Что является характерным признаком разъединителя
Перейти к содержимому

Что является характерным признаком разъединителя

  • автор:

Электроснабжение и электропотребление зданий

Электроснабжение и электропотребление зданий является одним из ключевых аспектов развития экономики любой страны. Для повышения эффективности электроснабжения и электропотребления, а также создания более экономичной среды для жителей и бизнеса в зданиях необходимы действия по модернизации и оптимизации электроснабжения и электропотребления.

Для улучшения электроснабжения и электропотребления зданий необходимо применять инновационные технологии и системы для обеспечения эффективной работы и максимальной энергоэффективности. Эти технологии включают в себя такие вещи, как умные счетчики, системы контроля и управления энергией, энергоэффективные освещение и системы отопления и вентиляции. Также следует учитывать влияние архитектурных решений и дизайна здания на электроснабжение и электропотребление.

Например, правильное планирование помещений и использование более энергоэффективных материалов могут существенно уменьшить расходы на электроснабжение и электропотребление.

В целом, для создания более экономичной и безопасной среды для жителей и бизнеса в зданиях необходимо применять инновационные технологии и системы электроснабжения и электропотребления. Оптимизация и модернизация электроснабжения и электропотребления зданий поможет создать более экономичную и экологически устойчивую среду.

Электрическое напряжение – это:

При расчете цепи методом контурных токов применяются:

Что такое провал контактов контактора?

Единицей измерения проводимости электрической ветви является…

При последовательном соединении приемников выполняется:

Допускается ли применение автотрансформаторов для понижения напряжения до безопасного значения при питании переносных светильников?

К приемнику электрической энергии относится:

Как производится сушка изоляции электрических машин методом внешнего нагревы?

Единицей измерения сопротивления электрической ветви является…

Какой вид дефекта характерен для контактного соединения?

Действующее значение синусоидального электрического тока i(t)=1,41sin(314t+p/2) A составляет…

Какова минимальная глубина траншеи для прокладки кабельных линий?

Для какого провода допускается большая токовая нагрузка?

Какой способ балансировки ротора электрической машины дает лучшие результаты?

Биполярный транзистор имеет в своем составе:

Каким прибором может быть измерено сопротивление изоляции?

Возможен ли пуск трехфазного асинхронного двигателя при обрыве одной из фаз?

Напряжение измеряется в следующих единицах:

Как может выполняться очистка обмоток электрических машин при их загрязнении?

Допускается ли последовательное заземление нескольких электрических устройств?

Как преимущественно отгружаются потребителю масляные трансформаторы?

К источнику электрической энергии относится:

К чему приводит токовая перегрузка проводки?

Какое международное обозначение имеет каждая из фаз трехфазной цепи?

Какой из групп операционных усилителей не существует?

Какое сходство у идеализированных источников напряжения и тока:

Как определяется коэффициент абсорбции обмоток трансформаторов?

Какой вид линий преимущественно используется на территории строительной площадки?

Для чего используются трансформаторы тока и напряжения?

Трехфазная система – это:

преобразование электромагнитной энергии в свет

В резистивном элементе происходит:

Для чего при монтаже двух соединяемых между собой электрических машин их внешние концы несколько приподнимают по отношению к внутренним?

Стабилитроны используются для:

Какое минимальное сопротивление изоляции допускается для электродвигателей на номинальное напряжение 380 В?

Как обозначается конструктивное исполнение электрических машин по способу монтажа?

По закону Ома для цепи, не содержащей ЭДС:

Допускается ли выполнение монтажа трансформаторных подстанций при отсутствии Проекта производства работ?

Каково значение напряжения при проверке внутренних электрических сетей повышенным напряжением?

Что является характерным признаком разъединителя?

При наличии полной симметрии между схемами резистивных цепей звезда – треугольник величина сопротивления элемента схемы треугольник:

В чем отличие катушек индуктивности от конденсаторов в плане прохождения через реактивный элемент электрического тока?

Выпрямитель – устройство, предназначенное для

Допустимо ли применение зануления в электроустановках с изолированной нейтралью?

Электрический ток определяется как:

Частота вращения магнитного поля статора асинхронного двигателя и частота вращения ротора связаны соотношением…

Электрическая проводимость обратно пропорциональна:

Какой элемент не относится к чистым полупроводниковым элементам?

