшего тока короткого замыкания следует определять для наиболее неблагоприятного режима работы сети по эффективному значению периодической составляющей в первый полупериод, умноженному на 1,5 - для точек сети, близких к генераторным станциям (на расстоянии 5-8 км без реакторов и без трансформации), и на 1,3 - для точек сети, удаленных от станций.

Значение наименьшего тока КЗ следует определять по эффективному значению периодической составляющей без учета апериодической составляющей.

Учитывая, что в процессе эксплуатации внутренний диаметр разрядника увеличивается из-за выгорания трубки при работе разрядника и весь диапазон отключаемых токов смещается в сторону больших значений, целесообразно во всех случаях избирать разрядники таким образом, чтобы значение тока короткого замыкания было ближе к верхнему пределу обрываемых разрядником токов.

2.2.4. Для трубчатых разрядников 35 кВ и ниже верхний предел обрываемого тока, должен быть не менее наибольшего возможного тока трехфазного короткого замыкания. Нижний предел обрываемого тока должен быть не более наименьшего возможного установившегося тока двухфазного короткого замыкания.

Для трубчатых разрядников 110 кВ пределы значений токов должны соответствовать наибольшему току однофазного или трехфазного короткого замыкания и наименьшему значению тока однофазного или двухфазного короткого замыкания.

2.2.5. Значение тока короткого замыкания, протекающего через трубчатые разрядники во время их работы, может ограничиваться сопротивлением заземлителя опоры, что должно быть учтено при выборе разрядника.

2.2.6. Внешние искровые промежутки трубчатых разрядников должны выбираться такими, чтобы разрядники не срабатывали от коммутационных перенапряжений с уровнем 3,2-3,5 U_ф (большее значение для сетей с изолированной нейтралью).

2.2.7. Импульсное пробивное напряжение трубчатого разрядника при 2 мкс должно быть на 25-30% ниже двухмикросекундного разрядного напряжения защищаемых изоляторов.

Электрические характеристики трубчатых разрядников приведены в приложении 6.

2.2.8. Трубчатые разрядники РТВ и РТВС как более совершенные по конструкции и надежные в работе рекомендуется применять для защиты изоляции в схемах станций и подстанций; трубчатые разрядники РТФ - для защиты линейной изоляции. Принцип действия и устройство трубчатых разрядников приведены в приложении 8.
2.3. Меры безопасности
2.3.1. Работы по установке и эксплуатации трубчатых разрядников должны производиться с соблюдением "Правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок" (М.: Энергоиздат, 1982).

2.3.2. Персонал, производящий осмотр трубчатых разрядников с земли, должен учитывать возможность срабатывания разрядников и выброса из него ионизированных газов и пламени в момент осмотра.

2.4. Порядок установки
2.4.1. Трубчатые разрядники должны иметь внешний искровой промежуток. Схема подключения трубчатых разрядников представлена на рис. 1.

Рис. 1. Схема подключения трубчатых разрядников:

РТ - дугогасительная трубка разрядника; S₁ - внешний (отделительный) искровой промежуток; S₂ - внутренний искровой промежуток; R₃ - заземлитель

2.4.2. Разрядники всех типов могут закрепляться и заземляться как со стороны закрытого конца, так и со стороны выхлопа.

2.4.3. При установке трубчатых разрядников на опоре с тросом их заземляющие зажимы должны соединяться с трососпусками и (с помощью сварки или болтового соединения) присоединяться к металлу опоры.

При установке на вводе в подстанцию заземляющие зажимы разрядников должны присоединяться (надежно и возможно короткими путями) к заземляющему устройству подстанции.

2.4.4. Трубчатые разрядники могут устанавливаться на опорах ВЛ, порталах ОРУ и стенах зданий закрытых подстанций. На опорах трубчатые разрядники могут размещаться на траверсах и стойках.

2.4.5. Схема установки трубчатых разрядников должна обеспечивать надежную защиту изоляции и нормальную работу разрядников (приложение 7).

2.4.6. При срабатывании разрядника у его открытого конца образуется зона выхлопа из горячих ионизированных газов и пламени, очертания которой показаны на рис. 2. Размеры зон выхлопа при отключении токов близких к значению верхнего предела приведены в табл. 7.

При закреплении разрядников за закрытый конец должна быть исключена вероятность междуфазных перекрытий или перекрытий на землю. Расположение разрядника на опоре должно быть таким, чтобы зоны выхлопа разрядников различных фаз не пересекались и в них не попадали бы элементы конструкций, имевшие другой потенциал, чем открытый конец разрядника в момент гашения дуги. Указанные в табл. 7 размеры зон выхлопа предполагают допустимость их соприкосновения.

Ионизированные газы разрядников, закрепленных за заземленный открытый конец, имеют нулевой потенциал, поэтому, допускается пересечение зон выхлопа между собой и с заземленными элементами конструкций.

При установке разрядников на траверсах анкерных одноцепных опор с горизонтальным расположением проводов выхлопное отверстие разрядника средней фазы следует направлять в одну сторону, а разрядников крайних фаз - в противоположную.

Рис. 2. Зона выхлопа трубчатого разрядника
Таблица 7
Размеры зоны из горячих ионизированных газов

Номинальное напряжение, кВ	Размеры зоны, м, не более
Номинальное напряжение, кВ	А	Б	В
3, 6 и 10	1,7	1,4	0,2
20	2,4	2,3	0,4
35	3,0	2,5	0,5
110	4,2	4,4	1,2

2.4.7. Трубчатые разрядники должны устанавливаться таким образом, чтобы все части разрядника, а также граница зоны выхлопа ионизированных газов при работе разрядника находились на высоте не менее 3 м над землей.

