Построение сетевого расписания. Технология технического обслуживания и ремонта устройств релейной защиты и электроавтоматики

чертеж 1.cdw

Курсова 1.docx

РОЗДЛ 1 ХАРАКТЕРИСТИКА ТРАНСФОРМАТОРНО ПДСТАНЦ 4
1.Характеристика електрообладнання та особливості його
2.Види несправностей їх ознаки та причини 9
РОЗДЛ 2 РОЗРАХУНОК ПАРАМЕТРВ ТА ПОБУДОВА МЕРЕЖЕВОГО ГРАФКА ТЕХНЧНОГО ОБСЛУГОВУВАННЯ ТРАНСФОРМАТОРНО ПДСТАНЦ 11
1. Розрахунок параметрів мережевого графіку ..11
2. Побудова мережевого графіку 20
РОЗДЛ 3 ХАРАКТЕРИСТИКА ОБ’КТА ЕКСПЛУАТАЦ (СПЕЦЗАВДАННЯ) .22
1. Характеристика електрообладнання та особливості його
2. Види несправностей їх ознаки та причини 26
3. Організація робіт з технічного обслуговування 29
4. Технічна діагностика електрообладнання .32
5. Технологія ремонту об’єкта експлуатації ..37
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ .50
Досвід експлуатації силового електрообладнання в народному господарстві свідчить про значну аварійність трансформаторів споживчих підстанцій що завдає виробництву додаткових збитків через припинення роботи цілого ряду технологічно зв’язаного обладнання недодану продукцію та незаплановані ремонти.
Парк трансформаторів характеризується тим що багато з них вичерпали свій термін служби але як і раніше знаходяться в роботі. Оновлення парку трансформаторів вимагає величезних витрат. Тому в експлуатації змінився підхід до необхідності і терміну заміни трансформаторів. Визначальним став перехід від системи обслуговування за часом експлуатації до системи обслуговування за станом обладнання. Це можливо за умови впровадження нових видів обслуговування таких як комплексна діагностика регенераційних технологій контроль під напругою модернізація старих конструкцій трансформаторів і інші.
Мережевий графік є динамічною моделлю виробничого процесу що відображає технологічну залежність і послідовність виконання комплексу робіт що погоджує їх звершення в часі з урахуванням витрат ресурсів і вартості робіт з виділенням при цьому вузьких (критичних) місць.
Зміна технічних параметрів експлуатації енергетичних об'єктів призвело до зростання напруги і одиничної потужності силових трансформаторів впровадженню швидкодіючих пристроїв регулювання напруги переходу на герметичну конструкцію до впровадження прогресивних способів захисту масла до зміни технологій монтажу трансформаторів а також до вдосконалення систем їх обслуговування. У енергосистемах обрунтовано і ефективно стали застосовуватися способи діагностики що дозволяють визначити стан трансформаторів без виведення їх з роботи.
ХАРАКТЕРИСТИКА ТРАНСФОРМАТОРНО ПДСТАНЦ
Силові трансформатори призначені для перетворення електроенергії змінного струму з однієї напруги на іншу. Найбільшого поширення набули трифазні трансформатори. Гранична одинична потужність трансформаторів обмежується масою розмірами умовами транспортування. Однофазні трансформатори застосовуються якщо неможливо виготовлення трифазних трансформаторів необхідної потужності або неможливість їх транспортування. За кількістю обмоток різної напруги на кожну фазу трансформатори поділяються на двох обмоткові і трьох обмоткові ( рис. 1.1 а б). Крім того обмотки однієї і тієї напруги зазвичай нижчої можуть складатися з двох і більше паралельних гілок ізольованих один від одного і від заземлених частин. Такі трансформатори називають трансформаторами з розщепленими обмоткам (рис.1.1 в). Трансформатори з розщепленими обмотками НН дають можливість приєднання декількох генераторів до одного підвищувального трансформатора [1].
Трансформатори з розщепленою обмоткою НН набули широкого поширення в схемах живлення власних потреб великих ТЕС з блоками 200-1200 МВт а також на понижуючих підстанціях з метою обмеження струмів КЗ.
До основних параметрів трансформатора відносяться: номінальна потужність напруга струм напруга КЗ; струм холостого ходу; втрати холостого ходу і КЗ.
Трансформатори встановлюють не тільки на відкритому повітрі а й у закритих неопалюваних приміщеннях з природною вентиляцією. У цьому випадку трансформатори можуть бути безперервно навантажені на номінальну потужність але при цьому термін служби трансформатора в декілька раз знижується через гірших умов охолодження.
Рис. 1.1. Принципові схеми з'єднання обмоток трансформаторів:
а - двохобмоткові; б - трьохобмоткові; в - з розщепленою обмоткою низької напруги.
Потужний трансформатор високої напруги являє собою складний пристрій що складається з великого числа конструктивних елементів основними з яких є: магнітна система (магнітопровід) обмотки ізоляція виводи бак охолоджувальний пристрій механізм регулювання напруги захисні та вимірювальні пристрої візок. У магнітній системі проходить магнітний потік трансформатора (звідси назва «магнітопровід»). Магнітопровід є конструктивною і механічною основою трансформатора. Він виконується з окремих листів електротехнічної сталі ізольованих один від одного. Якість електротехнічної сталі впливає на допустиму магнітну індукцію і втрати в магнітопроводі.
Зменшення питомих втрат в сталі ретельна збірка магнітопроводу застосування без шпилькових конструкцій з'єднання стрижнів з ярмом за допомогою косої шихтовки дозволяє зменшити втрати холостого ходу і струм намагнічування трансформатора. У сучасних потужних трансформаторах струм намагнічування становить 05 -06 % від номінального тоді як у трансформаторі з гарячекатаної сталі струм сягав 3 %; втрати холостого ходу зменшилися вдвічі.
Листи трансформаторної сталі повинні бути ретельно ізольовані один від одного. Спочатку застосовувалася паперова ізоляція листи оклеювались з одного боку тонким шаром спеціального паперу. Папір створює повну електричну ізоляцію між листами але легко пошкоджується при складанні і збільшує розміри магнітопроводу. Широко застосовується ізоляція листів лаком з товщиною шару 001 мм. Лакова плівка створює достатньо надійну ізоляцію між листами забезпечує гарне охолодження магнітопроводу має високу термічну стійкість і не пошкоджується при складанні. Останнім часом все ширше застосовується двостороннє жаростійке покриття листів сталі що наноситься на металургійному заводі після прокату. Товщина покриття менше 001 мм що забезпечує кращі властивості магнітної системи. Стяжка стержнів здійснюється склобандажами ярма стягуються сталевими полубандажами або бандажами.
Магнітопровід і його конструктивні деталі складають кістяк трансформатора. На остові встановлюють обмотки і кріплять провідники що з'єднують обмотки з вводами складаючи активну частину.
Обмотки трансформаторів можуть бути концентричними і чередуючими. У першому випадку обмотки НН і ВН виконують у вигляді циліндрів і розташовують на стрижні концентрично одна відносно іншої. Таке виконання прийнято в більшості силових трансформаторів. У другому випадку обмотки ВН і НН виконуються у вигляді невисоких циліндрів з однаковими діаметрами і розташовуються на стержні одна над іншою. У такій обмотці значне число з’єднань вона менш компактна і застосовується для спеціальних електропічних трансформаторів або для сухих трансформаторів тому що забезпечує краще охолодження обмоток.
Обмотки трансформаторів повинні мати достатню електричної і механічної міцністю. золяція обмоток і відводів від неї повинна без пошкоджень витримувати комутаційні і атмосферні перенапруги. Обмотки повинні витримувати електродинамічні зусилля які з'являються при протіканні струмів КЗ. Необхідно передбачити надійну систему охолодження обмоток щоб не виникало неприпустимий перегрів ізоляції.
Для провідників обмотки використовується мідь і алюміній. Як відомо мідь має мале електричний опір легко піддається пайці механічно міцна що і забезпечує широке застосування міді для обмоток трансформаторів. Алюміній дешевше володіє меншою щільністю але великим питомим опором вимагає нової технології виконання обмоток. В даний час трансформатори з алюмінієвої обмоткою виготовляються на потужність до 6300 кВА .