На каком минимальном расстоянии от проложенной кабельной трассы допускается выполнение земляных работ механизированным способом?

Наименьшая величина для измерения емкости конденсатора:

Какова допустимая неравномерность токораспределения по одножильным кабелям?

Осмотр электроустановок подстанций оперативным персоналом

Осмотр электроустановок подстанций оперативным персоналом

Одна из обязанностей электротехнического оперативного персонала – это осмотр оборудования электроустановок. Для чего нужно производить осмотр оборудования? Во-первых, для своевременного обнаружения технических неисправностей, замечаний в работе оборудования, а также своевременной локализации и ликвидации аварийной ситуации.

Оперативный персонал при производстве осмотра того или иного элемента оборудования электроустановки должен знать на что обращать внимание и какие признаки являются не характерными для нормальной работы оборудования. В данной статье рассмотрим основные правила осмотра, когда необходимо производить осмотры, а также особенности осмотра основных элементов оборудования электроустановок.

Осмотр оборудования электроустановок производит персонал, который прошел соответствующее обучение по вопросам охраны труда, пожарной безопасности, а также знающий инструкции по обслуживанию оборудования и другие нормативные документы. Для осмотра электроустановок, персонал должен иметь III группу по электробезопасности.

Как правило, осмотр электроустановок с постоянным обслуживающим персоналом осуществляется не менее двух раз в сутки. Если на подстанции нет постоянного обслуживающего персонала, то осмотр осуществляет один раз в сутки.

Периодический осмотр оборудования электроустановок подстанции производится по утвержденному маршруту. То есть персонал осматривает оборудование в строгой последовательности, двигаясь по территории энергообъекта по установленным маршрутам.

Помимо плановых осмотров оборудования производятся так называемые внеочередные осмотры. Дополнительные или внеочередные осмотры производятся в следующих случаях:

  • при неблагоприятных погодных условиях: при тумане, во время мокрого снега, дождя, бури, загрязнения, гололеда;
  • после грозы. В данном случае производится осмотр оборудования открытых распределительных устройств, в частности разрядников и ограничителей напряжения на предмет работы во время грозы по установленным регистраторам срабатывания;
  • при возникновении аварийной ситуации. Например, после автоматического отключения оборудования первое, что следует сделать – это осмотреть отключившееся оборудование на предмет наличия повреждений и других замечаний в работе (выброс масла, не отключившийся выключатель, посторонние шумы, запах гари и др.);
  • в ночное время для выявления нагрева контактных соединений, разрядов и коронации оборудования. В данном случае осмотр производится не менее двух раз в месяц в ночное время преимущественно во влажную погоду, например, после дождя или при сильном тумане.

Результаты осмотра оборудования фиксируются в оперативной документации электроустановки. Персонал после производства осмотра оборудования делает соответствующую запись в оперативный журнал и сообщает о результатах вышестоящему оперативному персоналу – дежурному диспетчеру.

Если во время производства осмотра оборудования были обнаружены какие-то замечания, дефекты, то необходимо об этом записать в оперативном журнале, а также в журнале дефектов оборудования. После этого дежурный персонал сообщает об обнаруженных замечаниях не только диспетчеру, но и вышестоящему руководству (ИТР предприятия) для планирования работ по устранению возникших нарушений в работе оборудования.

В некоторых случаях, например, при обнаружении аварии, которая может угрожать безопасности людей и целостности оборудования, оперативный персонал должен принять самостоятельно незамедлительные меры по устранению возникшей опасности.

Во всех остальных случаях, при обнаружении замечаний в работе оборудования оперативный персонал сначала ставит в известность вышестоящий персонал, а затем под его руководством осуществляет ликвидацию возникшей аварийной ситуации.

Теперь рассмотрим, на что следует обращать внимание при осмотре того или иного элемента оборудования электроустановки, в частности электрической распределительной подстанции.

Трансформаторная подстанция

Автотрансформаторы и трансформаторы

Первое, на что следует обратить внимание при осмотре данных элементов оборудования – это отсутствие посторонних шумов в работе трансформатора (автотрансформатора). Наличие нехарактерных для нормальной работы трансформатора звуков, потрескиваний свидетельствует о возможной неисправности того или иного конструктивного элемента.

