Распределительные устройства

Курсовая работа

Одной из важнейшей задач промышленности является более полное удовлетворение потребностей народного хозяйства, обеспечение техническою переоборудования и интенсификации производства всех отраслей. Для этого предусматривается расширение выпуска прогрессивных экономических выводов машин, оборудования и приборов, систематическое обновление продукции, которая выпускается, повышение ее технического уровня и качества, улучшения эксплуатационных и потребительских качеств продукции.

В связи с этим большое значение приобретают вопросы правильного выбора оборудования, в частности технологического и электротехнического. Значение технико-экономических соображений и показателей машин, приборов и механизмов. Эти вопросы приобретают еще большее значение при осуществлении реконструкции и техническом переоборудовании предприятий

Для того, чтобы решать важные энергетические задачи инженер должен обладать теоретическими знаниями и уметь творчески применять их в своей практической деятельности. Содержанием данного курсовою проекта является ГПП 110/10 кВ.

Раздел 1. Эксплуатация оборудования распределительных устройств

Осмотры распределительных устройств (РУ) проводятся со следующей периодичностью:

  • на объектах с постоянным дежурством персонала — не реже 1 раза в сутки и не реже 1 раза в месяц в темное время суток для выявления разрядов и коронирования;
  • на объектах без постоянного дежурства персонала — не реже 1 раза в месяц.

Дополнительные осмотры проводятся при неблагоприятной погоде (туман, сильный мокрый снег, гололед).

Объекты в зонах интенсивного загрязнения также должны осматриваться дополнительно.

При осмотрах РУ проверяют:

  • уровень масла, его температуру и отсутствие течи в маслонаполненном оборудовании;
  • состояние контактных соединений ошиновки;
  • состояние изоляции (загрязненность, наличие трещин, сколов, следов выпадения росы);
  • соответствие указателей положения коммутационных аппаратов их действительному положению;
  • состояние открыто проложенных проводников заземляющего устройства;
  • действие устройств подогрева оборудования в холодное время года.

наличие средств пожаротушения, переносных заземлений и других защитных средств, медицинской аптечки первой помощи.

При осмотрах закрытых РУ дополнительно проверяют:

состояние помещения, отопления, вентиляции, освещения, состояние кровли или междуэтажных перекрытий, наличие и исправность дверей и замков.

6 стр., 2520 слов

Ремонт оборудования распределительных устройств напряжением выше 1000 В

... эксплуатации, значений отключаемых аппаратами токов КЗ, результатов измерений характеристик и испытаний, проводимых в межремонтный период. Текущий ремонт оборудования распределительных устройств проводится ... невозможно устранить ремонтом, поэтому при их наличии цилиндры заменяют новыми. Ремонт разъединителей, отделителей и короткозамыкателей При капитальном ремонте разъединителей, отделителей ...

В элегазовых РУ дополнительно проверяют влажность и давление элегаза в оборудовании, концентрацию элегаза в помещении закрытых распредустройств.

Замеченные при осмотрах дефекты и неисправности должны быть устранены при ближайшем ремонте, дефекты аварийного характера должны устраняться в кратчайшие сроки.

Загрязнение поверхности изоляторов оборудования распределительных устройств наибольшую опасность представляет при моросящем дожде, тумане или выпадении росы, когда загрязняющий слой становится проводящим. Это может привести к возникновению разрядов на поверхности изоляторов и их перекрытию. Поэтому важно своевременно очищать изоляцию РУ от загрязнений и обрабатывать изоляторы гидрофобными пастами, обладающими водоотталкивающими свойствами.

Все трущиеся части механизмов коммутационных аппаратов и их приводов должны периодически смазываться. Используются смазки, эффективно работающие при низких температурах.

Устройства электроподогрева приводов коммутационных аппаратов, шкафов управления, релейной защиты и автоматики должны работать, как правило, в автоматическом режиме включения и отключения.

При эксплуатации распределительных устройств выполняют следующие общие для всего оборудования профилактические измерения и испытания:

1. Измерение сопротивления основной изоляции оборудования (изоляции первичных цепей) мегаомметром на 2500 В; это сопротивление должно быть не меньше значений, приведенных в табл. 1.

Таблица 1

Сопротивление изоляции, МОм, при номинальном напряжении, кВ

До 10

20…150

220

300

1000

3000

2. Измерение сопротивления изоляции вторичных цепей мегаомметром на 1000 В; это сопротивление должно быть не меньше 1 МОм;

3. Испытание основной изоляции оборудования повышенным напряжением в течение 1 мин. Величины испытательных напряжений приведены в табл. 2.

Таблица 2

Uном РУ, кВ

до 1

3

6

10

20

35

Uисп для фарфоровой изоляции, кВ

1

24

32

42

65

95

Uисп для органической изоляции, кВ

1

21,6

28,8

37,7

58,5

85,5

4. Испытание изоляции вторичных цепей проводится напряжением 1 кВ в течение 1 мин.

5. Тепловизионный контроль оборудования распределительных устройств .

Ремонт оборудования РУ осуществляется по мере необходимости с учетом результатов осмотров и профилактических испытаний.

1.1 Комплектные распределительные устройства 110 кВ — ячейка PASS MO

Электротехнические устройства 110 кВ с применением комплектных высоковольтных ячеек PASS M0 производства АВВ в пекиджированном исполнении (в блок-боксе, в блочно-модульном здании) предназначены для распределительных устройств подстанций 110/35/10(6) и 110/10(6) кВ для внешнего электроснабжения объектов, находящихся в холодной климатической зоне — температура окружающего воздуха по ГОСТ 15150-69 от минус 60°С до плюс 40°С (У1, ХЛ1).

Распределительные устройства выполняются по схемам РУ 110 кВ № 110-3Н (блок линия-трансформатор с выключателем) и №110-4Н (два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий).

В ячейке PASS M0 все элементы схемы находящиеся под напряжением, за исключением сборных шин, заключены в заземлённый алюминиевый литый корпус, который заполняется изоляционным материалом — элегазом CF6 под давлением. Каждый полюс имеет общую оболочку. Модульная конструкция позволяет включить несколько функций в одном модуле:

  • вводы;
  • силовой выключатель;
  • один или несколько комбинированных разъединителей/заземлителей;
  • трансформатор тока.

Применяемые в РУ 110 кВ ячейки с кабельными вводами наиболее компактны, что позволяет их встраивать в помещения или блок-модули транспортного габарита.