золяція трансформатора є відповідальною частиною оскільки надійність роботи трансформатора визначається в основному надійністю його ізоляції.
У масляних трансформаторах основною ізоляцією є масло в поєднанні з твердими діелектриками: папером електрокартон гетинакс деревом (масло бар’єрна ізоляція).
Значний ефект дає застосування ізоляції з спеціально обробленого паперу (стабілізованого) яка менш гігроскопічна має більш високу електричну міцність і допускає великий нагрів. У сухих трансформаторах широко застосовуються нові види ізолюючих матеріалів підвищеної нагрівостійкості на основі кремнійорганічних матеріалів.
Активну частину трансформатора разом з відводами і перемикаючими пристроями для регулювання напруги розміщують в баку. Кришку використовують для установки вводів вихлопної труби кріплення розширювача термометрів та інших деталей. На стінках бака розміщують охолоджувальні пристрої - радіатори.
У трансформаторах невеликої потужності бак виконується з верхнім роз'ємом: при ремонтах необхідно зняти кришку трансформатора а потім підняти активну частину з бака.
Якщо маса активної частини більше 25 т то вона встановлюється на донну частину бака а потім накривається верхньою частиною бака і заливається маслом. Такі трансформатори з нижнім роз'ємом не потребують важких вантажопідйомних пристроїв для виїмки активної частини так як при ремонтах після зливу масла піднімається верхня частина бака відкриваючи доступ до обмоток і магнітопроводу.
До бака трансформатора кріпиться термосифонний фільтр заповнений силікагелем або іншою речовиною що поглинає продукти окислення масла. При циркуляції масла через фільтр відбувається його безперервна регенерація.
Рис. 1.3. Трансформатор трифазний трьох обмотковий ТДТГ-16000110:
– каретка одноколова; 2 – площадка для установки домкрата; 3 – кран для зливу масла; 4 - розподільча коробка; 5 – болт для зливу масла; 6 - електровентилятор; 7 – бак трансформатора 8 – радіатор охолодження; 9 – крюк для підйому; 10 – трансформатори струму; 11 – ввід ВН (110 кВ); 12 – ввід СН (35 кВ); 13 – привід перемикаючого пристрою; 14 – ввід НН (10 кВ); 15 – запобіжна труба; 16 - розширювач; 17 – масло покажчик; 18 – газове реле; 19 – паперово-бекелевий циліндр вводу 110 кВ; 20 – осушувач повітря; 21 – перемикаючий пристрій ПБВ; 22 – обмотка ВН; 23 – термосифонній фільтр.
Для контролю за роботою трансформатора передбачаються контрольно-вимірювальні та захисні пристрої. До контрольних пристроїв відносять масло покажчик і термометри. Масло покажчик встановлюється на розширювальному баку термометр на кришці бака. До захисних пристроїв відносяться реле пониження рівня масла і газове реле.
2. Види несправностей їх ознаки та причини
Дефектацією трансформатора називають комплекс робіт з виявлення характеру і ступеню пошкоджень його окремих частин. Найбільш характерні неполадки трансформаторів і причини їх виникнення наведені у додатку А.
При діагностиці трансформаторного обладнання важливим є опис можливих дефектів у системі високоінформативних показників. Використання неінформативних показників виявляється не тільки не корисним викликаючи необрунтовані витрати на їх вимірювання але й знижує ефективність самого процесу діагностики що приводить до прийняття помилкових рішень під час оцінювання технічного стану.
Разом з традиційними випробуваннями які позитивно зарекомендували себе за багато років уведені нові зокрема хроматографічний аналіз розчинених газів у маслі оцінка стану паперової ізоляції обмоток по наявності фуранових сполучень у маслі по ступеню полімерізації а також відносно не новий засіб тепловізійного контролю електрообладнання.
Згідно з правилами технічної експлуатації електроустановок споживачів огляд трансформаторів (без їхнього вимкнення) проводять у такі терміни:
-в електроустановках з постійним чергуванням персоналу - один раз на добу;
-в електроустановках без постійного чергування персоналу - не рідше одного разу на місяць а в трансформаторних пунктах - не рідше одного разу на шість місяців.
Залежно від місцевих умов конструкції і стану трансформаторів указані терміни оглядів трансформаторів без вимкнення можуть бути змінені особою відповідальною за електрогосподарство.
Позачергові огляди трансформаторів проводять:
-за різкої зміни температури зовнішнього повітря;
-у разі вимкнення трансформатора дією газового чи диференціального захисту.
Під час огляду трансформаторів повинні бути перевірені:
-покази термометрів та мановакуумметрів;
-стан кожухів трансформаторів і відсутність течі масла відповідність рівня масла в розширнику згідно з його температурним покажчиком а також наявність масла в маслонаповнених уводах;
-стан маслоохолоджувальних і маслозбірних пристроїв а також ізоляторів;
-стан ошиновки і кабелів відсутність нагріву контактних з'єднань;
-справність пристроїв сигналізації та пробивних запобіжників;
-стан мережі заземлення;
-стан маслоочисних пристроїв безперервної регенерації масла термосифонних фільтрів і вологопоглинальних патронів;
-стан трансформаторного приміщення.
У трансформаторах і реакторах обладнаних спеціальними пристроями які запобігають зволоженню масла ці пристрої повинні бути постійно ввімкнені незалежно від режиму роботи трансформатора (реактора). Експлуатація зазначених пристроїв повинна бути організована відповідно до інструкції заводу-виробника. Масло негерметичних масло наповнених вводів повинно бути захищено від зволоження.
Поточні ремонти трансформаторів повинні бути проведені залежно від їх стану і в разі потреби. Періодичність поточних ремонтів установлює особа відповідальна за електрогосподарство. Ремонт необхідно виконувати згідно із затвердженими графіком і обсягами.
РОЗРАХУНОК ПАРАМЕТРВ ТА ПОБУДОВА МЕРЕЖНОГО ГРАФКУ ТЕХНЧНОГО ОБСЛУГОВУВАННЯ ТРАНСФОРМАТОРНО ПДСТАНЦ
1. Розрахунок параметрів мережного графіку
Перелік планованих робіт на трансформаторній підстанції
Підключення пересувної електростанції до низьковольтного розподільного пристрою
Переведення живлення споживачів від ДЕС
Відмикання силового трансформатора від лінії живлення та споживачів. Виконання технічних заходів і допуск особового складу до робіт за нарядом.
Огляд силового трансформатора.
Огляд роз'єднувачів і розрядників
Знімання проби трансформаторного масла для випробування
Випробування проби трансформаторного масла.
Вимірювання опору ізоляції обмоток трансформатора.
Вимірювання опору обмоток постійному струму.
Виведення особового складу. Закриття наряду. Підключення силового трансформатору до лінії живлення.
Переведення живлення споживачів на мережу та відмикання ДЕС від низьковольтного розподільного пристрою.
Очікувана тривалість робіт визначається за формулою:
Очікувана тривалість робіт необхідна для розрахунку основних часових
параметрів мережних графіків указується на мережному графіку у вигляді цифри над стрілкою що позначає роботу.
Для кожної роботи оцінюється також дисперсія тобто середнє значення квадрата відхилення тривалості роботи від її очікуваного значення. Дисперсію можна оцінити за формулою:
Знаючи тривалість усіх робіт можна визначити тривалість усіх шляхів від
вихідного до завершальних подій і потім знайти тривалість критичного шляху:
Тривалість критичного шляху може бути представлена в такому виді:
Знаходимо ранній термін здійснення події:
Різниця між тривалістю критичного шляху і тривалістю максимального
шляху від події i до завершальної події називаються пізнім строком здійснення події i що визначається виразом:
Пізній термін здійснення події - це такий максимальний термін здійснення події що ще не викликає затримки закінчення всіх робіт. Перевищення величини t п (i) неминуче викликає затримку настання завершальної події.
