Дипломная работа: Проект электрокотельной ИГТУ

13  сборку выключателя и заливку маслом;

14  регулировку, профилактические испытания и приемку выключателя;

15  присоединение шин.

Проведение капитального ремонта масляных выключателей и их приводов

производят не реже 1 раза в 3 года. Сроки внеочередного капитального ремонта (загрязненность масла, число аварийных отключений или отключение КЗ с выбросом масла, сопротивление контактов, тип выключателя и т.д.).

Капитальный ремонт выключателей производят согласно имеющимся технологическим картам, где указан порядок его проведения и объем работ.

Эксплуатация приводов выключателей:

Приводы выключателей предназначены для включения, удержания во включенном положении и отключении выключателей. От состояния приводов зависит надежность работы выключателей. Анализ отказов выключателей показал, что 30-40% из них связаны с неисправностью приводов. Поэтому при проведении осмотров, текущих и капитальных ремонтах выключателей одновременно проводят осмотр и ремонт приводов.

При осмотрах приводов и их обслуживании производят очистку их от пыли и грязи, проверяют надежность креплений, шарнирных соединений, наличие шайб, шплинтов, состояние контактов и пружин.

Особое внимание уделяют состоянию поверхностей защелок, кулачков, зацепления собачек, где не должно быть заусенцев, трещин и скосов. Проверяют сигнализацию положения выключателя, исправность цепей включения и отключения.

Замеченные неисправности устраняют, после чего путем неоднократного включения и отключения вручную проверяют работу привода. При этом привод должен работать четко, плавно, без заеданий как без выключателя, так и при присоединении к нему.

Важное значение в работе привода имеет смазка трущихся частей и элементов. Необходимы тщательное наблюдение за смазкой привода и своевременная замена с зимней на летнюю и наоборот. При загустевшей и тем более замерзшей смазке может произойти отказ привода, что приведет к тяжелым последствиям. Поэтому в зимнее время рекомендуются смазки ЦИАТИМ-203 с добавлением в нее 10-20% графита по массе, НК-30, ГОИ-54. При отсутствии указанных смазок допускается использовать трансформаторное масло при условии более частой смазки трущихся частей и узлов.

При необходимости ремонта привода и его регулирования следует руководствоваться инструкцией по эксплуатации приводов и разработанными технологическими картами ремонта приводов.

5.4 НАДЗОР И УХОД ЗА ТРАНСФОРМАТОРАМИ

По характеру обслуживания трансформаторов различают два основных вида подстанций: с постоянным дежурным персоналом (большинство главных понизительных подстанций) и без постоянного дежурного персонала (цеховые трансформаторные подстанции).

На каждый трансформатор подстанции должна быть заведена документация, содержащая:

1)  паспорт трансформатора, составленный по установленной форме, или формуляр, высылаемый заводом-изготовителем в составе эксплуатационной документации;

2)  копии протоколов заводских испытании или технической характеристики, заводские инструкции;

3)  протоколы испытаний (приемосдаточные, после капитальных и текущих ремонтов), в том числе протоколы испытаний комплектующих частей, вводов, устройств РПН, встроенных трансформаторов тока и др.;

4)  протоколы сушки трансформатора;

5)  акты приемки после монтажа и ремонта;

6)  протоколы испытаний масла;

7)  акты о повреждениях трансформатора. В формуляр документации заносят данные, характеризующие условия эксплуатации трансформатора.

Наблюдения за нагрузкой трансформатора и температурой обмоток

Контроль за нагрузкой трансформатора осуществляют по показаниям амперметров и иногда ваттметров.

На подстанциях с дежурным персоналом запись показаний приборов производят каждый час и фиксируют в эксплуатационной документации (при работе с перегрузкой каждые 30 минут фиксируют значение и длительность перегрузки). На подстанциях без постоянного дежурного персонала периодичность наблюдений определяется исходя из местных условий; о загрузке трансформатора судят по показаниям счетчиков и путем специальных замеров в часы максимума нагрузки.

Важным элементом контроля является измерение температуры в трансформаторе. Показания термометров дают возможность вовремя обнаружить нарушения в системе охлаждения, а также внутренние повреждения трансформаторов. Контроль за температурой обмоток осуществляют косвенными методами, т. е. о температуре обмоток судят по температуре масла. Предельная допустимая температура верхних слоев масла трансформатора равна 950С (при температуре охлаждающего воздуха 35 °С).

Внешние осмотры трансформатора. Для своевременного обнаружения неисправностей и для предупреждения аварий все трансформаторы подвергают периодическим внешним осмотрам.