Для схемы №110-3Н однотрансформаторной подстанции подключение ЗРУ 110 кВ осуществляется высоковольтным кабелем из сшитого полиэтилена на напряжение 110 кВ как в линию, так и на трансформатор. Для схемы №110-4Н двух трансформаторной подстанции подключение ЗРУ 110 кВ каждой секции осуществляется высоковольтным кабелем как в линию так и на трансформатор и в перемычку.

Основные электрические характеристики РУ 110 кВ:

  • номинальная частота — 50 Гц;
  • номинальное напряжение — 110 кВ;
  • номинальный ток — 2500 А.

ЗРУ 110 кВ по схеме №110-3Н размещается в блок-боксе транспортного габарита (см. рис.1).

ЗРУ 110 кВ по схеме №110-4Н состоит из двух транспортабельных блок-боксов, в каждом размещена ячейка PASS M0 секции (см. рис.2).

Блок-бокс, примененный в качестве оболочки для высоковольтной ячейки, представляют собой металлическое помещение, каркасного типа, с трапецеидальной крышей, сварное, утепленное минеральной ватой.

В блок-боксах предусмотрено освещение (рабочее и аварийное от сети 220 В и ремонтное -12 В), обогрев (температура автоматически поддерживается не ниже + 5°С), встроены вытяжной вентилятор и жалюзи, а также предусмотрены розетки для переносных калориферов, переносного освещения и электроинструмента.

Применение ячейки другой конфигурации (см. рис.3) — с кабельными вводами направленными вверх и присоединения к ним проходных штыревых изоляторов типа CONNEX 170 кВ, посредством розетки типа HV- CONNEX tupe 6 производства фирмы PEISTERER, позволяет выполнить вводы в РУ воздушными, с последующим их уплотнением окон в крыше. Обеспечение межфазного расстояния выполнено с помощью угловых элементов (отклонение от вертикали на угол 13°), устанавливаемых в крайних фазах ячейки.

Секционирование в этом случае осуществляется с помощью элегазовой перемычки (соединительная шина располагается в трубе, заполненной элегазом).

Блочно-модульное здание ЗРУ 110 кВ по схеме №110-4Н состоит из шести транспортных блок-модулей. В помещении предусмотрен тамбур со стороны основной входной двери и имеются два основных запасных выхода. На крыше для безопасной работы при отключении одной из секций предусматривается сетчатое ограждение.

В блочно-модульном здании предусмотрено освещение (рабочее и аварийное от сети 220В и ремонтное -12 В), обогрев (температура автоматически поддерживается не ниже + 5°С), установлены вытяжной вентилятор и жалюзи, а также предусмотрены розетки для переносных калориферов, переносного освещения и электроинструмента.

Шины распределительных устройств

При осмотре шин распределительных устройств визуально оценивается состояние изоляторов — отсутствие трещин, сколов, степень загрязнения. Непосредственно у шин главное внимание уделяется контактным соединениям, которые выполняются разборными (болтовыми) и неразборными (сварными).

В процессе эксплуатации болтового контактного соединения его переходное сопротивление возрастает вследствие окисления поверхностей соприкосновения и ослабления контактного давления под воздействием окружающей среды, механических нагрузок, токов нагрузки и коротких замыканий. При возрастании переходного сопротивления температура контактного соединения увеличивается, окислительные процессы ускоряются, вызывая еще большее увеличение переходного сопротивления. В конечном итоге происходит выгорание контактного соединения.

Состояние контактного соединения может определяться визуально. Потемнение поверхности, искрение, испарение влаги при дожде и снеге указывают на повышенную температуру контактного соединения.

Более точно состояние контактного соединения определяют путем измерения переходного сопротивления RKC, или температуры контактного соединения ТКС. Результаты измерений сравнивают с сопротивлением Rm целого участка шины, равного длине контактного соединения. Для болтовых контактных соединений шин должно выполняться условие

Rкс < 1,2 Rш

Температура ТКС не должна превышать 90°С.

Переходное сопротивление измеряют с помощью микроомметров или двойных мостов. Для температурного контроля контактных соединений применяют термопленки, пирометры, тепловизоры и другие средства измерения. В частности, термопленки, наклеивают на контактные соединения и по цвету пленки определяют его температуру. При температуре до 50°С пленка имеет красный цвет, при 60°С -вишневый, при 80°С — темно-вишневый, при 100°С — черный, выше 110°С — светло-желтый. При температурах 100… 110°С пленка разрушается и ее цвет при охлаждении контакта не восстанавливается. Принципы измерения температуры пирометрами и тепловизорами изложены ниже.

При неудовлетворительном состоянии разборного контактного соединения (RKC> 1,2 Rm; ТKC > 90°С) его подвергают ревизии: разбирают, зачищают, сдирая окисную пленку, смазывают нейтральными смазками и вновь собирают. Зачистка контактных поверхностей выполняется напильником, но не наждачной бумагой. Последняя оставляет на контакте частицы абразива, ухудшающие состояние контакта.

Неразборные (сварные) контактные соединения являются более надежными в работе. В сварных контактных соединениях шин не должно быть трещин, прожегов, непроваров шва более 10% его длины. При правильно выполненной сварке эти контактные соединения практически не нуждаются в дальнейшем обслуживании.

Коммутационные аппараты

Осмотры коммутационных аппаратов проводятся при осмотрах РУ; внеочередные осмотры выключателей — после отключения тока короткого замыкания. При осмотрах обращают внимание на нагрев и состояние наружных контактных соединений, крепление выключателя и привода, состояние и степень загрязнения изоляции, исправность цепи заземления.

У масляных выключателей контролируются уровень масла, отсутствие его утечек, температура и степень загрязненности масла.

В многообъемных (баковых) масляных выключателях бак заливается маслом не полностью, под крышкой остается воздушная подушка, предназначенная для демпфирования резкого повышения давления газов, выделяющихся в процессе гашения дуги.

При высоком уровне масла демпфирующий эффект уменьшается и бак выключателя может быть разорван высоким давлением газов. При низком уровне масла выходящие в воздушную подушку газы (главным образом, водород) не успевают охладиться в тонком слое масла и способны вызвать взрыв смеси водорода с воздухом (гремучей смеси).

С понижением температуры вязкость масла увеличивается, заметно влияя на временные характеристики выключателя. Поэтому при понижении температуры окружающей среды ниже -25°С должны автоматически включаться устройства электроподогрева масляных выключателей.