2.4.8. Для предотвращения возможности скопления влаги во внутренней полости разрядника его следует устанавливать открытым концом вниз вертикально или наклонно под углом не менее 15° к горизонту. В местах, где разрядники подвержены интенсивному загрязнению уносами промышленных предприятий, для уменьшения осадков и улучшения условий самоочистки рекомендуется принимать угол наклона разрядника не менее 45°.

2.4.9. Способ установки разрядника должен обеспечивать неизменность его внешнего искрового промежутка.

Электроды внешнего промежутка должны быть выполнены из стального прутка диаметром не менее 10 мм. Желательно окрашивать их светлой краской для более легкого обнаружения оплавлений при затяжной работе разрядника. Электроды целесообразно располагать так, чтобы обеспечивать удобство проверки состояния промежутка при осмотре с земли.

Электроды внешнего искрового промежутка трубчатых разрядников 3-10 кВ не следует располагать по вертикали один под другим для исключения закорачивания промежутка каплями воды или льдом.

Во избежание уменьшения или закорачивания внешнего промежутка под действием ветра или собственной тяжести электрода при отвертывании крепящей его гайки разрядник должен быть установлен так, чтобы разрегулирование внешнего промежутка приводило к его увеличению. Электрод должен надежно крепиться к ушку разрядника и закрепляться контргайкой.

2.4.10. Внешний электрод разрядника, прикрепленный к обойме, должен иметь длину не менее 250 мм.

2.4.11. Крепление разрядников к опоре должно быть прочным, исключающим вибрацию, удобным для установки и их смены.

Расположение разрядника на опоре должно позволять производить его осмотр с земли.

Трубчатые разрядники на металлических опорах следует крепить к металлическим консолям, прикрепленным к телу опоры болтовыми скобами.

На деревянных опорах крепление разрядников должно производиться полухомутами, охватывающими траверсы и стойки опоры полностью.

Крепление разрядника к консоли или к полухомуту, охватывающему траверсу или стойку опоры, должно производиться двумя скобами, укладываемыми в канавки обоймы разрядника. После закрепления разрядника резьбу скоб и гайки, крепящих разрядник, необходимо смазать атмосферостойкой противокоррозионной смазкой.

2.4.12. Спуски от установленных на деревянных опорах разрядников к заземлителям должны выполняться проводом сечением 35 мм² или стальной проволокой (катанкой) диаметром не менее 6-8 мм.

2.4.13. При установке трубчатых разрядников на ВЛ 35 кВ и выше следует, как правило, применять конструкции, позволяющие производить установку и смену трубчатых разрядников под напряжением.

2.4.14. Работы по установке и снятию трубчатых разрядников под напряжением (без отключения линий электропередачи) должны производиться в соответствии с требованиями "Инструкции по работам на линиях электропередачи 35-220 и 6-10 кВ, находящихся под напряжением" Ч.У (М.: Энергия, 1964).

2.4.15. Трубчатые разрядники непосредственно перед установкой должны быть тщательно осмотрены.

2.4.16. При установке разрядника на деревянной опоре необходимо проверить состояние древесины в месте его закрепления. Устанавливать разрядники на загнившей древесине не допускается.

2.4.17. При установке на отключенной и заземленной линии разрядники с деталями для крепления должны подниматься на опору с помощью веревки, спущенной с опоры, а при установке под напряжением - с помощью бесконечного каната.

Подъем разрядника следует производить так, чтобы он не ударялся об опору.

2.4.18. Внешний искровой промежуток разрядников на отключенных и заземленных линиях должен устанавливаться с помощью шаблона. Регулирование внешнего искрового промежутка следует производить перемещением разрядника в месте его закрепления на опоре или изменением длины и положения электрода. После установки требуемой длины искрового промежутка следует производить окончательное закрепление разрядника на опоре, при этом нужно следить за тем, чтобы искровой промежуток не изменялся.

При установке разрядников под напряжением длина внешнего искрового промежутка должна фиксироваться подвесным габаритником.

2.4.19. При установке разрядников на отключенных ВЛ оберточную бумагу с изолирующей трубки следует снимать только после проведения всех операций по установке разрядника и регулированию внешнего искрового промежутка.

При установке разрядников на ВЛ под напряжением оберточную бумагу следует снимать с изолирующей трубки после подъема на опору и установки планки разрядника на болт косынки полухомута или консоли до регулирования внешнего искрового промежутка.

2.4.20. Правильность установки всех разрядников должна проверяться ответственным лицом на месте с подъемом на опору.

2.5. Порядок работы

2.5.1. Трубчатые разрядники должны сниматься с опоры только для ремонта. Их внешние искровые промежутки должны оставаться без изменений на зимний период.
2.6. Проверка технического состояния
2.6.1. Периодически должен проводиться внешний осмотр разрядников и эксплуатационные испытания.

2.6.2. Осмотр трубчатых разрядников, установленных на линиях электропередачи и на подходах ВЛ к подстанциям, следует производить 1 раз в год перед грозовым сезоном.

Верховой осмотр трубчатых разрядников без снятия с опор, а также дополнительные осмотры и проверки разрядников, установленных в зонах интенсивных загрязнений, следует производить согласно требованиям местных инструкций.

