Ledgroup72.ru

Лед Групп
1 просмотров
Рейтинг статьи
1 звезда2 звезды3 звезды4 звезды5 звезд
Загрузка...

Ремонт масляных выключателей

Ремонт масляных выключателей

Ремонт масляных выключателей

Правильно произведенное обслуживание позволит продлить срок службы любого технического элемента в быту и на производстве. Ремонт масляных радиаторов заключается в замене неисправных деталей, обнаруженных во время профилактического ремонта, на пригодные к работе из запасных частей. Нежелательно изготавливать любые узлы и детали собственными силами.

Техническое обслуживание

Необходимо четко придерживаться графика плановых осмотров высоковольтных устройств, который периодически производится в эксплуатационный период. При ситуации вынужденного и значительного по времени простоя или форсмажорных обстоятельствах рекомендуется проведение внеплановых осмотров, выполняемых согласно рекомендациям производителя и действующим стандартам ПТЭ.

В процессе обслуживания необходимо особенно тщательно проверить:

  • отсутствие признаков протекания;
  • уровень масла и его соответствие норме;
  • возможный перегрев устройства;
  • вероятность замасленности в месте расположения буфера;
  • признаки загрязненности и скопления пыли;
  • техническое состояние заземления, контактов и изоляции;
  • возможные трещины элементов конструкции.

Текущий ремонт

Все типы выключателей необходимо подвергнуть определенным профилактическим процедурам. Ветошью производится протирка всех элементов и фарфоровых узлов. Перед началом работы ветошь рекомендуется немного обработать спиртом. Далее следует обратить проверить количество масла и при необходимости произвести его замену или долив, а также восстановить смазку на трущихся поверхностях.

Следующий этап – ревизия сопротивлений заземляющего устройства и подтягивание соединений при обнаружении течи. Последовательность действий при необходимости добавления масла схематично рассмотрена на рис.2. 45 мм – величина требуемого уровня от нижней части цилиндра 7. Для выполнения этого действия потребуется выкрутить гайку 3, отсоединить поршень 5 и пружину 6. Легкую работу хода штока 4 проверяют вручную после сборки буфера.

Капитальный ремонт

Последовательность действий при выполнении подобного вида ремонта:

  • Отключение конструкции от шин и приводного устройства.
  • Тщательный слив всего имеющегося масла.
  • Разбирается устройство.
  • После визуального осмотра и проверки производится необходимый ремонт дугогасительной камеры, маслоуказателей, внутриблоковой изоляции, изоляторов тяги, приводного механизма, розеточных контактов и прокладок.

Разборка ВМГ-10

Этот процесс происходит в следующем порядке:

  • извлекается (рис.3) стержень 1 соединяющий тягу с наконечником контакта 4;
  • цилиндры и упорные болты выворачиваются (рис.1);
  • отсоединяется гибкая связь 3 (рис.3);
  • контактная колодка 2 и гибкая связь вынимаются вместе с подвижным контактом;
  • фланец проходного изолятора с кронштейном снимается после выкрутки болтов;
  • выполняется разборка изоляционных элементов внутри цилиндра.

1

Рис. 1. Масляный выключатель: а-ВМГ-133, б-ВМГ-10; 1-цилиндр, 2 — фарфоровая тяга; 3 — двуплечий рычаг, 4 — пружинный буфер, 5 — подшипник, 6 — масляный буфер, 7 — отключающая пружина, 8 — болт заземления, 9 — рама, 10 — опорный изолятор, 11 — серьга, 12 — изоляционный рычаг, 13,14 — болты-упоры (фиксатор «вкл» положения), 15-то же, для среднего соединения с приводом

Извлекать для профилактики цилиндр 10 при разборке полюса ВМГ-133 необходимо очень осторожно, во избежание повреждений лакового покрытия. Далее извлекаются камера 11 и нижний цилиндр 13. После выкрутки гайки 15 вынимается розеточный контакт 12. Завершающая стадия – извлечение прокладки и опорного кольца из фанеры.

Особенность выключателя ВМГ-10 – соединение подвижного контакта с двуплечим рычагом 12 посредством серьги 11 (рис.1).

Рис. 2. Масляный буфер выключателя ВМГ-10: 1 — корпус, 2 — уплотняющая прокладка, 3 — специальная гайка, 4 — шток, 5 — поршень, 6 — пружина, 7 — дно корпуса

Рис. 2. Масляный буфер выключателя ВМГ-10: 1 — корпус, 2 — уплотняющая прокладка, 3 — специальная гайка, 4 — шток, 5 — поршень, 6 — пружина, 7 — дно корпуса

Рис. 3. Подвижный контакт: а — выключателя ВМГ-10, б — то же, ВМПП-10; 1 - стержень, 2 -контактная колодка, 3 — гибкая связь, 4 — наконечник с проушинами, 5 — контргайка, 6 — втулка, 7 — головка, 8 — направляющая колодка, 9 — штифт, 10 — наконечник

Рис. 3. Подвижный контакт: а — выключателя ВМГ-10, б — то же, ВМПП-10; 1 — стержень, 2 -контактная колодка, 3 — гибкая связь, 4 — наконечник с проушинами, 5 — контргайка, 6 — втулка, 7 — головка, 8 — направляющая колодка, 9 — штифт, 10 — наконечник

Ограничение крайнего положения достигается с помощью двуплечего рычага 3(рис.5), прикрепленного к валу 2 сваркой. Один из роликов подходит к штоку буфера 4 «откл», а второй – к болту 7 «вкл». На среднем рычаге устанавливается буферная пружина выключателя 5.