Ранній термін початку роботи t рн (i j) визначається раннім терміном
здійснення початкової події даної роботи:
Ранній термін закінчення роботи tроi j якщо вона почата в ранній
термін визначається підсумовуванням раннього терміну початку роботи і тривалості роботи:
Пізній термін початку роботи t пн i j визначається різницею пізнього
терміну здійснення кінцевої події j і тривалості даної роботи:
Пізній термін закінчення роботи t по i j визначається пізнім терміном
здійснення кінцевої події j:
Резерв часу здійснення події - це проміжок часу на який може бути відстрочене здійснення цієї події без порушення термінів завершення всього комплексу робіт.
Резерв часу здійснення події i може бути визначений як різниця між пізнім і раннім термінами здійснення даної події:
Резерв часу кожного шляху утворюється внаслідок того що тривалість будь-якого шляху менше тривалості критичного шляху. Цей резерв часу шляху визначається різницею тривалості критичного й даного шляху:
Повний резерв часу роботи це максимально можливий запас часу
для виконання роботи понад тривалість самої роботи за умови що в результаті такої затримки кінцева для даної роботи подія наступить не пізніше ніж у свій пізній термін.
Повний резерв часу роботи визначається різницею пізнього й раннього строків здійснення подій j та i та тривалості роботи i j:
Вільний резерв часу роботи i j св. - це запас часу який можна мати при
виконанні даної роботи в припущенні що початкова й кінцева події цієї роботи наступають у свої ранні терміни. Він визначається виразом:
Для характеристики напруженості виконання робіт з якого-небудь шляху
Li вводиться поняття коефіцієнта напруженості шляху:
ДЕС підключена до низьковольтного розподільного пристрою
Живлення споживачів переведене на ДЕС
Силовий трансформатор відключений від лінії
живлення та споживачів. Виконано технічні
заходи і здійснений допуск особового складу
Відмикання силового трансформатора від лінії
живлення та споживачів. Виконання технічних
заходів і допуск особового складу до робіт за
Силовий трансформатор оглянутий
Роз'єднувачі та розрядники оглянуті
Проба трансформаторного масла взята
Знімання проби трансформаторного масла для
Проба трансформаторного масла випробувана
Опір ізоляції обмоток трансформатора обмірений
Опір обмоток трансформатора постійному струму обмірений
Особовий склад виведений із трансформаторної підстанції. Наряд закритий трансформатор
підключений до мережі живлення.
Виведення особового складу. Закриття наряду.
Підключення силового трансформатору до лінії
Живлення споживачів переведене на мережу.
ДЕС відключена від низьковольтного розподільного пристрою
Переведення живлення споживачів на мережу і
відмикання ДЕС від низьковольтного розподільного пристрою.
Перелік планових подій та робіт
2. Побудова мережевого графіку
Дані розрахунку характеристик мережного графіка проведення технічного обслуговування трансформаторної підстанції
Мережний графік наведений на рис. 2.1 має три повних шляхи:
Критичним є третій шлях. Після побудови графіка розраховуємо всі його характеристики значення яких зводимо в табл. 2.3. Розрахунок характеристик
мережного графіка провадимо за вищевикладеною методикою. Ранні й пізні терміни виконання робіт резерви часу записуємо в кружки відповідних подій мережного графіка. Остаточно мережний графік проведення технічного обслуговування трансформаторної підстанції матиме вигляд наведений на рис. 2.1. Для більшої наочності мережний графік можна перетворити у стрічковий.
Рис.2.1. Мережний графік робіт що виконуються при технічному обслуговуванні трансформаторної підстанції.
ХАРАКТЕРИСТИКА ОБКТА ЕКСПЛУАТАЦ
Енергетична система являє собою складну багатоланкову технічну систему призначену для виробництва розподілення та споживання електроенергії. Процеси що відбуваються в енергосистемі відрізняються швидкістю взаємозв’язком єдністю процесів виробництва розподілу та споживання електроенергії. Управління ними без застосування спеціальних технічних засобів названих засобами автоматичного управління у більшості випадків виявляється неможливим [3].
Умовно всі пристрої автоматики за своїм призначенням і областями застосування можна розділити на наступні дві великі групи: місцеву і системну технологічну автоматику місцеву і системну протиаварійне автоматику.
Технологічна автоматика забезпечує автоматичне управління в нормальному режимі:
Пуск блоків турбіна-генератор і включення на паралельну роботу синхронних генераторів;
Автоматичне регулювання напруги та реактивної потужності на шинах електростанції;
Автоматичне регулювання частоти та забезпечення режиму заданого навантаження електростанції;
Оптимальний розподіл електричного навантаження між блоками;
Регулювання напруги в розподільчій мережі;
Регулювання частоти і перетоків потужності і т.д.
Призначенням протиаварійної автоматики є запобігання або найбільш ефективна ліквідація наслідків аварій:
Релейний захист електрообладнання від коротких замикань і ненормальних режимів;
Автоматичне повторне включення;
Автоматичне включення резерву;
Автоматична частотна розвантаження;
Автоматична ліквідація асинхронного режиму;
Автоматика запобігання порушення стійкості і т.д.
Управління енергосистемою при порушенні її нормальних режимів тісно пов'язане з роботою релейного захисту.
На релейний захист покладаються такі функції:
Автоматичне виявлення пошкодженого елементу з подальшою його локалізацією. Захист подає команду на відключення вимикачів цього елемента відновлюючи нормальні умови роботи для непошкоджених частини енергосистеми.
Автоматичне виявлення ненормального режиму з прийняттям заходів для його усунення. Порушення нормального режиму в першу чергу викликаються різного роду перевантаженнями які не вимагають негайного відключення. Тому захист діє на розвантаження обладнання або видає повідомлення черговому персоналу.
Класифікація реле захисту за способом підключення реле бувають:
-Первинні ( пряме включення в ланцюг захищаємого елемента).
-Вторинні (включення через вимірювальні трансформатори струму і напруги)
По виконання реле бувають:
-Електромеханічні з рухомими елементами і контактними системами.
-Статичні без рухомих елементів і контактів (електронні мікропроцесорні)
За призначенням реле поділяються на:
-Вимірювальні реле (струму напруги опору потужності частоти температури рівня) можуть бути максимальні або мінімальні.
-Логічні реле (проміжні двопозиційні реле часу сигнальні).
Для вимірювальних реле характерна наявність опорних (зразкових) елементів у вигляді каліброваних пружин джерел стабільного напруги струму тощо вони входять до складу реле і відтворюють заздалегідь встановлені показники будь-якої фізичної величини з якої порівнюється контрольована величина.
Вимірювальні реле мають високу чутливість (відчувають навіть не значні зміни контрольованого параметра) і мають високий коефіцієнт повернення (відношення величини спрацьовування і повернення). Максимальні реле спрацьовують при підвищенні контрольованого параметра а мінімальні - при зниженні.
Логічні реле служать для розмноження імпульсів отриманих від інших реле посилення цих імпульсів і передачі команд інших апаратів (проміжні реле) створення витримки часу між операціями (реле часу ) і для реєстрації дії як самих реле так і інших вторинних апаратів (вказівні реле).
За способом впливу на вимикач:
-Реле прямої дії рухлива система яких механічно пов'язана з вимикаючим пристроєм комутаційного апарату (РТМ РТВ).
-Реле непрямого дії які керують ланцюгом системи відключення.
Основні види релейного захисту:
Максимальний струмовий захист (МТЗ).
Спрямована максимальна струмовий захист.
Газовий захист (ГЗ).
Диференціальний захист.
Дистанційна захист (ДЗ).
Диференційно-фазний (високочастотний) захист (ДФЗ).
Якщо призначенням релейного захисту є в першу чергу відключення обладнання то у функції електроавтоматики входить його включення. У чистому вигляді до електроавтоматика відносять автоматичне повторне включення (АПВ) та автоматичне включення резервного живлення або механізму (скорочено автоматичне введення резерву - АВР).
снують також деякі види технологічної електроавтоматики що обслуговуються персоналом служб РЗА.