2.6.3. При осмотре разрядников с земли следует обращать внимание на:

положение разрядника на опоре и длину внешнего искрового промежутка;

положение указателя срабатывания трубчатого разрядника на каждой фазе (если он имеется);

состояние поверхности изолирующей части разрядника (загрязнение ее, повреждение вследствие атмосферных воздействий, наличие ожогов и оплавлений от электрической дуги);

состояние электродов и арматуры (целостность краски на электродах, наличие оплавлений);

состояние заземляющей проводки и надежность присоединения заземляющих спусков к заземлителю опоры.

2.6.4. Верховой осмотр трубчатых разрядников должен производиться на отключенной и заземленной ВЛ. При этом следует проверять:

длину внешнего искрового промежутка;

состояние поверхности изолирующей части разрядника (при обнаружении загрязнений трубка протирается сухой мягкой тряпкой);

наличие трещин в толще трубки (у разрядников из винипласта);

надежность крепления разрядника к конструкции опоры и прочность заделки дугогасительной трубки в обойме;

наличие сильных оплавлений на металлических обоймах трубки или электродах внешнего искрового промежутка, свидетельствующих о ненормальной работе разрядника;

состояние заземляющих спусков.

2.6.5. При расследовании грозовых повреждений на ВЛ и подстанциях (перекрытие гирлянд изоляторов, расщепление древесины опор, оплавление проводов, тросов и металлических опор) следует особо тщательно осматривать разрядники, установленные на ближайших опорах от места грозового повреждения.

2.6.6. Результаты осмотров трубчатых разрядников и все обнаруженные дефекты должны записываться в обходных листах, а затем заноситься в журнал дефектов и неполадок и сообщаться лицам, ответственным за состояние линии.

2.6.7. Проверка состояния трубчатых разрядников и расположения зон выхлопа должна производиться в объеме и в сроки, указанные в "Нормах испытания электрооборудования" (М.: Атомиздат, 1978). Проверка трубчатых разрядников со снятием с опор должна производиться не реже одного раза в 3 года. Проверку разрядников, установленных в зонах интенсивного загрязнения, следует производить согласно требованиям местных инструкций.

Разрядники, состояние которых может обеспечить надежную работу в период до следующего капитального ремонта линии, следует вновь установить на опорах, а дефектные - должны быть отправлены для более тщательной проверки и ремонта.

Проверка снятых с опор трубчатых разрядников должна производиться, как правило, в мастерских или лабораториях ПЭС.

2.6.8. Значение сопротивления заземлителей опор с трубчатыми разрядниками должно измеряться один раз в 6 лет. Измерения следует производить в периоды наибольшего просыхания грунта.

2.6.9. Основные геометрические размеры разрядников, удовлетворяющие требуемым электрическим характеристикам и отключающей способности, должны соответствовать указанным в табл. 8.

Таблица 8

Геометрические размеры трубчатых разрядников

Тип разрядника	Длина внешнего искрового промежутка, мм**	Длина внутреннего искрового промежутка, мм**	Начальный диаметр дугогасительного канала, мм, не менее	Конечный диаметр дугогасительного канала, мм, не более
РТФ-3-0,3/5 УХЛ1	10	75	8	11,0
РТФ-6-0,5/10 УХЛ1	20	150	10	14,0
РТФ-10-0,2/1 УХЛ1	25	225	10	14,0
РТФ-10-0,5/5 УХЛ1	25	150	10	14,0
РТФ-35-0,5/2,5 УХЛ1	130	250	10	14,0
РТФ-35-1/5 УХЛ1	130	200	10	15,7
РТФ-35-2/10 УХЛ1	130	220	16	22,0
РТФ-110-0,5/2,5 УХЛ1	450	450	12	18,0
РТФ-110-1/5 УХЛ1	450	450	20	28,0
РТВ-10-0,5/2,5 У1*	15	60	6	9,0
РТВ-10-2/10 У1*	15	60	10	14,0
РТВ-20-2/10 У1	40	100	10	14,0
РТВ-35-2/10 У1	100	140	10	16,0
РТВС-110-0,5/5 УХЛ1	400	343	22	31,0

* В сетях напряжением 6 кВ длина внешнего искрового промежутка должна быть равна 10 мм.

** Отклонения не должны превышать 1 мм.
2.6.10. На трехфазный комплект трубчатого разрядника следует составлять паспорт, который должен содержать следующие данные:

тип разрядника;

наименование линии, на которой устанавливается разрядник;

номер опоры, где устанавливается разрядник, портал ОРУ или другой конструкции;

значение тока короткого замыкания в месте установки разрядника;

длина внешнего искрового промежутка;

значение сопротивления заземлителя опоры.

2.6.11. При проверке трубчатых разрядников все обнаруженные неисправности должны заноситься в паспорт разрядника, в котором дополнительно следует указать:

состояние поверхности изоляционной трубки разрядника с указанием марки покровного лака или эмали;

состояние запрессовки трубки в наконечниках;

длину внутреннего искрового промежутка;

значение внутреннего диаметра канала дугогасящей трубки.

Методы проверки технического состояния трубчатых разрядников описаны в приложении 8.
2.7. Характерные неисправности и методы их устранения
2.7.1. Характерными неисправностями трубчатых разрядников являются:

нарушение лакового покрытия;

расслоение бакелита, трещины на внешней поверхности трубок;

коробление и растрескивание стенок дугогасительного канала;

смещение металлических обойм;

отгорание электродов внешнего искрового промежутка;

обгорание электродов внутреннего искрового промежутка;

выгорание фибры или винипласта дугогасительного канала.