Загрязнение и увлажнение масла при эксплуатации вызывает снижение его электрической прочности. У многообъемных выключателей напряжением 110 кВ и выше испытания масла на электрическую прочность проводятся при выполнении выключателями предельно допустимого числа коммутаций токов короткого замыкания или нагрузки; у многообъемных выключателей напряжением до 35 кВ и малообъемных выключателей всех напряжений масло подлежит замене после выполнения выключателями предельно допустимого числа коммутаций. Предельно допустимое число коммутаций указывается предприятиями-изготовителями в инструкциях по эксплуатации.

У воздушных выключателей контролируются утечки и давление сжатого воздуха; у элегазовых выключателей — утечки, давление и влажность элегаза.

Следует отметить, что масляные и воздушные выключатели имеют низкую надежность, небольшой коммутационный ресурс, пожароопасность (у масляных выключателей), высокую трудоемкость ремонта и обслуживания. Поэтому в настоящее время при строительстве новых и реконструкции существующих объектов устанавливаются элегазовые и вакуумные выключатели, обладающие более высокими техническими характеристиками.

Профилактические измерения и испытания силовых выключателей различного конструктивного исполнения регламентируются [Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей. — Спб.: АЛО ОУ УМИТЦ, 2003, Объем и нормы испытаний электрооборудования. РД 34.45-51.300-97. РАО «ЕЭС России». С изменениями № 1 и 2 от 10.01.2000 и 22.08.2000.]. В частности, в программу испытаний выключателей любой конструкции входят:

1. Измерение сопротивления постоянному току контактной системы выключателя с проверкой соответствия величины этого сопротивления данным предприятия-изготовителя;

2. Проверка срабатывания привода при пониженном напряжении; минимальное напряжение срабатывания электромагнитов управления должно быть не менее 0,65UHОM (0,7 UHОM) при переменном (постоянном) токе;

3. Измерение скоростных характеристик выключателя (времени включения и отключения) с проверкой соответствия этих характеристик данным предприятия-изготовителя;

4. Опробование в циклах О-В и О-В-О выключателей, предназначенных для работы в цикле АПВ.

Основное внимание при осмотрах разъединителей обращают на состояние контактов и изоляции. Ослабление контактного давления, окисление и загрязнение контактов приводит к увеличению переходного сопротивления и, как следствие, к повышенному нагреву контактов, и даже их выгоранию. При наличии на контактах следов оплавления и других небольших дефектов контакты зачищают и смазывают тонким слоем технического вазелина. При значительных повреждениях контактов их заменяют новыми.

При включении разъединителей не должно быть удара одного контакта о другой — оси контактов должны совпадать. Полюса разъединителя должны замыкаться и размыкаться одновременно. Проверка выполняется медленным включением разъединителя до момента соприкосновения контактов одного из полюсов. После этого замеряются зазоры между контактами других полюсов, которые не должны превышать 3 мм. Наличие отмеченных недостатков устраняется специальными регулировками при обслуживании разъединителей.

Изоляция разъединителей, особенно наружной установки, работает в тяжелых условиях. Помимо рабочего напряжения и перенапряжений на нее действуют механические нагрузки, обусловленные работой аппарата, тяжением ошиновки, гололедом. Загрязнение поверхности изоляторов разъединителей увеличивает вероятность ее перекрытия особенно в сырую погоду. При обнаружении трещин и сколов на изоляторах, значительном разрушении армирующих поясов аппарат следует вывести в ремонт.

Измерения и испытания разъединителей включают в себя следующие виды работ:

1. Измерение сопротивления постоянному току контактной системы разъединителей; омические сопротивления контактов для всех классов напряжения не должны превышать значений, приведенных в табл. 3.

Таблица 3

Номинальный ток, А

600

1000

1500… 2000

Сопротивление, мкОм

175

120

50

Усилие, Н

-200

-400

-400

2. Измерение усилия вытягивания одного контакта из другого; этим измерением проверяется контактное давление; измерения проводятся при отсутствии на контактах смазки; усилие вытягивания должно соответствовать нормам, указанным в табл. 3.

3. Проверка работы многократным включением и отключением при номинальном напряжении на выводах электромагнитов управления и электродвигателей приводов;

4. Проверка работы механических блокировок, которые не должны позволять:

  • оперирование главными ножами разъединителя при включенных заземляющих ножах;
  • оперирование заземляющими ножами при включенных главных ножах.

5. У короткозамыкателей определяется время включения, у отделителей — время отключения. Эти временные характеристики должны соответствовать нормам завода-изготовителя.

Техническое обслуживание

1. Персонал, обслуживающий выключатели, должен быть ознакомлены с настоящей инструкцией, знать устройство и принцип действия выключателей и правила технической эксплуатации.

2. В процессе эксплуатации необходимо контролировать уровень масла и величину избыточного давления азота в маслонаполненных колоннах. Контроль осуществляется по размещенным на колпаках указателям уровня масла и манометрам.

Уровень масла в колоннах должен находиться в средней части стеклянной трубки маслоуказательного стекла.

Избыточное давление в колоннах должно быть в пределах 0, 5-1, 0мПа (5, 0-10, 0кг/см2).

Допускается увеличение давления до 1, 5мПа(15кг/см2) в холодное время при температуре окружающего воздуха ниже -30 град., которое не может повлиять на работоспособность выключателя и происходит из-за увеличения давления срабатывания выпускного клапана. При значениях давления, отличных от вышеуказанных, выключатель следует вывести из работы и подвергнуть ревизии.

При обнаружении срабатывания предохранительного клапана или повышения давления в полюсах выключателя ВМТ-110кВ по манометрам свыше 10,0 кг/см2 при температуре окружающего воздуха выше -30 град. Следует принять срочные меры по выводу данного выключателя из работы.

3. При понижении температуры окружающего воздуха включить подогревающие устройства. Порядок включения ступеней подогревающих устройств колонн выключателя и привода следующий: 1. на выключателе — первая ступень включается при температуре -15 град., при снижении температуры ниже -30 град. включается вторая ступень. Если температура повысилась выше -30град и устойчиво удерживается, вторую ступень необходимо отключить. 2. на приводе — при понижении температуры 0 град.и ниже необходимо включить обогрев.