-Автоматичне регулювання збудження генераторів і синхронних двигунів (АРВ);
-Автоматичне регулювання положення перемикача РПН силового трансформатора (АРНТ ;
-Автоматичне налаштування дугогасящих котушок компенсації ємнісного струму замикання на землю в мережі 6 - 35кВ (АРК);
-Автоматичне регулювання батареї статичних конденсаторів;
-Автоматику охолодження силових трансформаторів;
-Автоматичну точну синхронізацію генераторів;
-Автоматичну самосинхронізацію генераторів;
-Автоматичний частотний пуск гідрогенераторів ( АЧП );
-Визначення місця пошкодження ліній електропередачі ( ЗМЗ).
Крім цього існує протиаварійне режимна автоматика.
-Автоматичну частотну розвантаження ( АЧР );
-Автоматичне включення споживачів відключених дією АЧР після відновлення частоти ( ЧАПВ );
-Автоматичне регулювання частоти і активної потужності ( АРЧМ );
-Додаткова автоматичне розвантаження по напрузі ( Дарна );
-Додаткова автоматичне розвантаження по струму ( ДАРТ );
також протиаварійна системна автоматика: розвантаження електростанцій запобігання та припинення асинхронного режиму запобігання недопустимого підвищення напруги у вузлі балансувальна автоматика. Такі пристрої розміщуються на великих електростанціях і підстанціях надвисокої напруги і в даній книзі не розглядаються.
2. Види несправностей їх ознаки причини
Приймаються наступні оцінки спрацьовування РЗА:
ПС - правильні спрацьовування;
НС - неправильні спрацьовування;
ЗС - зайві спрацьовування;
ЛС - помилкові спрацьовування;
ОС - відмови спрацьовування;
НВС - нез'ясовані спрацьовування.
До числа загальної оцінки прийняті наступні оцінки:
-правильно із зауваженням;
Додатковою категорією обліку є допущені неправильні спрацьовування і неспрацьовування РЗА до яких належать випадки неправильних дій можливість яких була заздалегідь відома що було визнано допустимим через малу ймовірність події або малої тяжкості наслідків. Допущені неправильні спрацьовування і неспрацьовування враховуються окремо і не підсумовуються з неправильними спрацьовуваннями [2]. Причинами допущених неправильних спрацьовувань і не спрацьовувань можуть бути:
Не врахування малоймовірних режимів (наприклад з великим обсягом ремонтних та аварійних відключень ліній трансформаторів автотрансформаторів генераторів) при виборі уставок РЗА що може привести до їх надмірності (неселективному) дії або відмови. Не врахування таких режимів повинен спеціально оформлятися рішенням головного інженера або головного диспетчера згідно підвідомчості пристроїв РЗА;
Заздалегідь відоме технічна недосконалість того чи іншого пристрою. Наприклад можливість неправильного дії поперечної диференціальної струмового спрямованого захисту паралельних ліній при КЗ з одночасним обривом проводу; можливість спрацьовування дистанційній захисту при асинхронному режимі (з пуском пристрої блокування при коливаннях від зовнішнього КЗ) та інші аналогічні причини;
Заздалегідь відома можливість неправильного дії пристроїв РЗА виходячи з його принципу дії. Наприклад зайва дія повністю справного напівкомплекту захисту ДФЗ при зовнішньому КЗ через несправність напівкомплекту на протилежному кінці лінії.
До допущеним неправильним спрацьовувань відносяться також спрацьовування справних виконавчих пристроїв протиаварійної автоматики діючих на відключення навантаження генераторів поділ мережі та інше якщо ці спрацьовування не були потрібні по режиму і викликані помилковою або зайвою пусковий командою.
Неправильна робота одного і того ж пристрою РЗА яка відбувається (повторювана) протягом однієї доби враховується як один випадок один неправильний спрацьовування.
Усунення деяких несправностей або відключень від заданого режиму входить в безпосередні обов'язки оперативного персоналу. Більшість несправностей може усуватися тільки персоналом РЗА тому оперативний персонал при виявленні несправностей в пристроях РЗА і ПА повинен негайно повідомляти вище стоячому оперативному черговому у управлінні якого знаходиться даний пристрій і далі або діяти за його вказівками або виконати передбачені інструкціями заходи для даного випадку з наступним повідомленням про виконання і записом у журналі дефектів. Про всі несправності оперативний персонал також повідомляє в службу РЗА.
Докладний перелік несправностей усунення яких покладається на оперативний персонал і способи їх усунення вказані у відповідних інструкціях з обслуговування.
При перегорянні запобіжників або відключенні автоматичних вимикачів в колах трансформаторів напруги або живлення пристроїв РЗА оперативним струмом оперативний персонал повинен негайно включити вимикач або замінити вставки запобіжників. При повторному відключення автоматичного вимикача або перегорання вставок черговий повинен повідомити диспетчеру і діяти далі за його розпорядженням або (за відсутності зв'язку) згідно з інструкцією.
Обрив кола відключення вимикача або іншого комутаційного апарату що виявляється за наявною сигналізації виводить з роботи всі пристрої РЗА.
При повторному відключення автоматичного вимикача або перегорання вставок в ланцюзі живлення тільки одного з декількох релейних захистів одного приєднання диспетчер виконує заходи передбачені для відключення цього захисту.
Пошкодження індивідуальних блоків живлення зарядних пристроїв конденсаторів і самих конденсаторів в колі відключення вимикача віддільника короткозамикача виводить з роботи всі пристрої РЗА що діють від цих блоків живлення або конденсаторів. У цьому випадку диспетчер виконує заходи передбачені для даного приєднання який втратив всі захисти .
При пошкодженні випрямлячів що живлять ланцюги включення електромагнітних приводів відключаються всі пристрої що діють на автоматичне включення вимикача який втратив живлення. Пошкодження ці виявляються по зменшенню показників вольтметра що вимірює випрямлену напругу і зовнішнім оглядом випрямлячів. Усунення пошкоджень виконується ремонтним персоналом.
При появі замикання на землю в ланцюгах оперативного постійного або змінного струму оперативний персонал повинен з дозволу диспетчера і користуючись вказівками місцевої інструкції визначити місце пошкодження і результати повідомити диспетчеру. До усунення несправності виконуються заходи зазначені в місцевій інструкції.
Деякі пристрої РЗА і ПА мають індивідуальний контроль наявності на них оперативного струму і напруги від трансформаторів напруги (вимірювальні прилади сигнальні лампи і т.д.). Якщо ці контрольні пристрої показують відсутність напруги або оперативного струму то черговий повинен негайно перевірити положення автоматичних вимикачів і справність запобіжників в ланцюгах що живлять ці пристрої і при необхідності включити автоматичний вимикач чи змінити згорілі вставки запобіжників.
3. Організація робіт з технічного обслуговування
Технічне обслуговування пристроїв РЗА та їх вторинних кіл повинні здійснювати як правило працівники служб релейного захисту автоматики і вимірів або електролабораторії споживача. У тих випадках коли в обслуговуванні окремих видів пристроїв РЗА беруть участь інші служби то між ними відповідно до інструкцій повинні бути розмежовані зони обслуговування та обов’язки [4].
Введення пристрою в роботу оформлюється записом у журналі РЗА за підписами відповідальних представників споживача (або організації вищого рівня) і налагоджувальної організації якщо остання здійснювала налагодження цього пристрою.
Під час здавання в експлуатацію пристроїв РЗА і вторинних кіл повинна бути надана така технічна документація:
-проектна документація що скоригована під час монтажу (креслення пояснювальні записки кабельний журнал тощо) монтажною організацією;
-документація підприємства-виробника (інструкції з експлуатації паспорти електрообладнання і апаратури тощо) - монтажною організацією;
-протоколи налагодження і випробувань виконавчі принципово-монтажні (або принципові та монтажні) схеми - налагоджувальною організацією чи лабораторією споживача;
-програмне забезпечення для керування та обслуговування мікропроцесорних пристроїв РЗА у вигляді програм на відповідних носіях інформації - налагоджувальною організацією.