2.7.2. Трубчатые разрядники должны быть отбракованы, если:

внутренний диаметр газогенерирующей трубки превышает конечный диаметр, указанный в табл. 8 (в разрядниках РТВС заменяют дугогасительную камеру);

стенки дугогасительного канала имеют значительные трещины или коробление;

разрядники РТФ имеют трещины или расслоения на боковых или торцевых поверхностях бакелитовых трубок;

при снятии остатков лакового покрытия наружный диаметр бакелитовой трубки уменьшился более чем на 10% по сравнению с первоначальным значением;

на наружной поверхности дугогасящих трубок разрядников РТВ и РТВС обнаружены продольные царапины глубиной более 0,5 мм на длине более трети расстояния между обоймами или появилась чешуйчатая неровность.

2.7.3. Поверхности трубчатых разрядников РТФ, поступивших в мастерские, кроме отбракованных, должны быть заново покрыты лаком. Лакировка фибробакелитовых трубчатых разрядников должна производиться в соответствии с приложением 9.

2.7.4. Если на поверхности разрядников РТВ и РТВС обнаружены мелкие царапины, то они должны быть отполированы фетром.

2.7.5. Металлические обоймы разрядников для предохранения от коррозии должны покрываться серой эмалевой краской. Концы электродов внешнего искрового промежутка должны окрашиваться белой масляной краской.

2.7.6. Внутренний стержневой электрод разрядника следует вывинтить и осмотреть. Он должен быть заменен новым, если длина внутреннего искрового промежутка увеличилась более чем на 3 мм у разрядников РТФ 3-20 кВ, на 5 мм у разрядников РТФ 35-110 кВ, на 8 мм у разрядников РТВ 6-10 кВ, на 10 мм у разрядников РТВ 20-35 кВ и на 2 мм у разрядников РТВС 110 кВ.

2.7.7. В местах с интенсивным загрязнением необходимо производить обтирку поверхности трубчатых разрядников одновременно с очисткой изоляции оборудования подстанций и линий по утвержденному графику.
2.8. Правила хранения и транспортирования
2.8.1. Разрядники должны храниться в сухом отапливаемом помещении на стеллажах так, чтобы каждый ряд их был отделен от другого деревянными прокладками, опиравшимися на металлические обоймы.

2.8.2. Для предохранения от повреждений и загрязнений изолирующая часть разрядника в течение всего времени хранения, транспортирования и установки должна быть завернута в плотную оберточную бумагу.

2.8.3. Транспортирование трубчатых разрядников производится в специальных ящиках с гнездами. Разрядники укладываются в гнезда металлическими обоймами таким образом, чтобы была исключена возможность соприкосновения изолирующих частей разрядника с металлическими или изолирующими частями другого разрядника.
3. ЗАЩИТНЫЕ ПРОМЕЖУТКИ
3.1. Общие указания
3.1.1. Защитные промежутки (ПЗ) предназначаются для защиты высоковольтной изоляции от грозовых, а в отдельных случаях и внутренних перенапряжений. Защитные промежутки следует устанавливать, как правило, взамен трубчатых разрядников в схемах защиты изоляции линий, на подходах к электростанциям и подстанциям в случаях, когда не имеется трубчатых разрядников с необходимым номинальным напряжением или соответствующими пределами отключаемых токов.

3.1.2. Защитные промежутки в большинстве случаев не гасят возникшей на них электрической дуги. Поэтому ПЗ допускается применять только на линиях электропередачи, оборудованных устройствами автоматического повторного включения (АПВ).

3.2. Меры безопасности
3.2.1. Работы по установке и снятия защитных промежутков должны производиться с соблюдением требований "Правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок" (М.: Энергоиздат, 1982).
3.3. Порядок установки
3.3.1. Конструкция защитных промежутков должна обеспечивать:

предотвращение перебрасывания дуги при срабатывании ПЗ на другие элементы установки;

предотвращение термического повреждения изолятора, параллельно которому установлен ПЗ;

предотвращению обгорания электродов за номинальное время работы промежутка;

3.3.2. Конструкции защитных промежутков и способы их установки приведены в отраслевом каталоге на серийно выпускаемые оборудование и изделия "Арматура для воздушных линий электропередачи" (М.: Информэнерго, 1981).

3.3.3. Для ВЛ 110-220 кВ наилучшими ПЗ являются стержневые промежутки, изготовленные из круглой стали диаметром не менее 12 мм.

3.3.4. Защитные промежутки в сетях 3-35 кВ (с изолированной нейтралью или с компенсацией емкостного тока замыкания на землю) необходимо выполнять в форме "рогов".

3.3.5. Длина защитного промежутка должна выбираться не менее размеров, указанных в табл. 9.

Таблица 9
Рекомендуемые размеры защитных промежутков

Номинальное напряжение сети, кВ	Длина защитного промежутка, мм	Разрядное напряжение при частоте 50 Гц, действующее значение, кВ	Импульсное разрядное напряжение, максимальное значение, кВ
3	20	20	+33, -34
6	40	34	+51, -53
10	60	45	+66, -68
20	140	70	+121, -134
35	250	105	+195, -220
110	650	252	+466, -510
150	930	348	+618, -698
220	1350	495	+915, -817

3.3.6. Концы электродов ПЗ целесообразно красить белой масляной краской, что позволяет контролировать работу ПЗ (при срабатывании краска на электродах сгорает).

В пусковых схемах ВЛ 500 кВ могут устанавливаться защитные координирующие промежутки длиной 1700-1800 мм, а на ВЛ 750 кВ соответственно 2300-3000 мм.
3.4. Проверка технического состояния
3.4.1. Периодически должен проводиться внешний осмотр защитных промежутков.