4. При первом включении блоков подогрева при вводе выключателя в работу после ремонта в зимнее время, а также в процессе эксплуатации перед наступлением морозов, необходимо измерить в холодном состоянии сопротивление изоляции каждого ТЭНа, величина которого должна быть не менее 1 МОм. Если сопротивление оказалось меньше, то нагреватель необходимо просушить в течении 4-6 часов при темп-ре 100-120 град.

Если сопротивление изоляции ТЭНа составляет менее 0, 1МОм, то он бракуется.

5. Ввод выключателя в эксплуатацию при температуре окружающего воздуха ниже -20 град. допускается не ранее, чем через 10 часов после включения двух ступеней подогревательного устройства. По истечении этого срока количество включенных ступеней должно соответствовать пункту 3.3 настоящей инструкции.

6. Для предотвращения отказов в работе выключателей, если они не работают периодически, необходимо один раз в 3 месяца произвести 3 операции отключения и включения без токовой нагрузки в главной цепи.

7. При эксплуатации привода периодически проверять и подтягивать резьбовые соединения, проверять целостность шплинтов, заменять разрушенные.

8. В техническое обслуживание выключателей входят следующие работы: осмотры, текущий ремонт средний ремонт и капитальный ремонт.

9. Осмотры выключателей производятся ежедневно, в течении 7 дней, после ввода в эксплуатацию. В дальнейшей эксплуатации осмотры выключателей проводятся: в электроустановках с постоянным обслуживающим персоналом — 1 раз в смену, в электроустановках, обслуживаемых ОВБ — не реже 1-го раза в месяц.

10. При проведении осмотра проверяется:

  • уровень масла и отсутствие течей;
  • избыточное давление газа по манометрам (в пределах от 5-ти до 10-ти кг/см2);
  • состояние фарфоровой изоляции, чистота поверхностей, отсутствие видимых дефектов, трещин, сколов, запотевание и подтёки масла в армировочных швах;
  • отсутствие следов выброса масла;
  • отсутствие шумов, треска внутри маслонаполненных колонн, отсутствие короны, разрядов;
  • отсутствие нагрева контактных соединений;
  • отсутствие оплавлений на ошиновке, колпаках и фланцах выключателя;
  • состояние механических креплений выключателя и привода;
  • вертикальность маслонаполненных колонн (на глаз);
  • соответствие указателей положения выключателя его действительному положению;
  • состояние проводки вторичной коммутации;
  • состояние заземляющей проводки;
  • состояние подогревающих устройств ( в зимнее время);
  • состояние строительных конструкций, фундамента выключателя.

11. Результаты осмотра записываются в оперативный журнал, выявленные дефекты в обязательном порядке записываются в журнал дефектов и сообщаются диспетчеру ОДО

12. Текущие ремонты производятся через каждые 4 года, без демонтажа сборочных единиц.

13. Средний ремонт производится не реже 1 раза в 10 лет, с момента выпуска выключателя заводом-изготовителем. Внеочередные средние ремонты проводятся по мере использования ресурса по механической стойкости выключателя или выработки нормированного допустимого количества операций ресурса по коммутационной стойкости.

Отключение выключателя с последующим неуспешным АПВ считается как отключение 3-х К.З.

14. Капитальный ремонт проводится через 20 лет со дня выпуска выключателя заводом-изготовителем.

Перечень проводимых работ при ремонтах заносится в ремонтную документацию на выключатель с оформлением соответствующих актов.

15. Запрещается эксплуатация выключателей находящихся в работе или под напряжением, в режиме ручного оперирования (когда рукоятка переключения режимов работы привода находится в положении «Ручн»)

16. Перед включением выключателя под нагрузку, после длительного пребывания его в отключенном положении, при вынужденных перерывах в работе подогрева длительностью, превышающей паузы, указанных в таблице №1, при отсутствии питания включающего электромагнита (включение в ручную) произвести три пробных включения выключателя вхолостую (при отключенных разъединителях) и после каждого включения визуально убедиться, что выключатель надежно включается «посадкой на защелку» и расцеплением ведомого и ведущего рычагов привода. Недовключение выключателя или нерасцепление рычагов свидетельствует о неправильно выполненной ранее регулировке привода. Такой выключатель нельзя вводить в эксплуатацию до выполнения регулировки в соответствии с требованиями заводской инструкции. Такую же проверку работоспособности механизмов (выполнение пробных включений без токовой нагрузки) необходимо не реже одного раза в три месяца проводить на находящихся в работе выключателях, которые в течении длительного времени не совершают операции.

17. При выполнении операций включения выключателя под нагрузку со щита управления необходимо следить за сигналами контрольных ламп и показаниями амперметра. При этом:

1) если лампа «включено» не загорелась, но не загорелась и лампа (РУ) «Пружины не заведены», а лампа «отключено» не погасла, что свидетельствует о непрохождении команды или о невыполнении ее электромагнитом включения вследствие низкого напряжения питания, затирания сердечника ЭВ или др.) — повторить команду «включение», а если она вновь не выполнится, установить и устранить причину.

2) если лампа «отключено» погасла, лампа «включено» не загорелась или загорелась на продолжительное время, а затем погасла), а амперметр показывает наличие тока в цепи выключателя (что свидетельствует о недовключении выключателя и нерасцеплении рычага привода ) — следует подать команду на отключение выключателя и следить за амперметром в течении 15 сек (или до погасания лампы «Пружины не заведены»), после чего:

  • если ток в цепи выключателя продолжает протекать — принять срочные меры по обесточиванию линии отключением другого коммутационного аппарата, при этом категорически запрещается приближаться к неисправному выключателю для обесточения линии;

— если ток в линии исчез, загорелась лампа «отключено» и погасла лампа «Пружины на заведены», — разобрать схему выключателя. Повторное включение под нагрузку в этих случаях категорически запрещается до выяснения причин недовключения выключателя и их устранения.

При нарушениях в работе выключателя, описанных в подпункте «2», в обязательном порядке следует ревизировать состояние дугогасительной камеры и контактов выключателя с заменой масла.