У споживача на кожне приєднання або пристрій РЗА що є в експлуатації повинна бути така технічна документація:
-паспорт-протокол пристрою;
-методичні вказівки інструкції або програми з технічного обслуговування налагодження і перевірки (для складних пристроїв - для кожного типу пристрою чи його елементів);
-технічні дані про пристрої у вигляді карт або таблиць уставок і характеристик.
Роботи в пристроях РЗА повинні виконувати працівники навчені і допущені до самостійного технічного обслуговування відповідних пристроїв з дотриманням ПБЕЕС.
Під час роботи на панелях (у шафах) і в колах керування РЗА повинні бути вжиті заходи щодо запобігання помилковому вимкненню обладнання. Роботи необхідно виконувати тільки ізольованим інструментом.
Операції у вторинних колах ТС і ТН (у тому числі з випробувальними блоками) повинні бути проведені з виведенням з дії пристроїв РЗА (або окремих їх ступенів) які за принципом дії і параметрами настроювання можуть спрацювати хибно в процесі виконання зазначеної операції.
Після закінчення робіт повинні бути перевірені справність і правильність приєднань кіл струму напруги та оперативних кіл. Оперативні кола РЗА і кола керування повинні бути перевірені як правило шляхом опробування в дії.
Роботи в пристроях РЗА які можуть викликати їх спрацьовування на вимкнення або увімкнення приєднань які вони захищають або суміжних а також інші непередбачені дії необхідно здійснювати за заявкою що враховує такі можливості.
Вторинні обмотки ТС повинні бути завжди замкнені на реле на прилади або закорочені. Вторинні кола ТС та ТН і вторинні обмотки фільтрів приєднання високочастотних каналів повинні бути заземлені.
Після закінчення планового технічного обслуговування випробувань і після аварійних перевірок пристроїв РЗА повинні бути складені протоколи і зроблені записи в журналі РЗА а також у паспорті-протоколі.
У разі зміни уставок і схем РЗА у журналі і паспорті-протоколі повинні бути здійснені відповідні записи а також внесені виправлення в принципові і монтажні або принципово-монтажні схеми та інструкції з експлуатації пристроїв.
Для виведення з роботи вихідних кіл телекерування на підстанціях необхідно застосовувати загальні ключі або пристрої вимикання. Вимкнення кіл телекерування чи телесигналізації окремих приєднань необхідно здійснювати на роз’ємних затискачах або індивідуальних пристроях вимикання.
Усі операції із загальними ключами телекерування та індивідуальними пристроями вимикання в колах телекерування та телесигналізації можуть виконуватися лише за вказівкою або з відома оперативних працівників.
Працівники служб споживача які здійснюють технічне обслуговування пристроїв РЗА повинні періодично оглядати всі панелі і пульти керування панелі (шафи) РЗА сигналізації звертаючи особливу увагу на правильність положення перемикальних пристроїв (контактних накладок рубильників ключів керування тощо) кришок випробувальних блоків а також на відповідність їх положення схемам і режимам роботи електрообладнання.
Встановлені на підстанціях чи в РП самописні прилади з автоматичним прискоренням запису в аварійних режимах автоматичні осцилографи аварійного запису у тому числі пристрої для їх пуску мікропроцесорні регістратори фіксувальні прилади (індикатори) та інші пристрої що використовуються для аналізу роботи пристроїв РЗА визначення місця пошкодження повітряних ліній електропередачі повинні бути завжди готовими до дії. Уведення і виведення з роботи зазначених пристроїв необхідно здійснювати за заявкою.
Види технічного обслуговування пристроїв РЗА ПА дистанційного управління сигналізації програми а також обсяги їх технічного обслуговування високочастотних каналів релейного захисту ТС та ТН а також інших пристроїв РЗА проводиться відповідно до ГКД 34.35.603-95 ГКД 34.35.604-96 СОУ-Н ЕЕ 35.514.2007 та інших НД що стосуються РЗА та ПА.
Відповідно до зазначених НД та досвіду експлуатації пристроїв РЗА та ПА які встановлені у споживачів періодичність та види технічного обслуговування пристроїв РЗА та ПА встановлюються відповідно до таблиці 3.1.
Узагальнений перелік робіт та видів ТО мікропроцесорних пристроїв РЗА наведений в додатку Б.
Періодичність проведення технічного обслуговування пристроїв РЗА
Прилади РЗА елементів підстанцій 110-750 кВ
Прилади РЗА підстанцій встановлені в приміщеннях
I категорія (ГЩУ релейний щит):
(КРУ 6-10 кВ) – прилади всіх типів
(підвищена вібрація) –
Умовні позначення: ТО - технічне обслуговування; Н - перевірка (наладка) при новому включенні; К1 - перший профілактичний контроль; В - профілактичне відновлення; К - профілактичний контроль.
4. Технічна діагностика електрообладнання
Для виконання перевірки пристроїв РЗА необхідно вимірювати величину струму і напруги вимірювати час спрацьовування і повернення пристроїв в складніших випадках необхідно регулювати і вимірювати величину потужності і опору частоту кут між струмом і напругою.
Деякі різновиди установок :
-установки для перевірки простих захистів включають в себе пристрій регулювання постійного і змінного струму і напруги універсальний вимірювальний прилад секундомір для виміру часу спрацьовування і повернення захисту. До складу установок входить ЛАТР для регулювання напруги і трансформатор для створення струму необхідної величини. Установки виконуються однофазними. До таких установкам можна віднести пристрої УППЗ М- 1 виробництва фірми " Енергомашвін " У5052 або ЕУ - 5000 - " Киевэлектроточприбор " Ретом 61 - "Динаміка " Чебоксари і ін ;
-установки для перевірки складних захистів . Ці установки додатково мають можливість створювати одночасно однофазний (або трифазний ) струм і трифазну напругу; мають можливість регулювати кут між струмом і напругою що дозволяє їм перевіряти реле опору потужності. До ціх установки додатково входить фазорегулятор і фазометр для вимірювання фази. До таких установкам відноситься пристрій У-5053 або ЕУ 5001 " Киевэлектроточприбор " та інші.
Автоматизовані мікропроцесорні установки. Ці установки побудовані на нових принципах роботи: замість трансформації живлячої напруги для отримання потрібної величини струму і напруги вони містять керовані генератори струму і напруги. З урахуванням мікропроцесорного управління вони можуть видавати на реле точно задану величину струму і напруги. При цьому відпадає необхідність у вимірювальному приладі для перевірки отриманої величини. У перших двох груп установок видавана величина залежала від величини навантаження на установку і вхідної напруги живлення. Генератори можуть змінювати частоту що дозволяє перевіряти реле частоти або досліджувати роботу реле при частотах відмінних від номінальної. Вони можуть вводити в струм або напругу вищі гармоніки або аперіодичну складову. Вони дозволяють за заданою програмою робити зміну параметрів і аналізувати роботу захисту що дає можливість автоматизувати процес перевірки пристрої захисту. Деякі установки дозволяють імітувати по осцилограмі записаної цифровим осцилографом або мікропроцесорним реле процес аварії що дає можливість проаналізувати роботу захисту при аварії. Спільно з установкою поставляється мінімальний обсяг програм яких достатньо для стандартних перевірок. Додаткові програми можна скласти самостійно користуючись програмним забезпеченням установки або купувати додатково. Слід мати на увазі що деякі фірми поставляють закрите програмне забезпечення за допомогою якого можна скласти і ввести нову програму самостійно. Такі пристрої зазвичай орієнтуються на аналогові або цифрові пристрої з малим споживанням оскільки мають малу потужність: вихідний струм 10-20 А при напрузі на навантаженні 10-15 В напруга 120 В при струмі навантаження 05 А. Виняток становить установки фірми DOBLE яка забезпечує струм до 150 А. Кількість таких пристроїв досить велика. Це РЕТОМ - 61 НП " Динаміка " TS фірми NNT - Харків " ФРЕЯ " -300 або SVERKER - 760 фірми " Programma " використовуються також перевірочні установки фірми OMICRON наприклад CMC- 156 .