Обследование розеточного узла без демонтажа цилиндра позволяет выполнить наличие крышек в противоположных местах конструкции. Через нижнюю часть извлекаются дугогасительная камера и розеточный элемент.

Рис. 4. Цилиндр (полюс): а — выключателя ВМГ-133, б — то же, ВМГ-10; 1 — основной цилиндр, 2 — дополнительный резервуар, 3 — маслоуказатель, 4 — жалюзи, 5 — маслоналивная пробка, 6 — верхняя крышка, 7 — проходной изолятор, 8 — кронштейны, 9 — скоба, 10 — верхний бакелитовый цилиндр, 11—дугогасительная камера, 12 — розеточный (неподвижный) контакт, 13 — нижний бакелитовый цилиндр, 14 — маслоспускная пробка, 15 — выводные штырь и гайка, 16 — нижняя крышка

Рис. 4. Цилиндр (полюс): а — выключателя ВМГ-133, б — то же, ВМГ-10; 1 — основной цилиндр, 2 — дополнительный резервуар, 3 — маслоуказатель, 4 — жалюзи, 5 — маслоналивная пробка, 6 — верхняя крышка, 7 — проходной изолятор, 8 — кронштейны, 9 — скоба, 10 — верхний бакелитовый цилиндр, 11—дугогасительная камера, 12 — розеточный (неподвижный) контакт, 13 — нижний бакелитовый цилиндр, 14 — маслоспускная пробка, 15 — выводные штырь и гайка, 16 — нижняя крышка

Рис. 5. Приводной механизм: а — выключателя ВМГ-10, б — то же, ВМГ-133, в — подшипник; 1 — рама, 2 — вал, 3 — двуплечий рычаг, 4 — масляный буфер, 5 — пружинный буфер, 6 — отключающая пружина, 7 — болт-упор, 8 — подвижный контакт, 9 — ось, 10 — серьга, 11 — изоляционный рычаг (фарфоровая тяга), 12 — подшипник, 13 — вырез в раме для установки вала, 14 — болт с гайкой и шайбой, 15 — отверстие для смазки, 16 — шайбы, 17 — шейка вала

Рис. 5. Приводной механизм: а — выключателя ВМГ-10, б — то же, ВМГ-133, в — подшипник; 1 — рама, 2 — вал, 3 — двуплечий рычаг, 4 — масляный буфер, 5 — пружинный буфер, 6 — отключающая пружина, 7 — болт-упор, 8 — подвижный контакт, 9 — ось, 10 — серьга, 11 — изоляционный рычаг (фарфоровая тяга), 12 — подшипник, 13 — вырез в раме для установки вала, 14 — болт с гайкой и шайбой, 15 — отверстие для смазки, 16 — шайбы, 17 — шейка вала

Монтаж манжеты, изготовленной из картона, облегчается нанесением небольшого количества смазки на ее выступающие части.

Ремонт масляных выключателей ВМП-10 и ВМПП-10 несколько различается с работами на ВМГ-10по причине конструкционных отличий (рис.6).

Важный нюанс – гальваническое покрытие контактных выводов. Основанием конструкции являются полюсы устройства, а токосъем происходит при помощи роликов.

Применение выключателей этого типа допускается с различными модификациями проводов.

Рис. 6. Масляные выключатели; а — ВМП-10, б — ВМПП-10; 1 — рама, 2, 12 — опорный изолятор, 3 — полюс, 4 - маслоуказатель, 5 — изоляционная тяга, 6 — изоляционная перегородка, 7, 8 — собачки, 9, 10 - тяги, 11-рама с встроенным пружинным приводом и блоком релейной защиты, 13 — болт заземления, 14 - крышка, 15 - кнопка «откл» и «вкл»

Рис. 6. Масляные выключатели; а — ВМП-10, б — ВМПП-10; 1 — рама, 2, 12 — опорный изолятор, 3 — полюс, 4 — маслоуказатель, 5 — изоляционная тяга, 6 — изоляционная перегородка, 7, 8 — собачки, 9, 10 — тяги, 11-рама с встроенным пружинным приводом и блоком релейной защиты, 13 — болт заземления, 14 — крышка, 15 — кнопка «откл» и «вкл»

Модель полюса ВМПП-10 (рис.7) во многом аналогична этому элементу ВМП-10. Конструкция включает цилиндр 3 с заармированными фланцами 2 и 4 на концах. Головка полюса 6 крепится к корпусу 5.

Читайте так же:
Магнитный выключатель для цилиндров

Наружные – 15 и 16 и внутренний 12 рычажные устройства, надежно фиксируемые на основном валу 14 – основа механизма перемещения. Две серьги 25 рычага, расположенного внутри конструкции, соединяются с контактом, а находящийся снаружи крепится изоляционной тягой к валу привода. Головка 7 и колодка 8 установленная на соединительном элементе (рис.3).

Передвижение в необходимую сторону обеспечивает втулка 6, монтируемая на специальную полосу, соединенную с концом перемещающейся детали. Скользящие роликовые механизмы 18 (рис.7) двигаются внутри элементов, выполняющих направляющие функции 17.

Разборка некоторых узлов или всей конструкции потребуется для ремонта деталей, выработавших ресурс или пришедших в негодность. Последовательность этого процесса следующая:

  1. В первую очередь снимаются перегородки между встроенными полюсами.
  2. Сливается масло.
  3. Выполняется демонтаж нижних шин.
  4. Разбираются крышки с розеточными контактами.
  5. Извлекаются цилиндры 23, выполняющие распорные функции, и устройство для дугогашения 21(рис.7).

Затем все элементы подвергаются промывке маслом и осмотру. Тщательно обследуется наконечник передвигающегося контакта после перевода устройства в положение «вкл».