Заземление действующего электрооборудования – это одна из основных мер защиты оперативного персонала от поражения электрическим током. Поэтому, прежде чем приблизиться к работающему (авто) трансформатору, необходимо убедиться в наличии и целостности заземляющей шины.

Необходимо также проверить уровень масла в баке трансформатора и РПН. Как правило, уровень масла на маслоуказателе должен примерно соответствовать температуре окружающей среды. При этом необходимо учитывать текущую нагрузку трансформатора. Уровень масла в трансформаторе, работающем на холостом ходу, должен соответствовать средней температуре окружающей среды.

Если трансформатор нагружен, то его уровень масла, как правило, несколько выше температуры окружающей среды, так как при работе трансформатора под нагрузкой происходит нагрев его обмоток и соответственно его охлаждающей среды, то есть трансформаторного масла.

Помимо маслоуказателя, устанавливаемого на расширителе бака трансформатора и РПН, устанавливаются термометры, указывающие температуру верхних и нижних слоев масла. Показания данных термометров также фиксируются при осмотре трансформатора.

Допустимые значения данных термометров указываются в паспорте силового трансформатора (автотрансформатора), а также оговариваются в технической документации по обслуживанию электроустановок, в частности в правилах технической эксплуатации электрооборудования электростанций и сетей.

Во время осмотра необходимо проверить работоспособность системы охлаждения трансформатора (автотрансформатора). Как правило, в период высоких температур организовывают дополнительные осмотры с целью своевременного обнаружения нарушений в работе трансформатора (автотрансформатора), некорректной работы системы охлаждения.

Если автоматическое включение системы охлаждения не работает, ее необходимо включать вручную при достижении определенного значения температуры трансформаторного масла и нагрузки. Например, автоматическое включение системы обдува силового трансформатора с системой охлаждения Д производится при достижении температуры верхних слоев масла значения 550 или в случае нагрузки трансформатора до номинального значения. Поэтому оперативный персонал должен контролировать показания термометров трансформатора, а также уровень нагрузки и при необходимости своевременно включать в работу систему обдува.

Кроме вышесказанного, следует обратить внимание на следующие моменты:

  • целостность и отсутствие загрязнений изоляции вводов трансформатора;
  • давление масла в маслонаполненных вводах;
  • отсутствие нагрева контактных соединений;
  • целостность предохранительного клапана выхлопной трубы;
  • состояние силикагеля в воздухоосушительных устройствах;
  • отсутствие внешних повреждений, в частности течи масла на баке трансформатора, а также элементах системы охлаждения;
  • наличие первичных средств пожаротушения и соответствие их требованиям нормативных документов по пожарной безопасности.

Трансформаторы тока и напряжения

При осмотре трансформаторов тока и трансформаторов напряжения всех классов напряжения следует обращать внимание на следующее:

  • уровень масла и отсутствие течи масла для масляных, давление элегаза для элегазовых ТН и ТТ;
  • отсутствие внешних признаков повреждения изоляции вводов, корпуса, а также цепей вторичной коммутации;
  • отсутствие посторонних шумов и потрескиваний.

Высоковольтные выключатели

Элегазовые, масляные и вакуумные выключатели

Общие моменты, на которые следует обратить внимание при осмотре высоковольтных выключателей, не зависимо от их типа:

  • целостность и отсутствие загрязнения изоляции вводов;
  • отсутствие нагрева контактных соединений;
  • отсутствие шумов и потрескиваний внутри бака (полюса) выключателя;
  • работоспособность обогрева шкафов приводов и бака выключателя (в период низких температур);
  • наличие и целостность заземляющей шины бака выключателя;
  • целостность цепей вторичной коммутации выключателя;
  • соответствие указателей положения выключателя фактическому их состоянию.

При осмотре масляного выключателя, кроме вышеперечисленного, следует обращать внимание на уровень масла в баке выключателя, а также его цвет. Как правило, трансформаторное масло светлое, желтоватое. Если масло темное, то оно подлежит замене, так как такое масло не обеспечивает в полной мере своих изоляционных и дугогасительных характеристик. Уровень масла в баке выключателя должен примерно соответствовать средней температуре окружающей среды.