3.4.2. Осмотр ПЗ, установленных на ВЛ должен производиться не реже одного раза в год перед грозовым сезоном.

3.5. Характерные неисправности и методы их устранения
3.5.1. Характерными неисправностями защитных промежутков являются:

обгорание электродов ПЗ;

изменение длины искрового промежутка.

3.5.2. При значительном обгорании электродов ПЗ их следует заменить на новые.

3.5.3. При увеличении длины защитного промежутка должно производиться регулирование его электродов.
4. ЗАЩИТНЫЕ КОНДЕНСАТОРЫ
4.1. Общие указания
4.1.1. Защитные конденсаторы применяются для защиты витковой изоляции вращающихся машин (генераторов, электродвигателей) от грозовых перенапряжений. Они уменьшают крутизну электромагнитных волн, набегающих с ВЛ.

4.1.2. Для защиты вращающихся машин, присоединенных к ВЛ 6-10 кВ без токоограничивающих реакторов и без кабельных подходов, необходимо применять конденсаторы связи СММ-20/ -0,107 У1 (емкость 0,107 мкФ).

Если подходы ВЛ 6, 10 кВ выполнены кабелями длиной 50 м и более, то для защиты вращающихся машин следует применять косинусные конденсаторы КМ2-10,5-24-2У1 (емкость 0,7 мкФ).
4.2. Меры безопасности
4.2.1. Работы по установке и обслуживанию защитных конденсаторов должны производиться в соответствии с требованиями "Правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок" (М.: Энергоиздат, 1982) и инструкциям по эксплуатации, составленным заводом-изготовителем и согласованным с Минэнерго СССР.

4.2.2. Конденсаторы перед прикосновением к ним должны быть разряжены замыканием на землю и постоянно закорочены. Для этого необходимо использовать изолирующую штангу, на которой должна быть укреплена металлическая шина для закорачивания выводов на всех фазах, соединенная с заземляющим устройством гибким проводом.

4.3. Порядок установки
4.3.1. Перед установкой необходимо провести тщательный осмотр конденсаторов, целостность изоляторов и бака (отсутствие течи масла), состояние окраски бака, наличие табличек с техническими данными. Масса конденсатора должна быть равна массе, указанной в заводском паспорте. Уровень масла следует определять простукиванием стенки бака на разной высоте. Если есть подозрение об утечке масла, разрешается вскрыть пробку (если она имеется) на крышке конденсатора и проверить уровень масла стеклянной трубочкой. Уровень масла не должен быть ниже нижней поверхности крышки бака более чем на 10-25 мм.

4.3.2. Конденсаторы должны подключаться к шинам распределительного устройства в соответствии с требованиями ПУЭ.

Конденсаторы следует соединять в звезду, нейтраль которой должна присоединяться к общему заземляющему контуру электростанции (подстанции). Каждый конденсатор должен быть защищен плавким предохранителем, рассчитанным на номинальный ток конденсатора.

4.3.3. Конденсаторы следует устанавливать на полу камеры или на кронштейнах строго вертикально по уровню или отвесу, используя прокладки из полосовой или листовой стали. Конструкция установки должна позволять производить осмотр конденсатора без его отключения. Передвигать и поднимать конденсаторы следует за специальные скобы на корпусах.

4.3.4. Не допускается устанавливать конденсаторы в помещениях, где температура окружающего воздуха превышает значения, указанные в табл. 10.
Таблица 10
Допустимые значения рабочей температуры окружающего воздуха

Климатическое исполнение	Температура окружающего воздуха, °С
	Верхнее значение	Среднее значение
	Верхнее значение	за 1 ч	за 24 ч	за год
УЗ, ХЛ1	40	40	30	20
УЗ	45	45	40	30
У1, УЗ	50	50	45	35

4.4. Порядок работы
4.4.1. Защитные конденсаторы должны отключаться только на зимний период. Перед грозовым сезоном они должны быть введены в работу.

4.4.2. Не допускается включение конденсаторов под напряжение при их температуре ниже минус 40 °С для климатического исполнения У, минус 60 °С для климатического исполнения ХЛ. Если температура неподключенных конденсаторов ниже указанной, то перед включением конденсаторы необходимо выдержать при температуре, допускающей включение, в течение 12 ч.

4.4.3. На каждый комплект конденсаторов должен быть составлен паспорт. В паспорт должны быть занесены технические данные, результаты осмотров, испытаний и ремонтов.
4.5. Проверка технического состояния
4.5.1. Периодически должны проводиться внешние осмотры и эксплуатационные испытания защитных конденсаторов.

4.5.2. Осмотр конденсаторов должен проводиться одновременно с осмотром электрооборудования электростанции (подстанции). При этом следует проверять целостность плавких предохранителей и изоляторов, отсутствие на изоляторах загрязнений, оплавлений, отсутствие следов вытекания масла из корпуса, вспучивания его стенок.

4.5.3. Перед включением конденсаторов под напряжение после длительного отключения должны производиться следующие испытания:

измерение сопротивления разрядного резистора (измерение рекомендуется производить омметром, значение сопротивления не должно превышать 100 МОм);

измерение сопротивления изоляции между выводами и относительно корпуса конденсатора мегаомметром на напряжение 2500 В (сопротивление изоляции не нормируется).