Последующий демонтаж осуществляется при потребности замены и в случае ремонта подвижного элемента.

Рис. 7. Полюс выключателя ВМПП-10: 1 - нижняя крышка, 2 — нижний фланец, 3 — цилиндр, 4 — верхний фланец, 5 — корпус, 6 — головка, 7 — верхняя крышка, 8 — пробка маслоналивного отверстия, 9 — клапан, 10 — подшипник, 11 — буфер, 12 — внутренний рычаг механизма, 13 — уплотнение, 14 — вал механизма, 15 — механизм, 16 — наружный рычаг механизма, 17 — направляющий стержень, 18 — токоотводы (4 токоотвода на 20 кА и 6 на 31,5 кА на выключатель с номинальным током 630 А, 6 на 1000 А и 10 на 1600 А), 19 - втулка, 20 - планка, 21 -дугогасительная камера, 22 — маслоуказатель, 23 — распорный цилиндр, 24 — подвижный стержень, 25 — серьга, 26 — пружина.

Рис. 7. Полюс выключателя ВМПП-10: 1 — нижняя крышка, 2 — нижний фланец, 3 — цилиндр, 4 — верхний фланец, 5 — корпус, 6 — головка, 7 — верхняя крышка, 8 — пробка маслоналивного отверстия, 9 — клапан, 10 — подшипник, 11 — буфер, 12 — внутренний рычаг механизма, 13 — уплотнение, 14 — вал механизма, 15 — механизм, 16 — наружный рычаг механизма, 17 — направляющий стержень, 18 — токоотводы (4 токоотвода на 20 кА и 6 на 31,5 кА на выключатель с номинальным током 630 А, 6 на 1000 А и 10 на 1600 А), 19 — втулка, 20 — планка, 21 -дугогасительная камера, 22 — маслоуказатель, 23 — распорный цилиндр, 24 — подвижный стержень, 25 — серьга, 26 — пружина.

Ремонт масляного выключателя: меры безопасности

Масляный выключатель – важнейшее устройство на высоковольтной стороне любой электрической подстанции. От его безотказного функционирования зависит пригодность для дальнейшего использования большого числа единиц оборудования после тех или иных происшествий, требующих аварийного отключения.

Существует много моделей таких выключателей в диапазоне от 6 кВ до 220 кВ. Эти модели имеют существенные конструктивные отличия и связанные с этим различия в обслуживании и других действиях. Но общим для них является необходимость в текущем ремонте и его организационная составляющая.

Персонал, участвующий в этих ремонтных работах, начинают подготавливать к тому, что предстоит сделать. Сотрудников обязательно информируют относительно документации подстанции, предоставляют для изучения электрические схемы, а также выполняют анализ тех обязательных действий, которые непременно следует совершить для обеспечения личной безопасности исполнителей.

Всё, что предстоит сделать, подлежит обязательному оформлению в виде наряда – допуска с указанием мер по подготовке рабочих мест соответствующих тем или иным операциям по текущему ремонту масляного выключателя. Этот документ оформляется только тем лицом у которого группа по электрической безопасности в электроустановках свыше 1000 В не ниже пятой и подлежит обязательной регистрации в службе диспетчеров. В нём обязательно указывается:

  • весь перечень выполняемых мероприятий для обеспечения безопасности на рабочем месте;
  • ФИО назначенного лица, ответственного за надзор по соблюдению безопасности при выполнении исполнителями тех или иных действий.

Квалификации исполнителей должны обязательно им соответствовать.

  • При регистрации документа дежурный диспетчер обязан внимательно ознакомиться с ним и проверить на соответствие установленным правилам указанные в наряде меры безопасности. Затем он регистрирует этот документ в специальном журнале, для этого предназначенном.

Методы обеспечения безопасности

После регистрации перед началом выполнения работ выдающий наряд проводит инструктаж по цепочке от бригадиров до рядовых исполнителей с анализом предстоящих работ и мер по их безопасному выполнению со своими рекомендациями относительно используемого инструментария.

В его составе должны быть:

  • изолирующие штанги 6 – 35 кВ;
  • указатели напряжения 6 – 35 кВ;
  • перчатки диэлектрические;
  • боты диэлектрические;
  • заземление переносное;
  • предупреждающие плакаты.

Все средства защиты берутся после проведенных испытаний на их пригодность к использованию и с датой проведения следующих испытаний. Плоскогубцы, наборы ключей, отвёртки и т.п. должны быть проверены на достаточность по ассортименту для предстоящего ремонта. После завершения этапа подготовки бригада ремонтников отправляется на объект, а допускающий получает наряд – допуск. На подстанции где будет ремонтироваться масляный выключатель он обязан проверить:

  • схему подстанции;
  • соответствие мер безопасности указанных в наряде – допуске существующим нормам и требованиям.

Затем допускающий связывается с дежурным диспетчером с запросом на разрешение приступить к выполнению работ. После получения этого разрешения и по команде дежурного диспетчера допускающий и кто-либо из бригады ремонтников производят необходимые отключения соответственно наряду – допуску, развешивает запрещающие плакаты. Отключения должны создать видимый разрыв при помощи разъединителей там, где есть высоковольтные цепи, связанные с рабочей площадкой.

  • Все операции по отключению должны быть выполнены в диэлектрических перчатках.
  • На приводах разъединителей допускающий обязан повесить плакат «Не включать! Работают люди!»,

После чего он связывается с дежурным диспетчером для того, чтобы доложить ему о произведенных отключениях. После того как диспетчер проверит правильность этих отключений, допускающий запрашивает разрешение на применение заземляющих ножей, переносного заземления — защитного провода и прочих действий в соответствии с нарядом – допуском по организации рабочего пространства.