Таблица №1

Температура окружающего воздуха,

С

Допустимая пауза, мин

Скорость ветра, м/с

0

2

4

6

8

10

12

14

16

При одной работающей ступени подогрева

-20

600

600

600

600

600

600

600

600

600

-25

137

69

56

49

44

41

38

36

34

600

600

600

600

600

600

600

600

600

-30

75

27

18

14

11

8

7

5

4

137

69

56

49

44

41

38

36

34

При двух работающих ступенях подогрева

-30

125

63

52

45

41

38

35

33

31

187

106

91

82

76

71

68

65

62

-35

88

38

29

24

20

18

16

14

13

125

63

52

45

41

38

35

33

31

-40

62

20

13

8

6

4

2

1

0

88

38

29

24

20

18

16

14

13

-45

42/62

6/20

0/13

0/8

0/6

0/4

0/2

0/1

0/0

-50

26/42

0/6

0/0

-55

12/26

0/0

-60

0/12

0/0

Примечание: в числителе указано допустимое время пребывания выключателя без подогрева в отключенном положении а в знаменателе — во включенном.

короткий замыкание выключатель масляный

18. При оперировании выключателями в холодное время года необходимо контролировать, чтобы вынужденные перерывы в питании подогревающих устройств не превышали указанных в таблице №1.

19. При отсутствии избыточного давления внутри колонн выключателя ВМТ или снижение его ниже рабочего давления, при наличии уровня масла в колонах выключателем можно отключать токи вплоть до номинального тока отключения, кроме отключения емкостной нагрузки и ненагруженных линий.

1.2 Расчет токов короткого замыкания

Для выбора оборудования подстанции необходимо рассчитать величину токов короткого замыкания (КЗ) на шинах 110 кВ и 10 кВ. Расчет токов короткого замыкания выполняем для случая установки силовых трансформаторов следующей ступени мощности 16 МВА.

Находим сопротивления:

При КЗ в т. К1:

Переводим в ИСЕ:

При КЗ в т. К2:

Переводим в ИСЕ:

Реальный ток:

Постоянную времени затухания апериодического тока выбираем . Ударный коэффициент

Пусть

Определяем ударный ток:

В т. К1:

В т. К2:

Расчет в ИСЕ:

Определяем сопротивления:

При КЗ в т. К1:

При КЗ в т. К2:

Интеграл Джоуля:

Расчет токов КЗ выполняем в именованной системе единиц. Система задана мощностью короткого замыкания на шинах 110 кВ источника питания (Sc = 3800 МВА) Результаты расчета токов КЗ приведены в табл. 2

Место КЗ

Ток КЗ в начальный момент времени Ino кА

Ударный ток КЗ

Iу, кА

Полный ток КЗ Iп, кА

Апериодическая составляющая тока КЗ

ia кА

Интеграл Джоуля Вc., кА2с

На шинах 110 кВ

10,3

24,76

10,3

1,97

8,27

На шинах 10 кВ

7,8

18,75

7,8

2,08

21,3

1.3 Расчет ошиновки РУ 110 кВ

Предполагаем использовать в ОРУ 110 кВ гибкую ошиновку проводом АС-150, т.к. в соответствии с рекомендациями НТП гибкая ошиновка ПС выполняется проводом того же сечения, что и подходящая линия.

Допустимый ток провода марки АС-70 Iдоп = 450 А больше, чем ток в нормальном режиме со стороны 110 кВ ПС Iнр110 = 58,78А.

Т.к при компоновке ОРУ-110 кВ будут использованы типовые проекты решения, то механический расчет выполнять не целесообразно.

Раздел 2.Выбор выключателей в ОРУ-110 кВ

На стороне 110 кВ ПС целесообразно применять специально разработанные для таких ПС маломасляные выключатели типа ВМТ.

Промышленность выпускает маломасляные выключатели на 110 кВ типа ВМТ следующего типоразмера: ВМТ-110Б-25/1250УХЛ1

Таблица — Выбор выключателей в ОРУ — 110 кВ

Расчетные параметры

Каталожные данные

Условия выбора

Ucном=110 кВ

Uном=110кВ

Ucном<Uном( 110кВ<110кВ)

I110нр =58,78 А

Iном=1250А

I110нр <Iном( 58,78А <1250А)

Iпо= 10,3 кА,

Iоткл =25кА

Iпо < Iоткл ( 10,3кА<25кА)

iуд= 24,76 кА

iскв=65 кА

iуд < iскв ( 24,76кА<65кА)

iat=1,97кА

iаном =7.07 кА

iat < iаном(1,97кА<7.07кА)

Вk =8,27 кА2с

it2tt=1200кА2с

Вк< it2tt (8,27кА2с<1200кА2с)

it2tt=Iоткл2 ?t=202?3=1200кА2с

Выключатель серии ВМТ-110Б-25/1250УХЛ1 полностью удовлетворяет условия выбора.

2.1 Выключатели высокого напряжения

Выключатель высокого напряжения является основным коммутационным аппаратом в электрических установках. Он служит для отключения и включения цепи в разных режимах: длительная нагрузка, перегрузка, короткое замыкание, холостой ход, несинхронная работа. Наиболее тяжелой и ответственной операцией является отключение токов КЗ и включение на существующее короткое замыкание.

К выключателям высокого напряжения предъявляют следующие требования:

  • надежное отключение расчетных токов и токов короткого замыкания;
  • быстрота действия, т.е. наименьшее время отключения;
  • пригодность для быстродействующего автоматического повторного включения;
  • возможность пофазного управления для выключателей 110 кВ и выше;
  • легкость ревизии и осмотра контактов;
  • взрыво- и пожаробезопасность;
  • удобство транспортировки и эксплуатации.

Выключатели высокого напряжения должны длительно выдерживать номинальный ток Iном и номинальное напряжение Uном.

Основными конструктивными частями выключателей являются: контактная система с дугогасительным устройством, токоведущие части, корпус, изоляционная конструкция и приводной механизм.

По конструктивным особенностям и способу гашения дуги различают следующие типы выключателей: масляные баковые (масляные многообъемные), маломасляные (масляные малообъемные), воздушные, элегазовые, электромагнитные, автогазовые, вакуумные. К особой группе относятся выключатели нагрузки, рассчитанные на отключение токов нормального режима.

Выключатель высокого напряжения

По способу установки различают выключатели для внутренней, наружной установки и для комплектных распределительных устройств (КРУ).

2.2 Масляные выключатели с открытой дугой

Конструктивные особенности выключателей и их эксплуатационные свойства и характеристики в основном определяются способами гашения дуги, а также средой, в которой дуга горит в процессе отключения. Обычно выключатели переменного тока делят на две большие группы: жидкостные и газовые. Вакуумные выключатели составляют отдельную, третью, группу. Жидкостные выключатели, в свою очередь, делятся на масляные и водяные.