Для отримання дуже великих струмів які потрібні для " прогрузки " захисту первинним струмом потрібні джерела струму великої величини: 1000-4000 А. До складу такої установки входить потужний трансформатор який має значні габарити і вага що ускладнює його транспортування. Для фіксації величини струму застосовуються спеціальні фіксуючі прилади запам'ятовуючі цю величину.
Для перевірки реле частоти застосовуються генератори технічної частоти наприклад ГТЧ - 1 фірми " Енергоелектроніка " (Київ). Однак вони мають недостатню точність ( 01 Гц ) і придатні тільки для настройки реле старих типів: наприклад РЧ- 1. Нові мікропроцесорні реле мають точність 001 Гц перевіряти такими пристроями можна. Однак вони і не потребують такої перевірки; справне реле має точність достатню щоб її не потрібно було перевіряти а справність реле можна перевірити і менш точним приладом. Вже мікропроцесорні перевірочні пристрої РЕТОМ - 61 ТБ- ММТ ФРЕЯ 300 або БУЕЯКЕЯ - 760 дозволяють тестувати цифрові реле частоти з достатньою точністю.
Для перевірки високочастотної апаратури необхідно мати ВЧ генератори достатньої потужності і діапазоном частот 30-500 кГц. Фірма "Динаміка " випускає мікропроцесорне випробувальний пристрій типу РЕТОМ-ВЧ. Раніше випускалися і використовувалися більш прості пристрої: генератори високої частоти.
Однією з важливих функцій виконуваних при перевірках є випробування ізоляції і вимірювання його опору. Опір ізоляції для кіл вторинної комутації в зборі вимірюється мегомметром напругою 1000 В. Випробування ізоляції в умовах експлуатації проводиться змінною напругою 1000 В або мегомметром напругою 2500 В. окремі кола не розраховані на вказаний рівень ізоляції і їх доводиться випробувати зниженою напругою - наприклад мегомметром напругою 500 і навіть 100 В.
Характеристика приладів для діагностики РЗА.
Вимірювальний програмно-технічний комплекс (ПТК) РЕТОМ-61 призначений для ручного налагодження і автоматичної перевірки характеристик і параметрів налагодження електромеханічних напівпровідникових і мікропроцесорних пристроїв релейного захисту та автоматики в енергетиці. ПТК призначене для застосування в умовах електростанцій промислових підприємств і лабораторій.
ПТК складається з пристрою РЕТОМ - 61 (далі - пристрій) програмного забезпечення і додаткових блоків які розширюють функціональні можливості комплексу. Таким чином комплекс:
-Генерує дві трифазні системи струму трифазна напруга і з 3Uo які управляються незалежно один від одного по модулю фазі і частоті. Це дозволяє в ручному та автоматичному режимі перевіряти характеристики РЗА при імітації різного виду аварій та інших аномальних режимах енергосистем ( коливаннях асинхронному ході і т.д.).
-Виконує пошук як статичних параметрів спрацьовування захисту при плавній зміні вхідних параметрів так і динамічних при подачі сигналів поштовхом.
-За допомогою дискретних сигналів імітує різні режими роботи зовнішніх елементів схеми захисту створюючи коректні умови перевірки різних її функцій.
-Приймає і обробляє як дискретну і аналогову інформацію контролюючи реакцію захисту.
-Вимірює тимчасові характеристики захисту і реєструє роботу його дискретних виходів.
-Виконує перевірки захисту при різних рівнях напруги живлення.
-Виконує вимірювання величини постійної і змінної напруги постійного і змінного струму основну частоту і спектральний склад сигналу фазовий кут між двома сигналами і т.д.
-Великий набір програмних модулів дозволяє автоматично оцінює правильність захисних функцій і точність параметрів і уставок практично всіх видів РЗА і створювати протоколи їх випробувань. При цьому надана можливість спостерігати на екрані комп'ютера весь хід перевірки аналізувати проміжні результати і в необхідних випадках коригувати умови перевірки.
Рис. 3.1. Склад комплекту приладу РЕТОМ-61.
5. Технологія ремонту об’єкта експлуатації
Технологічний процес ремонту пристроїв РЗА має особливості. Безпосередньому ремонту пристроїв РЗА передує ретельна їх перевірка що дозволяє встановити обсяг робіт розподілити їх між виконавцями та забезпечити необхідні матеріали запасні частини та інше.
Найбільш складними і відповідальними частинами пристроїв РЗА є реле розглянемо переважно роботи пов'язані з їх ремонтом починаючи з перевірки і кінчаючи контролем і випробуванням .
При перевірці реле виявляють їх несправності ослаблені ділянки і встановлюють їх причини. При цьому виконують зовнішній і внутрішній огляди та необхідні вимірювання реле як в зібраному вигляді так і з частковим демонтажем і розбиранням .
При зовнішньому огляді попередньо очищають кожух і цоколь реле від пилу і забруднень перевіряють стан кожуха і щільність його прилягання до цоколя вивідні деталі (гвинтові затискачі шпильки пелюстки під пайку) якими реле підключається до зовнішніх електричних кіл.
При внутрішньому огляді всі деталі ретельно очищають щіточками і м'якою чистою тканиною від пилу і забруднень перевіряють контактні з'єднання і ізоляцію. В апаратах що були в експлуатації погані контакти можна виявити по характерних потемніннях на них порушення лакофарбового покриття підгоряння ізоляції дотичної з контактним з'єднаннями специфічному запаху ізоляції підданої сильним перегрівам і порушення контакту в місці приєднання. золяцію крім огляду контролюють вимірюючи її опір мегомметром.
При огляді електромеханічних реле звертають увагу на стан механізму а також вхідних у нього кінематичних ланцюгів ланок і деталей. Плавність ходу механізму перевіряють приводячи його в рух від руки. При цьому не повинно бути значного поздовжнього і помітного на око поперечного люфтів (для більшості реле поздовжній люфт повинен лежати в межах від 02 до 05 мм). Контакти мають бути чистими не мати подряпин оплавлень і деформацій.
Спіральні пружини не повинні мати слідів окислення між їх витками повинен зберігатися рівномірний зазор а витки лежати в одній площині перпендикулярній осі рухомої частини реле.
Крім того звертають увагу на стан магнітної системи рівномірність повітряних зазорів відсутність сторонніх часток в них. При розбиранні реле перевіряють деталі і їхні ділянки приховані коли реле зібрано. Особливу увагу звертають на стан осей кернів оглядаючи їх через лупу з 40 - 50 -кратним збільшенням. Кінці осей і керни повинні бути відполіровані і не мати викривлень вм'ятин і подряпин.
ОХОРОНА ПРАЦ ТА ПРОМИСЛОВА БЕЗПЕКА ПРИ ТЕХНЧНОМУ ОБСЛУГОВУВАНН РЕМОНТ ОБКТА ЕКСПЛУАТАЦ.
Для забезпечення безпеки робіт що проводяться в колах вимірювальних приладів і пристроїв релейного захисту всі вторинні обмотки вимірювальних
трансформаторів струму і напруги повинні бути заземлені. У складних схемах релейного захисту для групи електрично з'єднаних вторинних обмоток трансформаторів струму незалежно від їх числа допускається виконувати заземлення лише в одній точці. За необхідності розриву кола струму вимірювальних приладів і реле кола вторинної обмотки трансформатора струму попередньо коло закорочується спеціально призначеними для цього затискачами.
У ланцюгах між трансформатором струму і затискачами де встановлена перемичку забороняється проводити роботи які можуть призвести до розмикання ланцюга. При проведенні робіт на трансформаторах струму або в їх вторинних колах необхідно дотримуватися таких заходів безпеки:
-Шини первинних кіл не використовувати в якості допоміжних струмопроводів при монтажі або струмоведучих ланцюгів при виконанні зварювальних робіт;
-Кола вимірювань та захисту приєднувати до затискачів зазначених трансформаторів струму після повного закінчення монтажу вторинних схем;
-При перевірці полярності прилади якими вона проводиться до подачі імпульсу струму в першу обмотку надійно приєднувати до затискачів вторинної обмотки.