  • Обязательное действие перед установкой защитного провода в месте его присоединения – проверка указателем высокого напряжения отсутствия потенциала в этом месте.

Перед этим необходимо прикоснуться указателем напряжения к проводнику с таким же потенциалом как в месте установки заземления для проверки работоспособности указателя напряжения. При проверке должны быть надеты диэлектрические перчатки. После того, как на проводе подтверждено отсутствие потенциала к нему и к металлической конструкции, очищенной от краски, присоединяется защитный провод. Таким местом может быть любая часть заземленного корпуса оборудования, удобная для присоединения защитного провода.

  • Защитный провод в первую очередь присоединяется к месту заземления.
  • Затем двое из группы ремонтников один с третьей другой с четвёртой группой электробезопасности при помощи изолирующей штанги присоединяют другой конец провода на отключенную токоведущую конструкцию, выполняя это действие в диэлектрических перчатках.
  • После этого включаются заземляющие ножи и на приводах разъединителей вывешиваются плакаты «Заземлено».
  • Далее по периметру рабочей зоны устанавливаются колышки с плакатами «Стой! Напряжение!» и на уровне 1 – 1,5 метра от поверхности грунта натягивается хорошо видимая ограждающая лента из материала с изоляционными свойствами.
Читайте так же:
Выключатель проходной этюд дача

Меры безопасности

Завершив подготовку рабочего места, допускающий связывается с дежурным диспетчером. Он сообщает ему обо всех сделанных подготовительных работах и при нормальном развитии событий получает разрешение на допуск ремонтной бригады к масляному выключателю для его ремонта. После проверки дежурным диспетчером правильности всех выполненных подготовительных операций он разрешает бригаде приступить к ремонту.

После сверки списка работников в наряде — допуске с их именными удостоверениями проводится инструктаж и демонстрация заземлений, что свидетельствует об отсутствии напряжения на соответствующих токоведущих частях.

  • Работникам обязательно показываются границы безопасной зоны. Также указываются источники высокого напряжения ближайшие к рабочей площадке. Приближаться к ним запрещается.

Такой целевой инструктаж оформляется надлежащим образом и подписывается всеми его участниками.

Выполнение и завершение ремонта

После этого на основании наряда в двух экземплярах оформляется допуск – один допускающему, второй бригадиру. В оперативном журнале также делается запись о допуске. После этого начинается непосредственный ремонт масляного выключателя. Для его своевременности необходим регулярный периодический контроль состояния оборудования. Хорошие результаты даёт контроль с использованием тепловизоров. Это позволяет свести к минимуму ремонтные работы на оборудовании, своевременно выявляя перегретые детали.

Техника безопасности

После выполнения работ их качество принимается уполномоченным лицом из состава бригады. После этого об окончании ремонта информируется допускающий. Затем рабочая площадка свёртывается этим уполномоченным лицом, восстанавливается обстановка которая была изначально, а в наряде делается запись об окончании ремонта и ставится его подпись. После этого допускающий выполняет свою проверку бывшего рабочего пространства на наличие забытого инструмента, чистоту и т.п., снимает все плакаты, ограждение и заземления.

Если всё в норме, допускающий связывается с дежурным диспетчером. Он сообщает ему о том, что отремонтированный масляный выключатель можно подключать к сети. При отсутствии возражений со стороны диспетчера, допускающий подаёт напряжение на отремонтированный масляный выключатель. Затем он некоторое время наблюдает за состоянием оборудования, находящимся под напряжением. Если всё в норме он делает запись в оперативном журнале об окончании работ и докладывает диспетчеру, что всё нормально работает.

Диплом ремонт масляных выключателей

Скачать: referat.zip [34,83 Kb] (cкачиваний: 37)

Электрические машины и аппараты, линии электропередач и другие части электрических установок и электрических сетей постоянно находятся под напряжением и обтекаются током, вызывающим их нагрев. Поэтому в процессе эксплуатации могут возникать повреждения, приводящие к коротким замыканиям (КЗ).

Короткие замыкания возникают из-за пробоя или перекрытия изоляции, обрывов проводов, ошибочных действий персонала (включения под напряжения заземленного оборудования, отключения разъединителей под нагрузкой) и других причин.

В большинстве случаев в месте КЗ возникает электрическая дуга с высокой температурой, приводящая к разрушениям токоведущих частей, изоляторов и электрических аппаратов. При КЗ к месту повреждения подходят большие токи (токи КЗ), измеряемые тысячами ампер, которые перегревают неповрежденные токоведущие части и могут вызвать дополнительные повреждения, т.е. развитие аварии. Одновременно в сети электрически связанной с местом повреждения, происходит глубокое понижение напряжения, что может привести к остановке электродвигателей и нарушению работы трансформаторов.

В большинстве случаев развитие аварий может быть предотвращено быстрым отключением поврежденного участка электрической установки или сети при помощи специальных автоматических устройств, получивших название релейная защита, которые действуют на отключение коммутационной аппаратуры.

При отключении выключателей поврежденного элемента гаснет электрическая дуга в месте КЗ, прекращается прохождение тока КЗ и восстанавливается нормальное напряжение на неповрежденной части электрической установки или сети. Благодаря этому сокращаются размеры или даже совсем предотвращаются повреждения оборудования на котором возникло КЗ, а также восстанавливается нормальная работа неповрежденного оборудования.

Таким образом, основным назначением релейной защиты является выявление места возникновения КЗ и быстрое автоматическое отключение выключателей поврежденного оборудования или участка сети от остальной неповрежденной части электрической установки или сети.