Масляные выключатели в течение многих десятилетий являлись основным типом выключателей, обеспечивавшим надежную работу электрических станций и сетей. И в настоящее время благодаря значительным усовершенствованиям их конструкции они успешно соревнуются во многих областях применения (вплоть до самых высоких напряжений) с другими типами выключателей. В некоторых случаях они даже предпочитаются в эксплуатации из-за простоты конструкции и относительно низкой стоимости.

Главный недостаток масляных выключателей заключается в опасности пожаров и даже взрывов. Этот недостаток ограничивает их применение для внутренних установок.

Рис.2. Заполнение камеры маслом после погасания дуги

Процесс отключения в масле протекает следующим образом. При расхождении контактов выключателя между ними возникает дуга, которая испаряет и разлагает масло, образуя вокруг себя газовый пузырь (рис. 1(а, б)).

Отдавая теплоту на испарение и разложение масла, ствол дуги интенсивно охлаждается. Охлаждение способствует ее деионизации и увеличивает восстанавливающуюся прочность остаточного ствола дуги.

Давление, возникающее в выключателе в процессе отключения, играет и отрицательную роль, вызывая чрезмерные механические напряжения в стенках бака и приводя при отключении очень тяжелых КЗ к выбросу масла через выхлопную трубу, расположенную на крышке выключателя. Значение этого давления зависит, прежде всего, от количества энергии, выделяющейся на единицу длины дуги, и от количества возникающих при этом газов. Важную роль играет также циркуляция масла, электромагнитные и другие количественно и качественно трудно оцениваемые процессы.

Давления, возникающие в масляных выключателях при отключении мощностей КЗ, находящихся в пределах их отключающей способности, обычно не превосходят 0,5—0,7 МПа. При несоответствии отключающей способности выключателя отключаемой мощности эти давления значительно выше и иногда приводят к взрывам бака, пожарам и разрушениям в помещениях распределительных устройств.

Подобные взрывы, называемые иногда первичными, могут возникать также из-за отказов механизма, отключающего шунтирующие сопротивления. Не отключенные сопротивления, находящиеся в масле, остаются в этом случае под током, перегреваются н в конце концов сгорают. Образующаяся при этом дуга испаряет огромные количества масла, что и приводит к разрушительным последствиям.

Отключающая способность масляного выключателя с открытой дугой не зависит от длины межконтактного раствора. Эта длина определяется главным образом значением восстанавливающегося напряжения (рис. 3).

Зато отмечается сильная зависимость отключающей способности таких выключателей от отключаемого тока, так как эта величина непосредственно влияет на электромагнитные воздействия тока и на интенсивность ионизации ствола дуги (рис.4).

Рис.3 Рис.4

Рис.5. Конструктивные схемы масляных выключателей:

  • а — однобаковый с открытой дугой;
  • б — один полюс трехбакового выключателя с двумя дугогасительными камерами на полюс;

в — полюс трехбакового выключателя с чечевицеобразными баками

Достоинства и недостатки выключателей с открытой дугой, относящиеся частично и к другим типам масляных выключателей, заключаются в следующем: конструкция выключателей относительно проста, их стоимость сравнительно невелика, их можно устанавливать на открытых подстанциях, эксплуатация выключателей несложна. Этим достоинствам противостоят серьезные недостатки, главным из которых является воспламеняемость и горючесть масла и продуктов его разложения (водорода и ацетилена) в присутствии кислорода воздуха. При выхлопе горячих масляных паров и продуктов разложения масла из выхлопной трубы может произойти вспышка выхлопных газов при простом соприкосновении их с кислородом воздуха.

Применение не воспламеняющихся негорючих изолирующих жидкостей, например хлорированных дифенилов, давно уже с успехом используемых в трансформаторах и сильноточных конденсаторах, в выключателях недопустимо, так как продукты их разложения очень ядовиты. Кроме того, эти жидкости разрушают органическую изоляцию и образуют на поверхности фарфоровой изоляции при ее увлажнении проводящий слой.

Другим крупным недостатком масла является его обуглероживание при горении в нем дуги. Присутствие углерода в масле не ухудшает его дугогасящих свойств, но уменьшает его электрическую прочность. К этому добавляется еще зашламование бака выключателя частицами углерода, выпадающими в осадок, в связи, с чем возникает необходимость частых регулярных ревизий выключателя и замены в нем масла.

2.3 Масляные выключатели с дугогасительными камерами

Рис. 6. Дугогасительная камера масляного выключателя с продольным дутьем

1 — неподвижный контакт; 2 — дуга; 3 — подвижный контакт

Значительного увеличения отключающей способности баковых выключателей и повышения их надежности удалось достигнуть, размещая контакты выключателя в небольшой дугогасительной камере, располагаемой в общем объеме масла, находящегося в баке выключателя. На рис. 6 показана схема работы дугогасительной камеры с продольным дутьем. Такие камеры из изолирующего материала укрепляются в нижней части проходного изолятора. В верхней части камеры жестко укреплен неподвижный контакт, в который при включении входит подвижный контактный стержень. В процессе отключения при выходе стержневого контакта из неподвижного, в камере возникает дуга которая испаряя и разлагая масло создает в ней высокое давление. Это давление (6—7 МПа) на порядок больше, чем в выключателях с открытой дугой, благодаря малому объему дугогасительной камеры. Это давление уменьшает сечение дуги и повышает электрическую прочность дугового промежутка после перехода тока через нуль, что ускоряет гашение дуги. После того как стержень покинет камеру, происходит выхлоп газов через освободившееся отверстие, при этом захватывается масло из камеры. Это приводит к интенсивному охлаждению ствола дуги и усиленной его деионизации.

Действие дугогасительной камеры тем эффективней, чем больше отключаемый ток. При отключении малых токов выключатель с дугогасительной камерой действует, как обычный выключатель с открытой дугой.

Рис. 7 Выключатель масляный баковый С-35-630-10:

а) разрез полюса:

1 — ввод; 2 — трансформатор тока ; 3 — корпус приводного механизма; 4 — штанга; 5 — неподвижный контакт; 6 — дугогасительная камера; 7 — внутрибаковая изоляция ;8 — нагревательное устройство; 9 — маслоспускное устройство

б) дугогасительная камера в процессе отключения:

1 — штанга: 2 — металлическая камера с воздушной подушкой; 3,5 — выхлопные отверстия; 4 — дугогасительная камера; 6 — подвижный контакт; 7 — контактные пружины; 8 — неподвижный контакт

Другим преимуществом выключателя с дугогасительной камерой является отсутствие воздействия давления, развивающегося в нем при горении дуги, на стенки бака. Это давление воспринимается только стенками дугогасительной камеры, высокая прочность которой может быть легко обеспечена ввиду ее малых размеров.