При осмотре элегазовых выключателей следует обращать внимание на давление элегаза. В паспортных данных к выключателю, как правило, приводится график зависимости давления элегаза в выключателе от температуры окружающей среды (номинальная кривая плотности). Поэтому при осмотре оборудования, в том числе элегазового выключателя, необходимо фиксировать текущую температуру воздуха. На основании полученных данных делается вывод о соответствии фактического давления элегаза в выключателе номинальному давлению для данного значения температуры окружающей среды.

При осмотре разъединителей всех классов напряжения необходимо обращать внимание на следующие моменты:

  • целостность опорных и тяговых изоляторов, отсутствие сильных загрязнений изоляционного покрытия;
  • целостность заземляющего контура, гибких связей;
  • при наличии обогрева привода – его работоспособность в период низких температур;
  • отсутствие видимых повреждений конструктивных элементов разъединителя, привода.

Осмотр щитов, установок, панелей защит

Осмотр щитов, установок, панелей защит

При выполнении осмотра оборудования подстанции одним из этапов является осмотр оборудования общеподстанционного пункта управления (щита управления). В данном случае осматриваются щиты постоянного и переменного тока, панели защит, автоматики и управления элементами оборудования, аккумуляторная батарея, зарядные устройства, шкафы связи, телемеханики, учета электрической энергии.

При осмотре щитов переменного и постоянного тока следует обращать внимание на положение автоматических выключателей, рубильников, уровни напряжения на шинах, отсутствие посторонних сигналов.

При осмотре панелей защит оборудования следует обращать внимание на следующее:

  • соответствие положения переключающих устройств фактической схеме подстанции в соответствии с картой переключающих устройств того или иного присоединения;
  • отсутствие посторонних сигналов;
  • включенное положение автоматических выключателей, которые осуществляют питание защитных устройств.

Кроме того, при осмотре шкафов оборудования оперативный персонал фиксирует необходимые данные в соответствующие журналы и при необходимости выполняет проверку работы устройств и замеры основных электрических величин. Например, снятие показаний амперметров, ваттметров, вольтметров, проверка работоспособности защиты линий электропередач (обмен высокочастотными сигналами), фиксация значения дифференциального тока устройств ДЗШ подстанции и др.

При ежедневном осмотре аккумуляторной батареи производится замер напряжения на контрольных элементах (банках), плотность электролита (на свинцово-кислотных батареях). Осматривают также зарядные устройства АБ, фиксируют значение напряжения на батарее и ток подзаряда. При выполнении осмотра аккумуляторной батареи необходимо обеспечивать все необходимые меры безопасности, предусмотренные инструкцией по обслуживанию АБ того или иного типа. Кроме того следует проверять работоспособность системы приточно-вытяжной вентиляции и обогрева помещения аккумуляторной батареи.

Релейная защита на подстанции

В заключении следует отметить, что осмотр электроустановок подстанций необходимо осуществлять в соответствии с требованиями правил безопасной эксплуатации электроустановок и с применением необходимых индивидуальных средств защиты.

Телеграмм канал для тех, кто каждый день хочет узнавать новое и интересное: Школа для электрика

Если Вам понравилась эта статья, поделитесь ссылкой на неё в социальных сетях. Это сильно поможет развитию нашего сайта!

Не пропустите обновления, подпишитесь на наши соцсети:

Гудит силовой трансформатор: почему

Характерным признаком работы трансформатора выступает гудение. Но есть установленные пределы шума, превышение которых говорит о наличии неисправностей силового оборудования. Почему гудит трансформатор? В исправном состоянии шум вызван явлением, которое в учебниках физики носит название магнитострикции.

Суть заключается в изменении параметров ферромагнитного металла, из которого сделан сердечник оборудования. Воздействие на него магнитного поля приводит к тому, что шумит трансформатор. Дополнительными причинами появления характерного шума выступает работа вентиляторов и других систем охлаждения. Устройства, регулирующие напряжение тока, также гудят при работе.

От чего зависит уровень шума:

  • от размеров трансформатора (чем больше габариты силового оборудования, тем сильнее гул при работе);
  • возможности повышения нагрузки (ее увеличение отражается на «шумовом» эффекте);
  • от свойств ферромагнитного материала сердечника.

Учитывая эти факторы, можно сказать, что если силовой трансформатор гудит в допустимых пределах, это не говорит о его поломке. Исключение: импульсное силовое оборудование. Шум, что возникает в исправном состоянии, находится за пределами слышимости, воспринимаемыми человеком.