При периодических осмотрах трансформаторов следует проверять:

1.  состояние фарфоровых изоляторов и покрышек вводов (определяя наличие или отсутствие трещин, сколов фарфора, загрязнений, течи масла через уплотнения);

2.  отсутствие протекания масла и механических повреждений на трансформаторе и его узлах;

3.  целость и исправность измерительных приборов (манометров в системе охлаждения, термосигнализаторов и термометров) маслоуказателей газовых реле, положение автоматических отсечных клапанов на трубе к расширителю, состояние индикаторного силикагеля в воздухоосушителях;

4.  состояние фланцевых соединений маслопроводов системы охлаждения, бака и всех других узлов (вводов, термосифонных фильтров, устройств РПН);

5.  исправность действия системы охлаждения и нагрев трансформатора по показаниям приборов;

6.  уровень масла в расширителе бака и расширителях вводов;

7.  давление масла в герметичных вводах;

8.  отсутствие постороннего шума в трансформаторе.

Уровень масла в расширителе неработающего трансформатора не должен быть ниже отметки указателя уровня, соответствующей температуре воздуха в данный момент. В работающем трансформаторе уровень масла должен быть примерно на отметке, соответствующей температуре верхних слоев масла.

Степень охлаждения масла у трансформатора с масляно-водяным охлаждением контролируют по разности температур масла на входе и выходе из охладителя. При номинальной нагрузке трансформатора разность температур должна быть не менее 10°С. В противном случае необходимо принять меры для форсировки охлаждения.

В помещениях, где находятся трансформаторы, проверяют состояние: дверей, запоров, оградительных сеток, окон, вентиляции, освещения и противопожарных средств.

5.5 ИЗОЛЯЦИЯ ТРАНСФОРМАТОРОВ И ЕЁ ЭКСПЛУАТАЦИЯ

Изоляцию обмоток трансформатора выполняют из кабельной бумаги в несколько слоев. Наличие масла в трансформаторе определяет высокое качество этой изоляции. Изоляция обмоток трансформатора в процессе эксплуатации теряет свою прочность под действием температуры. На износ изоляции и срок службы трансформатора оказывает большое влияние нагрузка трансформатора.

Контроль состояния изоляции. При текущих ремонтах необходимо контролировать состояние изоляции активной части и трансформаторного масла согласно нормам испытания электрооборудования.

Характеристики изоляции трансформатора должны быть занесены в его паспорт с указанием температур обмоток и масла, при которых проводили измерения. К ним относятся сопротивление изоляции обмоток, tgd - тангенс угла диэлектрических потерь, емкости обмоток относительно земли и по отношению, друг к другу, относительный прирост емкости при изменении частоты или длительности разряда и характеристики масла, измеренные перед вводом в эксплуатации, а также в процессе эксплуатации для каждого трансформатора. В качестве исходных данных для определения температуры обмотки используют данные измерения сопротивления обмотки высшего напряжения постоянному току на заводе или при монтаже.

Для предотвращения увлажнения изоляции и ухудшения качества масла в эксплуатации необходимо периодически заменять сорбент в воздухоосушителях, термосифонных и адсорбционных фильтрах, не допуская значительного увлажнения его, поддерживать в исправном состоянии азотную и пленочную защиту масла (при наличии последних).

Основным критерием допустимого состояния изоляции при эксплуатации является сравнение характеристик изоляции и масла, измеренных при эксплуатации, с величинами, измеренными перед включением трансформатора.

При оценке состояния трансформатора следует также учитывать возможное влияние изменения tgd масла на сопротивление изоляции обмоток, а при замене масла в трансформаторе (в случае большого значения tgd масла) влияние пропитки изоляции маслом с более высоким значением tgd масла.

5.6 ЭКСПЛУАТАЦИЯ ТРАНСФОРМАТОРНОГО МАСЛА

Состояние масла в трансформаторе характеризует состояние самого трансформатора, поэтому производят надзор за состоянием масла.

Трансформаторы мощностью 160 кВ·А и более, а также маслонаполненные вводы должны работать с постоянно включенной системой защиты масла от увлажнения и окисления (термосифонными или адсорбционными фильтрами и воздухоосушителями или с азотной пленочной или другой защитой) независимо от режима работы трансформатора.

При эксплуатации трансформатора под влиянием температуры и воздействия кислорода воздуха трансформаторное масло теряет свои первоначальные свойства. Происходит полимеризация масла, т.е. явления старения и окисления масла. Старение масла сопровождается выпадением шлама, который заполняет каналы между витками слоями обмоток, служащие для циркуляции и охлаждения масла.