Баковые выключатели с дугогасительными камерами удовлетворяют всем современным требованиям по напряжениям, номинальному току, мощностям отключения и быстродействию. Они изготавливаются в широком диапазоне номинальных мощностей отключения (до 25 ГВА) на напряжения до 330 кВ включительно.

В баковых выключателях на 35 кВ типа С-35-630-10 (рис. 7) на каждый полюс имеется двухразрывная подвижная камера. Каждый полюс собран на массивной чугунной крышке, к которой подвешивается бак с маслом и под крышкой приводной механизм с системой рычагов, обеспечивающий прямолинейное движение штанги. Механизмы всех трех полюсов соединены между собой и приводом выключателя. Через отверстие в крышках пропущены вводы, на каждом из них под крышкой установлен встроенный трансформатор тока.

Основные преимущества баковых выключателей: простота конструкции, высокая отключающая способность, пригодность для наружной установки, возможность установки встроенных трансформаторов тока.

Недостатки баковых выключателей: взрыво и пожароопасность; необходимость периодического контроля за состоянием и уровнем масла в басе и вводах; большой объем масла, что обусловливает большую затрату времени на его замену, необходимость больших запасов масла; непригодность для установки внутри помещений; непригодность для выполнения быстродействующего АПВ; большая затрата металла, большая масса, неудобство перевозки, монтажа и наладки.

2.4 Эксплуатация и техническое обслуживание, надзор за выключателем во время работы

Персонал, обслуживающий выключатели, должен знать устройство и принцип действия аппарата, знать и выполнять требования настоящей инструкции.

Механические характеристики в процессе эксплуатации должны соответствовать нормам приведенным в таблице №2.

Все сведения о неисправностях, обнаруженных во время работы выключателя, необходимо записывать в журнал дефектов и сообщать начальнику, а сведения об отключении коротких замыканий — в «Журнал автоматических отключений».

После отключения короткого замыкания выключатель должен быть осмотрен. При этом проверяется отсутствие выброса масла из резервуаров полюса. Значительный выброс масла свидетельствует о ненормальном отключении короткого замыкания — выключатель должен быть выведен из работы и осмотрен. Если после отключения короткого замыкания отмечено потемнение масла в масломерном стекле, масло в выключателе следует заменить. Внимательно осматриваются тяги, изолирующие цилиндры и опорные изоляторы, обращается внимание на отсутствие трещин и степень загрязнения изоляции, в необходимых случаях после вывода выключателя из работы проводится протирка изоляции.

Периодический осмотр должен проводиться не реже одного раза в месяц. При осмотрах особое внимание должно быть обращено на:

  • уровень масла в полюсах;
  • отсутствие выброса масла в зоне выхлопа и масляного буфера;
  • отсутствие течи масла из цилиндров полюсов;
  • состояния изоляции (запыленность, загрязненность, наличие трещин, сколов и др.),
  • состояние наружных контактных соединений;
  • надежность подсоединение заземляющей шины;
  • состояние привода.

Текущий ремонт выключателя ВМТ-110 должен проводиться ежегодно. При текущем ремонте необходимо провести следующие работы:

1) Слить масло, снять с каждого полюса нижнюю крышку с розеточным контактом. Вынуть изоляционные цилиндры и дугогасительную камеру, проверить их состояние, а также состояние розеточных контактов и подвижных контактных стержней. Если размыкающиеся контакты и камеры имеют несущественный износ, то достаточно произвести зачистку этих поверхностей напильником или мелкой наждачной бумагой, затем промыть трансформаторным маслом. Более поврежденные ламели розеточного контакта рекомендуется поменять местами с менее поврежденными. Это позволит увеличить срок службы розеточного контакта.

2) Залить выключатель чистым трансформаторным маслом и убедиться в отсутствии течи масла через уплотнения.

3) Проверить работу масляного буфера путем нажатия на шток.

4) Произвести обтяжку болтовых соединений, проверить надежность крепления опорных изоляторов, рамы выключателя, полосы заземления.

5) Произвести протирку фарфоровых изоляторов и изоляционных рычагов. Смазать контактные соединения смазкой. При необходимости восстановить смазку трущихся частей.

6) Замерить переходное сопротивление полюсов. Скорость движения подвижных контактов в момент включения и отключения выключателя.

7) Очистка, смазка трущихся частей, мелкий ремонт привода.

8) Проверить работу выключателя включением и отключением его вхолостую со щита управления (дистанционно) и по ТУ.

9) Оформление документации.

При необходимости выполняется регулировка выключателя и привода.

Средний ремонт выключателя ВМТ-110 производится через 3 — 4 года после капитального. При этом производится комплекс работ в объеме текущего и дополнительно замеряются характеристики приведенные в таблице №2. Если измеренные характеристики имеют отклонения, производится разборка, регулировка выключателя и высоковольтные испытания в полном объеме.

Капитальный ремонт выключателя должен проводиться один раз в 6 — 8 лет, а также при наработке выключателем 2500 циклов «В» — «О», отключении коротких замыканий количество которых указано в таблице №1. При капитальном ремонте необходимо произвести следующие работы:

1) Отсоединить от выключателя подводящие шины и слить масло.

2) Произвести разборку цилиндров (полюсов).

3) Произвести работы, указанные в п.1 данного раздела.

4) Проверить все шарнирные соединения как в выключателе, так и дистанционной передаче, восстановить их до нормы (заменить), смазать.

5) Проверить и при необходимости заменить крепежные детали.

6) Промыть все внутренние полости цилиндров трансформаторным маслом.

7) Проверить состояние уплотнения контактного стержня и бакелитовой трубки.

8) Произвести ремонт подвижных контактных стержней.

9) Проверить состояние гибких связей (отсутствие обрывов, подгаров), промыть и смазать тонким слоем смазки контактные площадки.

10) Залить выключатель трансформаторным маслом, убедиться в отсутствии течей масла из полюсов и при необходимости подтянуть болтовые соединения.

11) Произвести необходимые замеры переходного сопротивления, скоростных и механических характеристик. При необходимости произвести регулировку выключателя и дистанционной передачи.