Почему трансформатор начал гудеть

Оборудование, изначально работающее с нормальным уровнем шума, вдруг стало гудеть? Дополнительно слышен нехарактерный свистящий или дребезжащий звук? Это явный признак неисправности. Распространенная причина: нарушение структуры сердечника. Длительный срок эксплуатации наряду с постоянными колебаниями уровня нагрузки приводят к тому, что пластины сердечника расходятся. Учитывая принцип передачи звуковых волн, наличие зазоров между пластинами выступает фактором, повышающим уровень шума работающего трансформатора. Как устранить? Заново стянуть сердечник по принципу магнитопривода.

Интересует, почему шумит трансформатор, одновременно нагреваясь при этом? Причина заключается в повышении токовой нагрузки, которое возникает из-за межвиткового замыкания, или неисправностей в цепи. Как определить замыкание? Наблюдаются подтеки, оплавленная изоляция, почернения корпуса? Требуется вызов электриков для устранения межвиткового соединения. Если визуально неполадки не диагностируются, то определить факт замыкания можно при помощи мультиметра, сравнив полученные показания с данными паспорта прибора.

Но в любом случае причина сильного гула трансформатора – это нарушение номинального режима работы. Как его устранить? Обязательным выступает вызов электротехнического персонала, который продиагностирует силовое оборудование и устранит неисправность.

Обращение к мастерам

Интересует покупка трансформатора надежного производства? Нужна квалифицированная помощь по вопросам выбора и обслуживания? Обращайтесь к специалистам нашей компании. Они предметно расскажут, почему трансформатор гудит при работе, и ответят на другие вопросы, связанные с эксплуатацией силового оборудования.

Прямое сотрудничество с заводами-производителями обеспечивает постоянное расширение модельного ряда, предлагаемого на страницах нашего содержательного каталога. Мы гарантируем оперативную обработку заявок, помогая в решении спорных вопросов. Быстро доставим заказ по указанному адресу, благодаря сотрудничеству с национальными транспортными компаниями.

Нужна дополнительная информация? На главной странице указаны действующие контакты операторов. Здесь же есть актуальный график работы.

Не только под телевизор или микроволновку -сферы применения кронштейнов

Мы уже говорили в предыдущей статье, что отдельные предметы (аппаратуру, оборудование) повесить на стену, потолок или другие плоские поверхности просто на гвоздь нельзя. Для этого используют специальные держатели (скобы, опоры, специальные детали или сборные конструкции), которые и называют немецким словом «кронштейны». Как правило, их характерным признаком является наличие раскоса или более массивного (утолщенного) основного элемента. В зависимости от предназначения кронштейны могут изготавливаться в виде отдельной (цельной) детали или сборной их конструкции.

Такие крепления весьма популярны и находят широкое применение при оборудовании жилых, офисных и производственных помещений. На настенных, потолочных и напольных кронштейнах крепят телевизоры, мониторы, кухонную и иную технику. Однако на этом их востребованность отнюдь не заканчивается.

В каких сферах еще применяются кронштейны

  • В охранной

Здесь металлические или алюминиевые универсальные кронштейны используются для крепления ip камер и камер видеонаблюдения различных типов на стенах или потолках в цехах и на иных производственных участках. С помощью трубчатых разборных кронштейнов из ударостойкого водонепроницаемого пластика видеокамеры наблюдения монтируются на наружных стенах. Подобные потолочные (или потолочные наклонные) изделия используются для крепления купольных камер с пластиковыми защитными кожухами-полусферами в супермаркетах, на выставках и т. д. При настенном размещении снаружи здания (или на столбах) они могут комплектоваться специальными защитными козырьками.

В нашем интернет магазине Павильон имеются самые разнообразные кронштейны для установки видеокамер. Консультанты не только подберут необходимые крепления для камер вашей модели, но и технически проконсультируют о способах их монтажа.

В основном с применением кронштейнов (чаще всего металлических или алюминиевых) выполняется крепление к вертикальным боковинам узлов или агрегатов отдельных деталей (конструкций). В общественном транспорте их используют для крепления трамвайных и троллейбусных проводов. В телекоммуникации крепят антенны, кабели и т. д. Даже велосипед не обходится без кронштейна. С помощью т. н. кронштейна майора Тейлора не только крепится руль, но и регулируется по высоте и углу наклона.