Эксплуатационные испытания, испытания перед вводом в эксплуатацию, а также в случае перегорания предохранителя должны производиться в следующем объеме:

измерение сопротивления разрядного резистора;

измерение сопротивления изоляции между выводами и относительно корпуса конденсатора;

измерение емкости (значение емкости, измеренной при температуре 20 °С, не должно отличаться от значения, указанного в паспорте конденсатора более чем: на +10% и -5% при приемо-сдаточных испытаниях и 10% в эксплуатации);

испытание повышенным напряжением промышленной частоты в соответствии с табл. 11.

После испытания повышенным напряжением должно производиться повторное контрольное измерение емкости конденсатора, чтобы убедиться в отсутствии пробоя отдельных секций.

Эксплуатационные испытания должны производиться одновременно с капитальным ремонтом распредустройства, но не реже 1 раза в 6-8 лет.

Таблица 11
Значения испытательных напряжений промышленной частоты для конденсаторов

Тип конденсатора	Напряжение промышленной частоты 50 Гц при испытании между обкладками в течение 10 с, кВ	Напряжение промышленной частоты 50 Гц при испытании на корпус в течение 1 мин, кВ
СММ-20/-0,107	22,5	-
КМ2-10,5-24	22,5	25

4.6. Характерные неисправности и методы их устранения
4.6.1. Характерными неисправностями защитных конденсаторов являются:

пробои между выводами и корпусом;

повреждения и загрязнения фарфоровых изоляторов;

капельная течь пропитывающего диэлектрика;

обрыв разрядного резистора.

4.6.2. Включение под напряжение конденсаторов, имеющих дефекты не допускается.

4.6.3. Чистку от загрязнений фарфоровых изоляторов конденсаторов следует производить одновременно с чисткой изоляции электрооборудования присоединения.

Если обнаружена утечка масла, конденсатор должен быть выведен из работы. Запаивание стенок корпуса конденсатора должно производиться с применением бескислотных припоев.

В остальных случаях ремонт конденсаторов не производится, забракованные должны быть заменены.
4.7. Правила хранения и транспортирования
4.7.1. Конденсаторы должны храниться в закрытом помещении в вертикальном положении.

При хранении конденсаторов без упаковки должна быть обеспечена защита их от механических повреждений и загрязнений, расстояние между основаниями конденсаторов должно быть не менее 20 мм.

4.7.2. Не допускается ставить неупакованное конденсаторы друг на друга, использовать их вывода для переноски, а также кантовать.

4.7.3. Перевозка конденсаторов должна производиться в бумажной обертке в ящиках, заполненных стружкой или сеном, в вертикальном положении.

5. ОГРАНИЧИТЕЛИ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЙ НЕЛИНЕЙНЫЕ
5.1. Общие указания
5.1.1. Ограничители перенапряжений нелинейные предназначены для защиты от грозовых и коммутационных перенапряжений электрооборудования сетей с эффективно заземленной нейтралью напряжением 110, 150, 220, 330 и 500 кВ переменного тока частоты 50 Гц.

5.1.2. Электротехнической промышленностью изготовляются ограничители перенапряжений ОПН и ОПНИ.

5.1.3. Ограничители перенапряжений ОПН-11OУ1, ОПН-150У1, ОПН-220У1, ОПН-330У1, ОПН-500У1 следует применять в распредустройствах, работающих на открытом воздухе при высоте до 1000 м над уровнем моря, где эффективная удельная длина пути утечки внешней изоляции не более 1,8 см на 1 кВ наибольшего рабочего линейного напряжения сети при отсутствии вибраций и ударов; ОПН-1-110ХЛЧ и ОПН-1-220ХЛЧ следует применять в распредустройствах при высоте до 1000 м над уровнем моря и отсутствии вибрации и ударов.

5.1.4. Климатическое исполнение и категория размещения ограничителей перенапряжений должны соответствовать нормальным значениям климатических факторов внешней среды в месте установки по ГОСТ 15150-69.

5.2. Выбор ограничителей перенапряжений
5.2.1. Выбор ограничителей перенапряжений должен производиться в соответствии с классом напряжения электрооборудования.

5.2.2. Ограничители перенапряжений на напряжение 110, 150, 220 и 330 кВ предназначены для применения в открытых (ОРУ) и закрытых (ЗРУ) распределительных устройствах на ГЭС, АЭС и в городских сетях в случаях, когда исключено: образование схем без выключателей на стороне высшего напряжения (блочных схем), в которых наинизшая из частот свободных колебаний менее 250 Гц, в том числе в пусковых и ремонтных режимах; выделение при различных оперативных и автоматических отключениях участков сети с ограничителями перенапряжений и без трансформаторов с заземленными нейтралями.

5.2.3. Не допускается применение ОПН-500 и ОПНИ-500 для защиты электрооборудования:

- воздушных линий (ВЛ) 500 кВ без шунтирующих реакторов и с шунтирующими реакторами, установленными на шинах (до линейного выключателя), если установившиеся перенапряжения с учетом установки ОПН в нормальных и аварийных режимах превышают допустимое напряжение на ограничителях, указанное в табл. 24;

- ВЛ 500 кВ с напряженностью электрического поля на поверхности проводов, не превышающей 0,93 напряженности начала короны, с шунтирующими реакторами, установленными непосредственно на линии (за линейным выключателем), в случаях, когда длина линий лежит в диапазоне 160-230 км при одном реакторе на передаче и 320-450 км при двух реакторах на передаче (указанные ограничения не распространяются на случаи, когда:

- на ВЛ 500 кВ не применяется ОАПВ;

- на ВЛ 500 кВ применяется ОАПВ, но на время бестоковой паузы отключается хотя бы один шунтирующий реактор;

- на ВЛ 500 кВ применяется ОАПВ, для улучшения условий которого используются компенсационные реакторы.