Усилие, необходимое для вытягивания контактного стержня из положения, соответствующего включенному выключателю, определяется пружинным динамометром класса точности не ниже 2, при этом стержень должен быть отсоединен от серьги вала выключателя.

Максимальный момент на валу выключателя определяется с помощью приспособления, имеющего постоянную величину плеча, пружинным динамометром класса точности 2. Отсчет момента ведется от начала соприкосновения контактов до входа контактных стержней в розетки на 40 — 45 мм. Выключатель должен быть отсоединен от дистанционной передачи.

12) Восстановить при необходимости поврежденную окраску.

13) Произвести высоковольтные испытания выключателя.

14) Проверить работу выключателя включением и отключением его вхолостую со щита управления (дистанционно) и по ТУ.

15) Оформление документации.

При проведении текущего ремонта выключателя замеренные характеристики указываются в тексте ремонтной карты, например: «Произведен текущий ремонт выключателя согласно технологической карты №….Переходное сопротивление — ф.А =…, ф.В = …, ф. С = …, скорость включения — … м/с, скорость отключения — … м/с, напряжение на зажимах обмотки включения — …, отключения — …». При проведении среднего ремонта выключателя выполняется запись в ремонтной карточке о проведении ремонта и замеренные характеристики записываются в карточку проведения ремонта (Приложение №1) — заполняются строки — 1,2,3,5,6,7,9. При проведении капитального ремонта выключателя выполняется запись в ремонтной карточке о проведении ремонта и замеренные характеристики записываются в карточку проведения ремонта (Приложение №1) — заполняются все строки карточки.

Раздел 2. Выбор разъединителей в ОРУ-110 кВ

Промышленность выпускает разъединители на 110 кВ типа РНДЗ или РДЗ. На стороне 110 кВ необходимо установить 10 разъединителей:8 с двумя заземляющими ножами РНДЗ.2 — 110Б\1000 и 2 разъединителя с одним заземляющим ножом РНДЗ.1 — 110Б\1000

Условия выбора разъединителей одинаковы. Выбираем разъединители 2 типов РНДЗ-1- 110Б/1000У1 и РНДЗ — 2 — 110Б/1000У1.

Таблица Выбор разъединителей в ОРУ-110 кВ

Расчетные параметры

Каталожные данные

Условия выбора

Uуст=110 кВ

Uном=110кВ

Uуст<Uном( 110кВ<110кВ)

I110нр =58.78 А

Iном=1000А

I110нр <Iном( 58.78А <1000А)

iуд= 24,76 кА

iскв=80 кА

iуд < iскв ( 24,76кА<80кА)

iat=1,97кА

iаном =7.07 кА

iat < iаном(1,97<7.07кА)

Вk =8,27 кА2с

it2tt=992.25 кА2с

Вк< it2tt (8,27кА2с<992.25кА2с)

it2tt=Iоткл2t=31.52*1=992.25 кА2с

Разъединитель полностью удовлетворяет условия выбора.

2.1 Эксплуатация разъединителей РНДЗ-1(2)-110/1000У1

Общие сведения

Разъединитель предназначен для включения и отключения обесточенных участков электрических цепей переменного тока частотой 50Гц с номинальным напряжением 110-35кВ, с созданием видимого разрыва, а также заземления отключенных участков при помощи заземлителей. Разъединитель допускает включение и отключение токов холостого хода трансформаторов, зарядных токов воздушных линий.

На разъединителях выполнена механическая и электромагнитная блокировка, препятствующие включению заземляющих ножей при включенных главных ножах и наоборот.

Приводы типа ПР-У1 предназначены для оперирования разъединителями и заземляющими ножами.

Для защиты персонала от воздействия дуги при оперировании разъединителями 110кВ над приводами должны быть установлены защитные козырьки.

Технические данные разъединителей 110- приведены в таблице

Таблица — Технические данные разъединителей 110кВ:

Наименование параметра

РНДЗ-1(2)-110/1000У1

Номинальное напряжение, кВ

110

Номинальный ток, А

1000

Ток термической стойкости, кА

20

Сопротивление постоянному току главного токоведущего контура, мкОм, не более

120

Порядок ввода в работу

Перед вводом в работу проверить визуально отсутствие сколов, трещин на фарфоре, отсутствие посторонних предметов, все болтовые соединения, наличие хомутов и козырька (на разъединителях 110кВ), произвести контрольные включения и отключения главных и заземляющих ножей, проверить работу привода.

Проверить работу блок — замков на приводе. Провести несколько пробных операций включения и отключения главных ножей разъединителя приводом; главные ножи должны включаться и отключаться одновременно

Проверить подсоединение шины заземления к контактным выводам рабочего заземляющего контура ведущего разъединителя и к болтам заземления каждого привода разъединителя.

Техническое обслуживание

При осмотре разъединителей и перед оперированием ножами необходимо обращать внимание на следующее:

  • целостность защитного заземления рамы разъединителя, приводов;
  • состояние изоляторов (отсутствие трещин и сколов фарфора, загрязнений, следов перекрытий и т.п.)

состояние армировочных швов (по возможности), крепления хомутов и защитного козырька (при их наличии);

  • состояние приводов и рамы (отсутствие перекосов);
  • состояние ошиновки и аппаратных наконечников (отсутствие изломов, нагрева);
  • отсутствие посторонних предметов, влияющих на работу разъединителя;
  • состояние контактных соединений и заземлений;
  • отсутствие нагрева контактов (визуально в зимнее время);
  • состояние блок — контактов привода;
  • отсутствие посторонних шумов при работе разъединителя;
  • отсутствие разрядов, коронирования.

Осмотр разъединителей производится диспетчером не реже одного раза в смену.

Внеочередные осмотры необходимо проводить после воздействия токов короткого замыкания, при неблагоприятной погоде (сильный туман, мокрый снег, гололёд, резкое снижение температуры, переходе температуры через «0» и т.п.) или усиленном загрязнении.

О всех замеченных неисправностях должны быть произведены записи в Журнал дефектов и неполадок оборудования, сообщено диспетчеру.

Вывод в ремонт и ввод в работу разъединителя производится по бланку переключений.

Разъединители должны периодически проходить ревизию. Частота ревизии зависит от атмосферных условий, интенсивности загрязнения, частоты операций, прохождения сквозных токов короткого замыкания и т.д. на месте их установки.