Не обходится без кронштейнов и климатическая техника. Крепление агрегатов кондиционеров к стенам зданий выполняется при помощи трех типов кронштейнов:

  • резьбовых, в которых металлические уголки крепятся между собой резьбовым соединением;
  • сварных — то же, но с помощью сварки;
  • универсальных с горизонтальной планкой.

Наиболее популярные из них, конечно же, сварные за счет своей простоты в изготовлении и дешевизны. Однако в местах сварочных швов они чаще подвергаются коррозии. Резьбовые и универсальные существенно дороже, однако, и их надежность повыше.

Особая роль кронштейнам крепления отводиться в наружном освещении. С их помощью к верхним частям опор (столбов) крепятся осветительные приборы. И от того, как эти приборы будут размещены, зависит качество освещенности улицы или какого-либо иного участка. Уличные кронштейны (или кронштейны для наружного освещения) делят по типу их возможной «посадки» на столб (опору). А «садить» их могут:

  • на обечайке, как правило, на конические многогранные или трубчатые опоры;
  • на фланце — их можно крепить как к трубчатым, так и к граненым опорам.

По количеству же рожков для ламп (осветительных приборов) такие кронштейны могут быть одно- или многорожковыми (2-, 3-, 4-х).

По месту крепления:

  • приставными (с помощью хомутов крепятся к опорам сбоку);
  • концевыми (крепятся наверху опоры);
  • прожекторными (в зависимости от назначения используются различные типы крепления);
  • настенными (это, собственно, те же приставные кронштейны, но крепящиеся к стенам).

Однако из перечисленных самыми распространенными являются приставные кронштейны, которые, по сути, почти универсальны. Т. к. их можно крепить практически к любым опорам. К тому же, после окраски или оцинковки они имеют привлекательный вид и при этом достаточно долго могут служить.

  • В строительстве (архитектурной)

При проектировке здания и сооружений архитекторы обычно используют кронштейны в качестве поддерживающих элементов балконов, карнизов и прочих выступающих за фасад частей зданий. Материалом изготовления служит металл, кирпич или железобетон в большинстве случаев определенным образом декорированные.

В строительстве анкерные кронштейны применяют при устройстве вентилируемых фасадов — с их помощью крепится облицовочная кладка. А также с помощью металлических кронштейнов закрепляют утеплитель (пенопласт и др.) на фасадах зданий.

  • В автомобилестроении

Кронштейны здесь применяются практически повсеместно. Например, для крепления самого разнообразного как штатного, так и дополнительного оборудования к кузову авто — маячков, номерных знаков, осветительных и сигнальных приборов и т. д.

Что является характерным признаком разъединителя

Научно-Производственное Предприятие
«АВИАСТЭК»

Рекомендации по применению измерителей нажатия ИН-641 – ИН-645.

В технических требованиях (паспорте, ТУ, ГОСТе) на электроаппарат или электромашину Вы найдете значение усилия нажатия (величину F) контактной пары, а по чертежам на это оборудование (в КД) Вы найдете величину Н – толщину ножа высоковольтного разъединителя, рубильника, подвижной части контактора… или расстояние щеткодержателя до коллектора. Это основные параметры (F и H), по которым нужно выбирать необходимое исполнение измерителя нажатия ИН-641…- см. таблицу в проспекте «Измерители нажатия ИН-641В и ИН-641Г». Таблица исполнений одна на все модели ИН-641Б, ИН-641В, ИН-641Г — едина, в том числе и для ИН-641А. Более того, по точности измерений все они не уступают друг другу. Разница у них только в габаритах блока измерения, в материале — из чего он сделан, в электропитании – это отличие у модели ИН-641Г, и, соответственно, в цене. ИН-641А, 3-4 года как снят с производства, металлоемкий — имеет большие габариты блока и тензодатчика, что затрудняло его применение для электромашин, но по точности он также не уступает другим измерителям, как и своему ближайшему, по габаритам, аналогу – ИН-641Б. Измерители ИН-641А и сейчас успешно эксплуатируются на ряде предприятий, т. к. назначение его так же едино – контролировать величину усилия F на объекте электроэнергетики.