Робота в колах пристроїв релейного захисту електроавтоматики і телемеханіки проводиться за виконавчими схемами робота без схем по пам'яті забороняється. При роботах в пристроях релейного захисту автоматики і телемеханіки необхідно користуватися слюсарно-монтажним інструментом з ізолюючими рукоятками.
При перевірці кіл вимірювання сигналізації управління і захисту в разі потреби в приміщенні електроустановок напругою вище 1000 В дозволяється залишатися одному працівнику зі складу бригади за умовами роботи (наприклад: регулювання вимикачів перевірка ізоляції); особа що перебуває окремо від виконання робіт повинно мати групу допуску з електробезпеки не нижче III.
При роботах в колах трансформаторів напруги з подачею напруги від стороннього джерела живлення знімаються запобіжники з боку вищої і нижчої напруги і відключаються автоматичні вимикачі від вторинних обмоток.
При необхідності проведення робіт в колах чи на апаратурі релейного захисту автоматики і телемеханіки при включеному основному обладнанні вживаються додаткові заходи проти його випадкового відключення. Забороняється на панелях або поблизу місця розміщення релейної апаратури провадити роботи які викликають сильний струс релейної апаратури що може призвести до помилкового спрацьовуванням реле.
Основним параметром мережного графіка є терміни виконання всіх робіт їхні резерви тривалість критичного шляху. Ці параметри є вихідними для аналізу та оптимізації мережі.
Мережний графік має три повних шляхи:
Критичним є 3 шлях. Вільний резерв часу роботи =16 хв.
Таким чином планування охоплює широке коло питань експлуатації систем електропостачання у першу чергу проведення технічного обслуговування та ремонту матеріальне забезпечення експлуатації і контролю технічного обслуговування та ремонту матеріальне забезпечення експлуатації і контроль технічного стану систем електропостачання.
У сучасних енергетичних системах значення релейного захисту особливо зростає у зв'язку з бурхливим зростанням потужності енергосистем об'єднанням їх в єдині електрично пов'язані системи в межах кількох областей всієї країни і навіть декількох держав.
Релейний захист здійснює автоматичну ліквідацію пошкоджень і ненормальних режимів в електричній частині енергосистем і є найважливішою автоматикою що забезпечує їх надійну і стійку роботу.
В даний час широко застосовуються захисти з використанням мікропроцесорних пристроїв. Дана техніка повністю відповідає специфічним вимогам української енергетики доступні в обслуговуванні і легко інтегруються в автоматизовані системи РЗА управління та контролю підстанцій та електричної частини станцій будь-якого рівня.
Основні види пошкоджень трансформаторів їх ознаки можливі причини і способи виявлення
Можливі причини пошкоджень
Способи виявлення пошкоджень
Дефекти між листової ізоляції
Погіршення стану масла (підвищена кислотність).
Збільшення втрат холостого ходу
Перегріви що викликаються вихровими струмами або струмами в короткозамкнених контурах що утворюються в результаті порушення ізоляції активної сталі в місцях контакту зі стяжними шпильками наявності забоїн а також порушення схеми заземлення.
Волога яка конденсується на поверхні масла потрапляє на верхнє ярмо проникає між пластинами активної сталі у вигляді водомасляної емульсії (суміші вологи з гарячим маслом) руйнує між листову ізоляцію і викликає корозію сталі.
Зовнішній огляд трансформатора при вийнятій активній частині.
Спеціальні випробування: заміри втрат холостого ходу
перевірка ізоляції стяжних шпильок або бандажів мегомметром.
Місцеве замикання пластин сталі і пожежа сталі магніто-проводу
Поява газу в газовому реле і робота газового захисту на сигнал.
Зниження температури спалаху масла.
Специфічний різкий запах і темний колір масла внаслідок його розкладу.
Наявність будь-яких сторонніх металевих або струмопровідних частинок замикаючих в даному місці пластини сталі магнітопроводу.
Пошкодження ізоляції стяжних шпильок що створює коротко замкнутий контур. Дотик будь-якої металевої частини і стержня в двох точках.
Підвищення втрат та струму холостого ходу
Місцеве пошкодження ізоляції пластин сталі що викликає замикання пластин сталі.
Неправильне заземлення що створює короткозамкнутий контур. Руйнування або відсутність ізолюючих прокладок в стиках магнітопроводу.
Продовження таблиці А.1
Підвищення вібрації магніто-проводу
Ненормальне гудіння вібрації вібрації у магнітопроводі.
Неприпустиме гудіння у магнітопроводі.
Ослаблення пресування магнітопроводу.
Мимовільне розхитування і вільне коливання кріпильних деталей. Коливання відстаючих крайніх листів сталі в стержнях або ярмах. Ослаблення пресування стиків. Пробій або руйнування ізолюючих прокладок в стиках.
Зовнішній огляд активної частини.
Перевірка величини напруги що подається на трансформатор.
Потріскування всередині трансформатора при підвищеній напрузі
Ослаблення кріплення або механічні пошкодження заземлення
Зовнішній огляд заземлений при вийнятої активної частини
Збільшені зазори в стиках між пластинами активної частини.
Завищена товщина прокладок в стиках ярем і колон в стиковому магніто-проводі
Підвищений струм холостого ходу при нормальних втратах холостого ходу
Товщина прокладок в стиковому магнітопроводі у трансформаторів IV-VI габаритів більше 1 мм.
Перевірка втрат та струму холостого ходу.
Зовнішній огляд при вийнятій активній частині.
Робота газового захисту на відключення
Ненормальний нагрів іноді з характерним бульканням масла.
Невелике збільшення первинного струму. Різні опори окремих фаз при постійному струму. Робота диференціального а також максимального струмового захисту.
Руйнування виткової ізоляції через старіння в результаті природного зносу або тривалих перевантажень при недостатньому охолодженні.
Порушення ізоляції витків із-за механічних пошкоджень в результаті поштовхів або деформації обмоток при коротких замиканнях та інших аварійних режимах.
Оголення обмоток внаслідок зниження рівня масла.
Дефекти ізоляції проводу або самого дроту непомічені при виготовленні обмоток.
Неправильні укладання і виконання переходів .
Неправильна опресовування обмоток.
Зовнішній огляд активної частини.
вимірювання опорів; три спеціальні випробування при зниженій напрузі з почерговим замиканням однієї з фаз; прожиг обмотки для виявлення виткового замикання при відкритій активній частині шляхом підведення до обмотки зниженої напруги (10-20 % номінальної); в місці пошкодження з'явиться дим
Робота газового захисту внаслідок дуги що виникає в місці обриву і розкладення масла.
Відрив вивідних кінців внаслідок електродинамічних зусиль при коротких замиканнях або через поганих з’єднань. Неякісне паяння проводів. Вигорання частини витків внаслідок виткового замикання в обмотці.
Виявлення виткового замикання.
Перевірка стану та роботи охолоджувальних пристроїв.
Перевірка обмоток амперметрами включеними в окремі фази.
Вимірювання опорів обмоток мегомметром при з'єднанні їх зіркою.
Вимірювання опорів обмоток постійним струмом між лінійними вводами при з'єднанні в трикутник. При повному обриві однієї фази результати двох вимірів рівні. При цьому кожен вимір дорівнює опору фази. Третій вимір фази де стався обрив дає подвійну величину опору. При наявності неповного обриву фази величина її опору буде дещо більша ніж у двох інших. Перевірка мегомметром ізоляції між обмотками і корпусом.
Випробування масла на аналіз і електричну міцність. Зовнішній огляд активної частини.
Робота газового максимального струмового та диференціального захисту. Викид масла через запобіжну трубу.
Дефектність головної ізоляції внаслідок старіння або наявності тріщин отворів зламів м'ятих нерівних країв а також наявності пилу ворсинок і т. д.