Трансформаторное масло в условиях эксплуатации должно обладать следующими показателями:

1.  плотность масла должна быть 0,896;

2.  вязкость масла при температуре 50 °С должна быть равна 1,9 по Энглеру;

3.  температура вспышки масла должна быть 140 °С;

4.  температура застывания масла, зависящая от марки масла, должна указываться в заводской документации на трансформатор;

5.  механические примеси в масле должны отсутствовать;

6.  появление зольности (шламов) свидетельствует о старении масла;

7.  органические низкомолекулярные кислоты, вредно влияющие на бумажную изоляцию, в эксплуатации не должны превышать 0,4%;

8.  электрическая прочность масла должна соответствовать норме. Масло трансформатора, служащее теплопередающей средой, одновременно должно обеспечивать надежную изоляцию обмоток и выводов трансформатора.

По мере старения масла его плотность, вязкость и температура застывания увеличиваются, а электрическая прочность уменьшается.

В трансформаторах под влиянием кислорода воздуха образуются, продуты окисления масла, нужно непрерывно удалять из масла продукты его старения. С этой целью проводят непрерывную автоматическую регенерацию масла, которая заключается в циркуляции масла через термосифонные фильтры, заполненные адсорбентом (силикагель), обладающий способностью поглощать из масла продукты его старения и воду. При старении адсорбента производят замену силикагеля.

При понижении в эксплуатации электрической прочности (пробивного напряжения) масла и повышении tg d (по сравнению с установленными нормами), обнаружении в нем механических примесей, шлама и влаги масло в трансформаторах напряжением до 110 кВ можно очищать без снятия напряжения с трансформаторов, но с принятием мер по предотвращению попадания воздуха в бак трансформатора. Если масло в трансформаторе имеет повышенное значение tgd, то необходимо принять меры по восстановлению диэлектрических свойств масла:

1)  заменой силикагеля в адсорбных фильтрах;

2)  обработкой масла вакуумным сепаратором (если причиной повышенного значения tgd являются растворенные в масле лаки);

3)  обработкой масла гранулированным сорбентом и с помощью фильтра тонкой очистки или промывкой его конденсатом.

5.7 ИЗМЕРЕНИЕ СОПРОТИВЛЕНИЯ ЗАЗЕМЛЯЮЩИХ УСТРОЙСТВ

Сопротивлением заземляющего устройства называется сумма сопротивления заземлителя относительно земли и сопротивления заземляющих проводников.

Сопротивление заземлителя определяется как отношение напряжения заземлителя – земля к току, проходящему через заземлитель в землю. Сопротивление заземлителя зависит от удельного сопротивления грунта, в котором заземлитель находится, типа, размеров и расположения элементов, из которых заземлитель выполнен, количества и взаимного расположения заземлителей.

В различные периоды года, вследствие изменения влажности температуры грунта, сопротивление заземлителей может изменяться в несколько раз. Наибольшее сопротивление имеют заземлители зимой при промерзании грунта и в засушлевое время при его высыхании.

Измерение сопротивления заземлителей должно производиться в периоды наименьшей проводимости грунта. Если измерения производились при другом состоянии грунта, например на вновь вводимых в эксплуатацию объектах, следует вводить рекомендованные ВЭИ поправочные коэффициенты учитывают состояние грунта в момент производства измерения, а также количество осадков, выпавшее в предшествующее измерению временя. (см. табл.) Повышающие коэффициенты даны для применения в средней полосе России.

Таблица5.1. Повышающий коэффициент к величине измеренного сопротивления заземлителя.

Заземлители	Глубина заложения	К1	К2	К3
Поверхностные	0,5 0,8	6,5 3,0	5,0 2,0	4,5 1,6
Углублённые (трубы, уголок, стержни)	Верхний конец на глубине 0,8м от поверхности земли	2,0	1,5	1,4

К1-применяется при влажном грунте, когда измерения предшествовало большое количество осадков.

К2 -применяется при грунте средней влажности, когда времени измерения предшествовало небольшое количество осадков.

К3-применяется при сухом грунте, когда времени измерения предшествовало выпадение незначительного количества осадков.

Для заземлителей, находящихся во время измерения в промёрзшем грунте или ниже глубины промерзания введение повышающего коэффициента не требуется. При измерении сопротивления заземляющего устройства, связанного с естественными заземлителями, введение повышающего коэффициента на требуется.