Кроме повреждений электрического оборудования, могут возникать такие аварийные режимы работы, как перегрузка, замыкание на землю одной фазы в сети с изолированными нейтралями, выделение газа в результате разложения масла в трансформаторе или понижение уровня масла в его расширителе и т.д.

В указанных случаях нет необходимости немедленного отключения оборудования, т.к. эти явления не представляют непосредственной опасности для оборудования и могут самоустраняться. Поэтому при нарушении нормального режима работы на подстанциях с постоянным обслуживающим персоналом, как правило, достаточно дать предупредительный сигнал персоналу подстанции. На подстанциях без постоянного обслуживающего персонала и в отдельных случаях на подстанциях с постоянным обслуживающим персоналом производится отключение оборудования, но обязательно с выдержкой времени.

Таким образом, вторым назначением релейной защиты является выявление аварийных режимов работы оборудования и подача предупредительных сигналов обслуживающему персоналу или отключение оборудования.

Целью данного реферата является замена электромеханической релейной защиты на микропроцессорную технику для обеспечения надежного электроснабжения нефтедобывающего комплекса.

1.ХАРАКТЕРИСТИКА ПРОИЗВОДСТВЕННО-ХОЗЯЙСТВЕННОЙ

ДЕЯТЕЛЬНОСТИ НГДУ «ЯМАШНЕФТЬ»

Нефтегазодобывающее управление «Ямашнефть» было создано 14 января 1969 года для ввода в промышленную разработку мелких месторождений в структуре объединения «Татнефть». Основу деятельности НГДУ составляет добыча, подготовка, переработка, реализация нефти и нефтепродуктов.

Добыча нефти в НГДУ ведется на следующих месторождения – Тавельское, Шегурчинское, Ямашинское, Сиреневское, Беркет-Ключевское, Архангельское, Тюгеевское, Березовское, Ерсубайкинское, Красногорское, Екатериновское.

Читайте так же:
Как подключить тройной выключатель легранд

Ямашское черное золото находится в известняковых или песчаниковых ловушках-накопителях разных размеров и конфигураций. Нефть на месторождениях обладает повышенной вязкостью и высоким содержанием сероводорода.

1.1.Внешнее электроснабжение НГДУ «Ямашнефть».

Характеристика ПС №88, ПС №173.

Внешнее электроснабжение объектов НГДУ «Ямашнефть» осуществляется по 4-м ВЛ-110 кВ. Источниками питания являются Заинская ГРЭС и ПС «Каргали» которые в свою очередь имеют питание и с Заинской ГРЭС иНижнекамской ГЭС.

Электроснабжение объектов нефтедобычи НГДУ «Ямашнефть» осуществляется с 4-х головных подстанций 110/35/10 (6) кВ, которые в свою очередь питают еще 12 подстанций 35/10 (6) кВ. Головные подстанции № 187, №219, №88, №173 связаны между собой линиями 35 кВ. С подстанции НГДУ «ЯН» запитаны 5 ДНС, 17 ГЗНУ, 25 КНС и др. основные объекты нефтедобычи НГДУ. Часть объектов (УПВСН, КНС-84, электроустановки катодной защиты ) запитаны с ПСНГДУ «АН», «ЗН», «НН», и АЭС.

В эксплуатации цеха ПРЦЭиЭ НГДУ «ЯН» находятся: силовые трансформаторы — 1310 шт, электродвигатели 2521 шт, ВЛ-110 кВ — 44,2 км, ВЛ-35 кВ — 182 км, ВЛ-10 кВ -1365 км.

Первая подстанция, из существующих, была введена в эксплуатацию в 1975г. Это двухтрансформаторная ПС №88 «Ямаши» (110/35/10). Мощность трансформаторов 16000 кВА. В ОРУ 110 кВ вместо короткозамыкателей и отделителей установлены маломасляные выключатели ВМТ-110, что увеличивает надежность и безопасность при производстве оперативных переключений. С ОРУ 35 кВ отходят 6 ВЛ-35 кВ. РУ 10 кВ состоит из 24 ячеек, в которых масляные выключатели заменены на вакуумные.

ПС №173 «Сиренькино» (35/10) введена в эксплуатацию в 19 г. (Мощность трансформаторов 2×4000 кВА). Это транзитная подстанция связывает Ямашинскую зону с Ерсубайкинской зоной. Для этого на ОРУ 35 кВ установлен РП 35 кВ в виде 2-х блоков. Также с ОРУ 35 кВ отходят две линии «Сиренькино-Кутема». РУ 10 кВ состоит 21 ячейки.

1.2.Анализ аварийности и состояния релейной защиты

Нефтегазодобывающие предприятия являются одними из самых крупнейших и ответственных потребителей электроэнергии. Качество, правильная эксплуатация и бесперебойность подачи электроэнергии влияет не только на выполнение плана по добыче, но и напрямую сказывается на прибыли. Основная задача энергетиков — повысить надёжность электроснабжения и снизить удельные нормы расхода. За 2003 1 год по НГДУ «Ямашнефть» произошло 244 аварийных отключений: 5% из них по вине подстанций, 70% — по вине ВЛ и КТП и 25% — по невыясненным причинам. По невыясненным причинам — это отсутствие какой-либо информации о причине аварии.

1 Используются данные за 2003г. т.к. это данные до внедрения микропроцессорной защиты (в феврале 2004г. было установлено первое устройство БМРЗ).

Для того чтобы защищать оборудования подстанций от аварийных и ненормальных режимов и для надежного электроснабжения служит релейная защита. На подстанциях НГДУ «Ямашнефть» релейная защита выполнена на механических электромагнитных реле. В среднем одна ячейка состоит из 14 реле и множества контактов открытого типа, выход одного реле приводит к остановке всей питающей линии. Предварительная проверка готовности электромеханической релейной защиты отсутствует – узнается при несрабатывании защиты. Периодичность наладки 1 раз в 3 года.