5.2.4. Основные электрические характеристики ограничителей перенапряжений приведены в приложении 1.
5.3. Меры безопасности
5.3.1. Работы по установке, эксплуатации и испытанию ограничителей перенапряжений должны производиться с соблюдением "Правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок" (М.: Энергоиздат, 1982).

5.3.2. Работы, выполняемые с применением грузоподъемных механизмов, должны производиться в соответствии с "Правилами устройства и безопасной эксплуатации грузоподъемных кранов" (М.: Металлургия, 1981).

5.4. Порядок установки
5.4.1. Место установки ограничителей перенапряжений в распределительных устройствах определяется проектами электроустановок.

5.4.2. При выборе места установки должно учитываться следующее:

ограничители перенапряжений должны устанавливаться возможно ближе к защищаемому оборудованию;

между автотрансформаторами и ограничителями перенапряжений, предназначенными для защиты их изоляции, не должно быть (по схеме) коммутационных аппаратов (выключателей, разъединителей);

удобство осмотров и эксплуатационных испытаний.

5.4.3. Присоединение ограничителей перенапряжений к ошиновке подстанции в зависимости от места их установки должно выполняться:

к сборным шинам распределительного устройства - через разъединители, общие с трансформаторами напряжения, или специально устанавливаемые разъединители;

к ошиновке автотрансформаторов и трансформаторов - глухими ответвлениями без разъединителей.

5.4.4. В открытых распределительных устройствах ограничители перенапряжений должны устанавливаться на основаниях - фундаментах или на конструкциях высотой не ниже 300 мм от уровня планировки подстанции с учетом требований защиты их от ливневых вод. Минимальная высота основания для ОПН, присоединяемых к ошиновке без разъединителей, не должна быть менее высоты снежного покрова.

5.4.5. Ограничители перенапряжений, у которых нижняя кромка фарфоровой покрышки расположена над уровнем планировки подстанции на высоте не менее 2,5 м, устанавливаются без ограждений. При меньшей высоте кромки покрышки ОПН должны иметь постоянное ограждение.

5.4.6. Расстояние в свету между ограничителями перенапряжений или от ограничителей перенапряжений до заземленных или находящихся под напряжением других элементов подстанции должны быть не менее значений, указанных в табл. 1. В распределительных устройствах с сокращенными воздушными промежутками эти расстояния должны соответствовать проекту.

5.4.7. Ошиновку ограничителей перенапряжений на напряжение 110 кВ и выше, установленных на открытых подстанциях, следует выполнять гибким медным, алюминиевым или стальным проводом, сечение которого должно быть не менее указанного в табл. 2.

Спуски к ограничителям перенапряжений должны укрепляться со слабиной так, чтобы была исключена возможность опасного одностороннего тяжения. Свободная длина спусков должна быть возможно меньшей во избежание опасных раскачиваний проводов.

5.4.8. Тяжение в горизонтальном направлении присоединенного к ОПН провода не должно превышать значений, приведенных в табл. 12.

Таблица 12
Наибольшее допустимое тяжение в горизонтальном направлении присоединенного к ОПН провода

Класс напряжения, кВ	Наибольшее допустимое тяжение в горизонтальном направлении, Н
110-330	500
500	1000

5.4.9. Каждая фаза ОПН должна быть надежно присоединена болтовым соединением к заземленной металлической конструкции.

5.4.10. Перед установкой ограничители перенапряжений должны быть тщательно осмотрены, при этом:

поверхности фарфоровых покрышек не должны иметь сколов, трещин или других следов удара;

поверхность цементных швов не должна иметь раковин или трещин.

5.4.11. Перед установкой ограничителей перенапряжений и перед включением их под напряжение должны производиться следующие электрические испытания:

измерение сопротивления мегаомметром на напряжение 2500 В;

измерение токов проводимости ограничителей перенапряжений;

измерение токов проводимости искрового элемента ОПНИ-500У1;

измерение пробивного напряжения искрового элемента ОПНИ-500У1;

проверка электрической прочности изолированного вывода ОПНИ.

Методика электрических испытаний ограничителей перенапряжений приведена в приложении 10.

К установке допускаются только те ограничители перенапряжений, результаты испытаний которых удовлетворяют требованиям пп. 5.6.6-5.6.9.

5.4.12. Ограничители перенапряжений должны иметь изоляцию от земли для эксплуатационных испытаний и для включения в цепь заземления ОПН регистраторов срабатывания.

5.4.13. Установка ограничителей перенапряжений должна производиться в соответствии с инструкцией завода-изготовителя.

5.4.14. После окончания монтажа все наружные металлические детали ограничителя перенапряжений, кроме паспортных таблиц, а также цементные армировочные швы должны быть окрашены влагостойкой краской или эмалью.

5.4.15. Присоединение регистраторов срабатывания к ограничителям перенапряжений и заземляющему контуру следует выполнять проводом (медь, алюминий) сечением не менее 16 мм².
5.5. Порядок работы
5.5.1. Ограничители перенапряжений должны оставаться включенными в течение всего года.

Допускается отключение на зимний период (или отдельные месяцы) ограничителей перенапряжений, предназначенных для защиты от грозовых перенапряжений.

5.6. Проверка технического состояния
5.6.1. Проверка технического состояния ограничителей перенапряжений заключается в периодическом внешнем осмотре их элементов и проведении эксплуатационных испытаний.