Существует несколько способов измерения сопротивления заземлителей, при каждом способе создаётся искусственная нагрузочная цепь через испытуемый заземлитель. Для этого на котором расстоянии от него сооружается вспомогательный заземлитель. Испытуемый и вспомогательный заземлители присоединяются к источнику питания, и через землю пропускается нагрузочный ток. Для измерения падения напряжения в заземлителе в зоне нулевого потенциала забивается потенциальный электрод, называемый зондом. Вспомогательные электроды должны располагаться на определённом расстоянии от испытуемого заземлителя и между собой. В качестве вспомогательного заземлителя и зонда применяются стальные, не окрашенные электроды диаметром 10-20 мм длиной 800-1000 мм. Один конец электрода заострён, на противоположном конце должен быть барашек для присоединения провода. Электроды забиваются в грунт на глубину не менее 0,5 м. Место забивки электродов должно быть выбрано с учётом прохождения кабельных трасс. Перед тем как забивать электроды в землю следует зачистить от ржавчины место соединения с проводником электрической схемы измерения.

  

Rх - испытуемый заземлитель. П,Т – вспомогательные заземлители .П – потенциальный электрод Т – токовый электрод.

Минимальные расстояния между испытуемыми и вспомогательными заземлителями для случая одиночного заземлителя или сосредоточенного очага.

П – потенциальный электрод. Т – токовый электрод. Чзп- расстояние от заземлителя до потенциального электрода. Чзm- расстояние от заземлителя до токового электрода.

Rх- испытуемый заземлитель Ч mп- расстояние между токовым и потенциальным электродом.

D- наибольшая диагональ сложного заземлителя.

80м<(Чзп=0,5Чзm)<1,5D 80м<(Чзm=Чзп=2Чmп)=2D

Расстояние между испытуемым заземлителем и вспомагательными заземлителями для сложных заземлителей. Вспомогательные электроды забивать в землю прямыми ударами, не расшатывая их, чтобы не увеличилось переходное сопротивление между электродом и землёй. Забивать вспомогательные электроды следует в твёрдый, естественный грунт, в отдалённых от возможных проводящих предметов, находящихся в земле(кабели с металлической оболочкой, водопроводные и другие трубы),так как они существенным образом влияют на характер растекания тока в земле.

При большом удельном сопротивлении грунта, места забивки вспомогательных электродов, для уменьшения сопротивления, увлажняется водой, раствором соли, либо кислоты. Для вспомогательных заземлителей могут быть использованы металлические предметы, зарытые в землю ( стальные косынки опор, обрезки труб, одиночные заземлители ) при условии, если последние не связаны с испытуемым заземлителем и находятся от него на требуемом расстоянии. Для сборки схемы применяют провода ПРГ, ПВГ с наконечниками для присоединения приборов и струбцинами для присоединения к испытуемому заземлителю. Провода между заземлителями и приборами прокладываются непосредственно по земле. Для избежания полиризации, влияющий на результаты замеров, измерение производится на переменном токе.

5.8 ОПРЕДЕЛЕНИЕ СОПРОТИВЛЕНИЯ ПЕТЛИ ФАЗА-НОЛЬ

Периодически и перед сдачей в эксплуатацию объектов, питающихся от сетей с заземлённой нейтралью, производится проверка соответствия заземляющих устройств требованиям ПУЭ в отношении обеспечения отключения аварийного участка.

Надёжное отключение повреждённого участка считается обеспеченным, если ток однофазного замыкания на корпус или нулевой провод Iз отвечает условию: Iз>Iн

Iн- номинальный ток плавкой вставки или ток уставки расцепителя автоматического выключателя.

К- коэффициент, соответствующий требованиям ПУЭ, в зависимости от вида защиты.

Определение тока Iз может быть произведено следующими способами:

а) определением полного сопротивления цепи однофазного замыкания на корпус или нулевой провод с последующим вычислением тока Iз.

б) устройством однофазного короткого замыкания на корпус или нулевой провод при полном напряжении сети.

При применении первого способа производится измерение полного сопротивления петли фазный провод и нулевой провод с последующим сложением с полным расчётным сопротивлением фазы трансформатора.

Недостатком первого способа оценки петли фаза-ноль является наличие неизбежных ошибок в определении токов короткого замыкания. Полное сопротивление проводников в значительной степени зависит от величины протикающего тока. Поэтому сопротивление петли, измеренное при значениях тока 15-30 А, существенно отличается от того сопротивления, которое существует при протекании фактических токов к.з., а следовательно и определяет их величину.

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18, 19, 20, 21, 22