В наладку входят:

-настройка реле – это проверка характеристик (уставок и коэффициентов возврата) по току, по напряжению и по времени, и механическая подстройка реле, которая усложняется из-за агрессивной среды (металл теряет свои свойства);

Основная задача защит этого типа – это зафиксировать аварийное событие. Однако никакой дополнительной информации, помогающей оперативно оценить ситуацию и ускорить ликвидацию аварии, она не выдаёт, т.е. электромеханическая элементная база, на которой были построены все виды защит, морально устарела, возникает необходимость в модернизации устройств релейной защиты и управления для обеспечения надежного энергоснабжения нефтедобывающего комплекса. Поэтому переход на новый уровень развития релейной защиты закономерен.

2. ВНЕДРЕНИЕ МИКРОПРОЦЕССОРНЫХ ЗАЩИТ

2.1. Назначение МПЗ

Микропроцессорная защита (далее – МПЗ) обеспечивает функции защиты, автоматики и управления воздушных и кабельных линий электропередачи, секционных и вводных выключателей распределительных подстанций, шкафов секционирования линий 10 кВ с односторонним и двусторонним питанием. Предназначен для установки в релейных отсеках КРУ и КРУН, на панелях и шкафах в релейных залах, и пультах управления электростанций, в том числе автономных. Областью применения МПЗ являются также подстанции электроприводных и газотурбинных компрессорных станций, подземных хранилищ газа, дожимных компрессорных станций, промыслов, нефтеперекачивающих станций, местных электростанций и других объектов газовой и нефтяной промышленности.

Изделия МПЗ является современным цифровым устройством защиты, управления и противоаварийной автоматики и представляет собой комбинированный многофункциональный прибор, объединяющий различные функции защиты, контроля, управления и сигнализации. Использование в устройстве современной микропроцессорной элементной базы обеспечивает высокую точность измерений и постоянство характеристик, что позволяет существенно повысить чувствительность и быстродействие защит, а также уменьшить ступени селективности.

Прочность корпуса МПЗ и его исключительная устойчивость к электромагнитным помехам (электромагнитная совместимость) обеспечивают его использование в среде, сильно насыщенной помехами, без принятия особых мер предосторожности.

Основные функции МПЗ:

-трехступенчатая максимальная токовая защита (МТЗ) от междуфазных повреждений с контролем двух или трех фазных токов;

-направленная или ненаправленная защита от однофазных замыканий на землю (ОЗЗ), действующая на отключение и/или на сигнализацию с двумя выдержками времени. Две программы уставок;

-защита от несимметрии и от обрыва фаз питающего фидера (ЗОФ);

-защита минимального напряжения (ЗМН);

-логическая защита шин 6-10 кВ (ЛЗШ);

-защита от перенапряжения (ЗПН).

-автоматическое включение резерва (АВР);

-одно- или двукратное автоматическое повторное включение (АПВ);

-операции отключения и включения выключателя по внешним командам и от кнопок на собственном пульте.

-неисправность БМРЗ или выключателя;

-другие по заказу.

Максимальная токовая защита (МТЗ)

Первая и вторая ступени выполнены с независимыми времятоковыми характеристиками. Третья (чувствительная) ступень имеет независимую и зависимую характеристики и может работать на отключение и сигнализацию или только на сигнализацию.

Читайте так же:
Автоматический выключатель для влажного помещения

Защита от однофазных замыканий на землю (ОЗЗ)

Защита от ОЗЗ имеет одноступенчатую независимую характеристику с одной или двумя выдержками времени. Выполняется на отключение или на сигнализацию в зависимости от уставки. Значения тока срабатывания по высшим гармоникам задаются во вторичных значениях тока 3I частоты 350 Гц, непосредственно поступающего на входные клеммы устройства.

Кроме отключения и включения выключателя при срабатывании внутренних функций защиты и автоматики, устройство обеспечивает дистанционное управление выключателем. Дистанционное управление осуществляется командами, поступающими по дискретным входам, а также по линии связи. Для дистанционного автоматического отключения предусмотрены три дискретных входа – «Дуговая защита», «Газовая защита» и «Внешнее отключение». Вход внешнего отключения предназначен для подключения к устройству внешних защит. Также устройство обеспечивает защиту от многократного включения выключателя (от «прыганья»). При формировании команды «Откл.» устройство блокирует любые команды на включение.

Автоматическое повторное включение (АПВ)

Устройство имеет функцию однократного или двукратного автоматического повторного включения. Наличие АПВ, а также количество циклов задается уставкой. Также уставками определяется время выдержки первого и второго циклов. Время восстановления АПВ составляет 120 с (2 минуты). В случае аварийного отключения в первые 30 с после включения выключателя линии функции АПВ будет заблокирована.

Аппаратная конфигурация и набор функций для каждого блока определяется заказчиком при заполнении карты заказа.

На рынке представлены множество устройств микропроцессорной техники. Возникает вопрос правильности выбора более надежного и экономичного, для этого рассмотрим лидирующие устройства в области МП систем – это устройство отечественного производителя БМРЗ (Санкт-Петербургский научно-технический центр «Механотроника») и устройство SEPAM – Schneider Electric (Франция).

Блок микропроцессорный релейной защиты БМРЗ ДИВГ.648228.001 (далее – БМРЗ) предназначен для выполнения функций релейной защиты, автоматики, управления и сигнализации присоединений напряжением 6-35 кВ.