5.6.2. Внешний осмотр ограничителей перенапряжений на электростанциях и подстанциях с постоянным дежурством персонала должен производиться во время обходов.

Ограничители перенапряжений на подстанциях и в распределительных пунктах без постоянного обслуживающего персонала следует осматривать одновременно с осмотром всего оборудования.

5.6.3. При осмотре ограничителей перенапряжений следует обращать внимание на:

целостность фарфоровых покрышек, отсутствие сколов, трещин, особенно в местах крепления фланцев;

отсутствие трещин в цементных швах и эмалевом покрытии.

При обнаружении трещин на эмалевом покрытии цементных швов следует установить, относится ли замеченный дефект только к слою краски или он вызван появлением трещин в цементном шве и фарфоре. В последнем случае такой ОПН должен быть отключен и подвергнут более детальной проверке (измерение токов проводимости);

отсутствие трещин фланцев;

отсутствие загрязнений на фарфоровых покрышках;

исправность подводящих и заземляющих шин;

состояние предохранительных клапанов. Срабатывание предохранительных клапанов свидетельствует о повреждении ограничителя перенапряжений и он должен быть немедленно выведен из работы.

5.6.4. В случае обнаружения повреждений ограничителя перенапряжений его необходимо вывести из работы. О повреждениях и срабатывании ограничителя перенапряжений должно быть сообщено лицу, ответственному за эксплуатацию средств защиты от перенапряжений. Повреждения и неисправности должны быть записаны в журнал дефектов.

5.6.5. Дефекты ограничителей перенапряжений, ухудшающие их защитные характеристики и работоспособность, но не обнаруживаемые внешним осмотром, следует выявлять при эксплуатационных испытаниях.

Эксплуатационные испытания должны проводиться в следующих объемах:

измерение тока проводимости под рабочим напряжением - один раз в год перед грозовым сезоном;

измерение тока проводимости искрового элемента ОПНИ-500У1 - один раз в год перед грозовым сезоном;

измерение пробивного напряжения искрового элемента ОПНИ-500У1 при плавном увеличении напряжения частотой 50 Гц - периодически один раз в 3 года, а также в случаях, когда при измерении тока проводимости обнаружено изменение более чем на 20% по сравнению с данными, приведенными в паспорте, или с данными первоначальных измерений в эксплуатации.

Проверка электрической прочности изолированного вывода ОПНИ -1 раз в 3 года.

5.6.6. Значения сопротивлений ограничителей перенапряжений, находящихся в хорошем состоянии, должны быть не менее 3000 МОм и отличаться не более чем на 30% от данных, приведенных в паспорте.

5.6.7. Значения токов проводимости ограничителей перенапряжений при эксплуатационных испытаниях под рабочим напряжением должны соответствовать данным табл. 13.

Таблица 13
Допустимые токи проводимости ограничителей перенапряжений при переменном напряжении частотой 50 Гц

Тип ограничителя	Наибольшее рабочее напряжение частотой 50 Гц, кВ, действующее значение	Токи проводимости при температуре 20 °С, мА, действующее значение
Тип ограничителя		Значения при которых необходимо ставить вопрос о замене	Не более
ОПН-110У1	73	1,0	1,2
ОПН-1-110ХЛ4	73	2,0	2,5
ОПН-150У1	100	1,2	1,5
ОПН-220У1	146	1,4	1,8
ОПН-1-220ХЛ4	146	2,0	2,5
ОПН-330У1	210	2,4	3,0
ОПН-500У1	303	4,5	5,5
ОПНИ-500У1	303	4,5	5,5

Примечание. Допускается производить измерение с помощью выпрямительного мостика и миллиамперметра постоянного тока, при этом значение тока проводимости на 10% ниже значений, измеренных миллиамперметром переменного тока. Если измеренное значение тока проводимости достигает значений, указанных в табл. 13, то ограничитель должен быть выведен из работы. При измерении токов проводимости ограничителей перенапряжений перед вводом в эксплуатацию значение тока не должно отличаться более чем на 20% от значений, измеренных на предприятии - изготовителе и приведенных в паспорте.

5.6.8. Значение тока проводимости искрового элемента ОПНИ-500У1 перед вводом в эксплуатацию, а также при проверке в эксплуатации не должно отличаться более чем на 20% от значений, измеренных на заводе-изготовителе и приведенных в паспорте.

5.6.9. Среднее пробивное напряжение искрового элемента ОПНИ-500У1 из десяти измерений должно быть не менее 75 кВ_действ. Допускается измерение пробивного напряжения заменять его испытанием в течение 3-5 с напряжением 71 кВ_действ. При этом не должно наблюдаться пробоя искрового элемента.

5.6.10. На трехфазный комплект ограничителя перенапряжений должен составляться паспорт, который в дальнейшем дополняется эксплуатационными записями в процессе эксплуатации. Паспорт ограничителя перенапряжений содержит следующие данные:

наименование (номер) электростанции, подстанции, рабочее напряжение, система шин или наименование присоединения, на котором установлен ОПН;

тип ограничителя перенапряжений;

год выпуска ограничителя перенапряжений;

заводские номера ОПН фаз А, В, С;

дата включения ограничителя перенапряжений;

результаты эксплуатационных испытаний;

сведения о дефектах ограничителя перенапряжений, выявленных при внешнем осмотре, дата чистки фарфоровых покрышек, покрытий краской цементных швов и наружных металлических деталей;

данные о состоянии изолирующих оснований ограничителя перенапряжений. << предыдущая страница следующая страница >>