Дотик краю циліндра або бар'єру металевих частин пресуючого пристрою в результаті чого може виникнути повзучий електричний розряд з ізоляції з електрокартону. Зниження рівня масла. Потрапляння вологи або бруду всередину трансформатора.
Деформація обмоток при коротких замиканнях.
Міжфазне коротке замикання обмотки
Причини ті ж що і при пробої на корпус крім того: замикання на виводах замикання на вводах.
Зовнішній огляд при вийнятій активній частині.
Перевірка мегомметром.
Замикання паралельних проводів у витках безперервної обмотки близьких до її початку або кінця
Збільшення втрат холостого ходу при нормальному струмі холостого ходу
Причини ті ж що і при витковому замиканні
Зовнішній огляд місць підгорання ізоляції витків при вийнятій активній частині.
Пофазні виміри втрат і струмів холостого ходу.
Замикання паралельних проводів у витках гвинтової обмотки в місці транспозиції
Збільшення втрат короткого замикання
Зрівняльні струми в замкнутих контурах
Зовнішній огляд місць потемнінь і підгорання ізоляції витків при вийнятій активній частині.
Пофазні виміру втрат короткого замикання.
Паралельні з'єднання котушок з нерівною кількістю витків
Перегрів обмоток від зрівняльних струмів
Зрівняльні струми між паралельними гілками
Перевірка приладом. Зовнішній огляд місць потемнінь підгорання і руйнувань ізоляції витків при вийнятій активній частині.
Обрив одного або декількох паралельних проводів у витку обмотки
Збільшення втрат короткого замикання а також напруги короткого замикання
Причини ті ж що при обриві в обмотках
Вимірювання опору обмоток постійним струмом.
Вимірювання втрат і напруги короткого замикання.
Зовнішній огляд місць потемнінь підгоранню і руйнувань ізоляції витків при вийнятій активній частині.
Оплавлення або вигоряння контактних поверхонь
Робота газового захисту а іноді диференційного і максимального струмового захисту
Дефекти конструкції або зборки (недостатнє натискання контактів і пружність натискних пружин).
Перегріви від надструмів що виникають при близьких коротких замиканнях.
Перевірка мегомметром при наявності обриву.
Вимірювання опорів постійним струмом на всіх відгалуженнях.
Перекриття між фазами або окремими відгалуженнями
Робота газового диференційного і максимального струмового захистів.
Попадання вологи всередину трансформатора.
Дефекти в ізолюючих частинах.
Робота максимального струмового та диференційного захистів
Наявність тріщин в ізоляторі. Зниження рівня масла при забрудненій внутрішній поверхні ізолятора
Зовнішній огляд трансформатора.
Демонтаж вводу і перевірка його ізоляції мегомметром.
Перекриття між вводами
Попадання сторонніх предметів на вводи
Негерметичність прокладок
Протікання масла в місцях прокладок
Ослаблення затягування болтів. Дефектна ущільнююча прокладка.
Неякісне армування вводу
Протікання масла в місці армування вводу
Дефекти в армуванні (тріщини і т. д.).
Тріщина в порцеляні ізолятора.
Після знімання вводу опустити фарфор в масло на кілька годин потім ретельно протерти поверхню ганчірками опиліть порошком і нагріти до 40-50 ° С з тріщин виступить масло.
Нагрівання порцелянових вводів
Пробій порцеляни внаслідок дефекту в самій порцеляні
Нагрів сталевого фланця вводу
Вихрові струми що нагрівають метал
Вимірювання температури нагріву фланця
Бак розширювач радіатори
Протікання масла через шви тріщини пробоїни і т. д.
Механічні пошкодження металоконструкцій
Трансформаторне масло
Ненормальне підвищення температури масла і місцеві нагріви
Несправності в системі охолодження (наприклад закриті радіаторні крани вийшли з ладу охолоджу-вальні вентилятори).
Перевантаження трансформатора.
Внутрішні пошкодження в трансформаторі.
Перевірка роботи системи охолод-ження. Перевірка навантаження та відповідності температури масла даної навантаженні
Обстеження активної частини.
Погіршення якості масла
Внутрішні пошкодження що супроводжуються крекінг-процесом коли газоподібні продукти розкладання масла розчиняються в іншому маслі в результаті чого знижується температура спалаху масла.
Супроводжувані розкладанням масла дугою - виділяються при цьому гази горючі і містять водень і метан
Робота газового захисту на сигнал
Попадання повітря в реле. Повільне зниження рівня масла.
Аналіз газів на кількість колір запах горючість. (Якщо газ без кольору запаху і не горить значить в реле потрапило повітря; якщо газ горить - наявне внутрішнє ушкодження в трансформаторі за кількістю газу визначають розмір ушкодження.
Робота газового захисту на відключення
Внутрішні пошкодження супроводжувані крекінг-процесом.
Коротке замикання яке зумовило поштовх масла через газове реле.
Різке зниження рівня масла.
Внутрішні пошкодження супроводжувані сильним виділенням горючих газів
Колір газу показує характер пошкодження (біло-сірий - папір та електрокартон жовтий - дерево чорний - масло)
Зовнішній огляд і з'ясування причини зниження рівня масла.
Узагальнений перелік робіт та видів ТО мікропроцесорних пристроїв РЗА
Назва (обсяг) роботи
Перевірка відповідності проекту змонтованих пристроїв
Внутрішній огляд чистка та перевірка механічної частини апаратури (вказівних і проміжних реле автоматичних вимикачів тощо)
Перевірка опору ізоляції
Перевірка електричних характеристик елементів схем мікропроцесорних пристроїв (вказівних і проміжних реле автоматичних вимикачів тощо)
Зв'язок з пристроєм з допомогою переносного комп'ютера та завантаження в пристрій необхідних параметрів. Для пристроїв де не передбачено інтерфейсу для зв'язку з комп'ютером параметри заносяться в пристрій з допомогою інтерфейсу ручного керування пристроєм та вмонтованого дисплею.
Зчитування інформації з пристрою перевірка відповідності занесених в пристрій параметрів заданим уставкам аналіз правильності функціонування пристрою під час записаних в пристрої випадків пошкоджень в мережі
Перевірка електричних характеристик вхідних кіл пристрою (напруг спрацювання та відпадання робота схеми контролю ізоляції кіл оперативного струму при зниженні опору ізоляції провідника між нормально відкритим контактом і вхідними колами пристрою)
Перевірка та виміри виставлених уставок зняття характеристик за допомогою подання в пристрій параметрів від випробувальної
апаратури. Перевірка часу готовності
Продовження таблиці Б.1
Перевірка взаємодії мікропроцесорного пристрою з елементами його схеми (вказівні проміжні реле перемикальні пристрої випробувальні блоки тощо) виконується для 08 від номінального значення напруги оперативного струму
Випробування ізоляції в повній схемі поданням на схему змінної напруги 1000 В протягом однієї хвилини.
Випробування роботи пристрою з мережею збору інформації якщо це передбачено проектом
Перевірка правильності встановлення в пристрої дати і поточного часу
Перевірка взаємодії пристрою з іншими пристроями РЗА схемами керування комутаційними апаратами колами загальної сигналізації
Виконання очищення буферів реєстраторів робочих і аварійних повідомлень
Перевірка пристрою під навантаженням
Виконання тестового контролю якщо він передбачений конструкцією пристрою
Підготовка і введення пристрою в роботу
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ
Лизунова С. Д. Силовые трансформаторы. Справочная книга С. Д. Лизунова А. К. Лоханина. М.: Энергоиздат 2004.-616 с.
Технічне обслуговування мікропроцесорних пристроїв релейного захисту протиаварійної автоматики дистанційного керування та сигналізацій електростанцій і підстанцій від 04 кВ до 750 кВ: СОУ-Н ЕЕ 35.514.2007. – Офіц. вид. – К.: Гріфре: М-во палива та енергетики Украйни 2008 - VI 35 с. – (Нормативний документ мінпаливенерго України. нструкція).
Правила технічної експлуатації електроустановок споживачів. – Х.: Видавництво «Форт» 2012. – 368 с.