Алгоритмы функций защиты и автоматики, а также интерфейсы для внешних соединений устройства разработаны по техническим требованиям к отечественным системам, что обеспечивает совместимость с действующими устройствами и облегчает проектировщикам и эксплуатационному персоналу переход на новую технику.

БМРЗ – это общее наименования ряда устройств, которые в зависимости от типа защищаемого присоединения разделяются на следующие группы:

-БМРЗ-ВЛ – для воздушных линий;

-БМРЗ-КЛ – для кабельных линий;

-БМРЗ-СВ – для секционных выключателей;

-БМРЗ-ВВ – для выключателей вводов;

-БМРЗ-ТР – для трансформаторов;

-БМРЗ-ДА – для асинхронных двигателей;

-БМРЗ-ПС – для пунктов секционирования.

Основные параметры и размеры:

Питание БМРЗ осуществляется от источника переменного (от 45 до 55 Гц), постоянного или выпрямленного тока. Рабочий диапазон напряжения питания — . Предельный диапазон напряжения питания от 88 до 264 В. Возможно подключение любого из перечисленных источников оперативного тока. Мощность, потребляемая БМРЗ от источника оперативного тока в дежурном режиме — не более 15 Вт, в режиме срабатывания защит — не более 25 Вт.

Габаритные размеры БМРЗ не более 355x195x300 мм.

Масса БМРЗ без упаковки не более 9 кг.

Нормальными климатическими условиями считаются:

-БМРЗ выпускаются в двух исполнениях для рабочего диапазона температур (указывается при заказе):

-от минус 10 до плюс 55 °С — для установки в нерегулярно отапливаемых помещениях;

-от минус 40 до плюс 55 °С — для установки в не отапливаемых помещениях.

-относительная влажность — от 45 до 80 %;

-атмосферное давление — от 630 до 800 мм рт. ст.

2.2.1. Внедрение БМРЗ на ПС №88 НГДУ «Ямашнефть»

Нашим НГДУ было приобретено двадцать пять блоков БМРЗ-КЛ-11 НТЦ «Механотроника» для замены электромеханической релейной защиты на отходящих линиях 10 – 35кВ распределительных подстанций.

На сегодняшний день на подстанции №88 «Ямаши» своими силами установлено 14 блоков на отходящих линиях 10кВ и 6 блоков на ВЛ-35кВ. В феврале исполнился год, как установили первое устройство. За это время не поступило ни одного нарекания на неправильность срабатывания защиты и проблем с определением фидера с однофазным замыканием на землю. Кроме проверки и прогрузки защиты первичным током, проверялось правильность функционирования блока, создавались реальные двухфазные замыкания в конце линии, однофазные замыкания на землю в начале линии, пропадание оперативного напряжения во время аварии. Хотя и был определённый риск, но БМРЗ во всех случаях работали корректно, сбоев в работе не было.

Испытания масляных выключателей

Испытания масляных выключателей проводится с целью проверки их соответствия требованиям ПУЭ гл.1.8.п.19. и ПТЭЭП прил.3.п.10.

  1. Применяемые средства защиты и измерения, приборы, приспособления:

Для проведения испытаний трансформаторов напряжения используются:

— штанга для наложения заземления;

— измеритель сопротивления MIC-2500;

— аппарат испытания диэлектриков УИВ-100;

— кабель сетевой (при необходимости удлинитель);

— высоковольтный гибкий провод;

  1. Подготовка рабочего места и основные меры безопасности при проведении испытаний и измерений:

— ознакомление со схемой и документацией (тех. документация предприятия изготовителя, проект, cогласованный с УГЭН, протоколы предыдущих испытаний и т.п.);

— выполнение организационных и технических мероприятий, обеспечивающих безопасность работ в электроустановках;

— проверка средств защиты и устройств (приспособлений) для снятия емкостного заряда.

Примечание:

— Работы по испытанию масляных выключателей производятся со снятием напряжения, по наряду — допуску.

  1. Подготовка приборов к работе.

Подготовка прибора MIC-2500 к работе:

— проверка клейма поверки СИ и отсутствия видимых повреждений корпуса и измерительных

— проверка напряжения источника питания.

Подготовка прибора УИВ-100 к работе:

— расположить аппарат и объект испытаний на испытательном поле.

— надежно заземлить делитель высоковольтный, трансформатор ИОГ и пульт управления при помощи проводов заземления (ПЩ-4,0мм 2 ), прилагаемых к аппарату;

— удалить делитель напряжения от пульта управления на расстояние не менее трех метров;

— на вывод делителя напряжения наложить заземляющую штангу;

— пульт управления подключить к питающей сети;

Читайте так же:
Выключатель моторного тормоза маз

— подключить объект испытаний к выводу делителя напряжения.

  1. Проведение испытаний.

6.1 Перед началом испытаний должен быть проведен внешний осмотр выключателя и его привода. При этом проверяют состояние и целостность изоляторов, отсутствие следов перекрытия, уровень масла, отсутствие течи в полюсах выключателя, затяжку контактных соединений. Подтянуть болтовые крепления заземления, убедиться в надежности сварных соединений. Протереть салфеткой, смоченной в уайт-спирите, изоляторы. Проверить затяжку гаек, наличие шплинтов, исправность пружин, блок-контактов, проводов коммутации.

6.2 Измерение сопротивления изоляции подвижных и направляющих частей, выполненных из органических материалов, проводится прибором MIК2500. Проверить исправность прибора MIC-2500 (по п.4. методики). Измерение сопротивления изоляции производить, присоединив измерительные провода, к зажимам 1 и 2 (рис.2.). Провод от зажима 1 присоединить к выводу масляного выключателя, а провод от зажима 2 к корпусу. При этом поворотный переключатель функций 7 поставить в положение RISO/IL, клавишей 8UISO задать значение напряжение измерения 2500В. Запуск функции измерений происходит после нажатия и удержания клавиши 6-START. Удерживать клавишу необходимо в течение одной минуты, что соответствует времени испытания. При отпускании клавиши 6-START измерение заканчивается. После окончания измерений происходит замыкание зажимов 1 UR и 2 COM (рис.2.), через сопротивление 100кОм. Замер выполнить для каждого вывода не менее трех раз, вычислить среднее арифметическое значение. Испытанный вывод заземлить .

Измеренные значения сопротивления изоляции должны быть не менее приведенных в таблице 1.

Таблица 1.

Сопротивление изоляции масляных выключателей.

Класс напряжения, кВ.

Сопротивление изоляции, Мом

Аналогичным порядком, но при помощи клавиши 8UISO, задав значение напряжение измерения 1000В, выполнить измерение сопротивления изоляции вторичных цепей в том числе обмоток включающих и отключающих катушек. Допустимая норма сопротивления изоляции при этом не менее 1Мом.

6.3 Испытание вводов производится по методике испытания вводов и проходных

6.4 Оценка состояния внутрибаковой изоляции и изоляции дугогасительных устройств.

Оценка производится у баковых масляных выключателей на напряжение 35 кВ в том случае если при измерении tgδ вводов на полностью собранном выключателе получены повышенные значения по сравнению с нормами, приведенными в таблице 2.

Таблица 2.

Предельные значения tgδ.

Предельные значения tgδ,%, для вводов номинальным напряжением, кВ.

Твердая изоляция с масляным заполнителем,

Бумажно-бакелитовая изоляция с мастичным заполнителем.

Производится измерение tgδ и емкости изоляции при напряжении 10 кВ.

Нормируются значения tgδ, приведенные к температуре 20 о С.

6.5. Испытание повышенным напряжением промышленной частоты:

а) изоляция выключателей относительно корпуса или опорной изоляции. Производится для выключателей напряжением до 35 кВ. Испытательное напряжение для выключателей приведено в таблице 3. Длительность испытания масляных выключателей – 1 мин. Аналогичному испытанию должна подвергаться изоляция межконтактных разрывов масляных выключателей 6-10 кВ.

Таблица 3.

Испытательные напряжения промышленной частоты для внешней изоляции аппаратов.

Испытательное напряжение, кВ.

Перед началом испытаний необходимо собрать схему испытательной установки УИВ-100. Наложить переносное заземление на высоковольтный вывод делителя напряжения. Заземленный высоковольтный вывод делителя напряжения соединить с выводом масляного выключателя.

Для начала испытаний снять заземление с высоковольтного вывода делителя напряжения. Включить его в работу, подключив, к источнику электропитания и включив, сетевой выключатель на пульте управления. Проверить «нулевое» положение ручки регулятора высокого напряжения. Установить переключатель режимов в режим переменного тока. Включить высокое напряжение. Плавно, с произвольной скоростью, поднять испытательное напряжение до значений приведенных в таблице 3, вращением ручки регулятора высокого напряжения . Во время испытаний следует постоянно следить за показания­ми киловольтметра .

После окончания испытаний, для отключения высокого напряжения, ручку регулятора высокого напряжения плавно повернуть против часовой стрелки до упора, дождаться снижения выходного напряжения до нуля и кнопкой отключить высокое напряжение. После этого, выключить сетевой выключатель, затем отключить кабель электропитания от питающей сети. Наложить с помощью штанги заземление на высоковольтный вывод делителя напряжения, установить заземление на вывод масляного выключателя. Отсоединить установку УИВ-100 от вывода масляного выключателя. Изоляция считается выдержавшей испытания, если в течении испытания не было перекрытий, разрядов, запаха дыма и гари, снижения напряжения, а также местных нагревов изоляции (проверяется сразу после окончания испытаний, отключения установки и наложения заземления).

6.6 Измерение сопротивления постоянному току контактов масляных выключателей, шунтирующих резисторов дугогасительных устройств, обмоток включающей и отключающей катушек, переходного сопротивления контактов присоединения

6.7 Испытание трансформаторного масла. Отбор проб масла производится в сухую погоду при температуре не ниже 5 о С. Подставить ведро, тщательно протереть кран чистой салфеткой, открыть его, слить не менее двух литров масла в ведро, чтобы промыть кран и удалить отстой. Для отбора проб масла применять только чистые сухие стеклянные банки с притертыми пробками емкостью 1л, температура которых не должна отличаться от температуры масла более чем на 5 о С. Банку дважды ополоснуть маслом из крана, слить, заполнить доверху и тщательно закрыть кран и банку. Проба масла, отобранная для химического анализа, должна быть доставлена в лабораторию не позднее, чем через семь суток после отбора. На сосуд закрепляют этикетку с указанием электроустановки, номера трансформатора, его мощности, номинального напряжения, причины отбора масла, даты и фамилии лица, отобравшего пробу. Испытание трансформаторного масла проводится на стационарной испытательной установке по методике для этих испытаний.

7.Оформление результатов измерений.

Результаты измерений оформляются протоколом в соответствии ГОСТ ИСО/МЭК 17025-2009.

Протокол должен отражать все вопросы, предписанные ГОСТ Р 50571.16-2007 приложением G.

8. Оформление заключения о состоянии электроустановки и соответствии или несоответствии ее требованиям НТД.

Заключение о соответствии или не соответствии результатов измерений принимается на основании анализа измеренного значения с требованиями ПУЭ гл.1.8. , ПТЭЭП приложение 3, а также с данными предприятия изготовителя.

голоса
Рейтинг статьи
Ссылка на основную публикацию
Adblock
detector