Большие отклонения контролируемых величин F в большую или меньшую стороны приводят к быстрому износу и выходу из строя электрического оборудования. Могут быть аварийные последствия. Приведем ряд признаков и последствий при отклонениях величин F от рекомендуемой величины:

1. В высоковольтных электрических аппаратах (разъединители, выключатели, рубильники, контакторы… ) — ВВА:

величина F меньше рекомендуемой – нагрев, искрение, загрязнение контактной пары (растет переходное сопротивление в цепи), подгорание, спекание, перегорание…;

величина F больше рекомендуемой – неудобство в эксплуатации, механический износ (вмятины, протирание, скол, слом…) ламелей или ножа.

2. В коллекторных (щеточных) электрических машинах (крупные двигатели, генераторы, в том числе тяговые электродвигатели, тяговые генераторы, вспомогательные электромашины тепловозов, электровозов, электропоездов) — ЭМ:

величина F меньше рекомендуемой – большое (большее) искрение, быстрый износ (перегорание, сколы) электрощеток; загрязнение, подгар коллектора…;

величина F больше рекомендуемой – быстрый перегрев коллектора и обмотки, обрыв обмотки, как минимум, если на сработает защита… .

Если в результате замера величины F измеритель контактного нажатия типа ИН-641… показывает значение больше или меньше рекомендуемого для конкретного объекта ВВА или ЭМ, то следует выставить (отрегулировать) значение F на среднее значение рекомендуемого предела усилий плюс 1% от этой величины.

Если в результате замера ИН-641… показывает значение F в пределах рекомендуемых усилий – регулировка не требуется (не следует трогать заводскую установку лишний раз).

Конструктивные особенности ВВА (например, высоковольтных разъединителей) учтены в конструкции измерителей нажатия:

— при величине Н от 6 до 20 мм контакты гнездной части имеют цилиндрические поверхности (губки), а измерители имеют плоский щуп;

— при величине Н равной 30 мм и более контакты гнездной части плоские, поэтому в измерителях используются стойки со сферической поверхностью.

Встречаются и другие конструкции гнезд, например, из прутков, что также требует специальной конфигурации щупа тензодатчика. Такими решениями достигается более высокая точность измерений. Последние два примера были разработаны по индивидуальным ТЗ Самарского ОАО «Электрощит», Екатеринбургских ОАО «Уралэлектротяжмаш» и ОАО «Альтстом»-ЭЛМЗ. При оформлении заказа — ТЗ необходимо уточнять конструктивные особенности ВВА – будет успех для потребителя при эксплуатации и для разработчика, т. к. работа будет не разовой, а получит логическое развитие и тиражирование.

Иногда в технических требованиях на ВВА указывается величина усилия выдергивания (вытягивания) – FВ, но эта величина определяет усилие нажатия (величину F) косвенно, через коэффициент трения – Ктр по формуле:

– именно эту величину определяют все измерители ИН-641. Как уже сказано выше, усилие нажатия сильно влияет на переходное сопротивление контактной пары, очень важной характеристики. Его можно измерять с помощью нашего микроомметра МОМ-641 или приближенно рассчитать по формуле:

где С – коэффициент, зависящий от чистоты контактирующих поверхностей этой пары (C= 1…2); – удельное сопротивление; НБ – поверхностная твердость по Бриннелю; F – усилие контактного нажатия. Из формулы видно, что усилие контактного нажатия сильно влияет на величину переходного сопротивления и, следовательно, на надежность ВВА.

Блок измерения индивидуально отлаживается под один тензодатчик, одного исполнения, чем достигается точность измерения при эксплуатации. Использовать один блок для различных датчиков практически не возможно – никакой преемственности, т. к. не получим требуемой точности измерений. Техническое решение, унифицированное и точное, получено все же на одном тензодатчике, но за счет механики — с дополнительными калиброванными насадками. Это измеритель нажатия ИН-641Д – диапазон измерений Н от 6 до 110 мм, все промежуточные (требуемые) величины Н выставляются с помощью штангенциркуля, входящего в комплект поставки измерителя, при этом:

1. При настройке на толщину Н = 6-14 мм для диапазона усилий F от 0,5 до 40 кГс используется уголок датчика утопающий в паз его основания, а необходимая величина Н выставляется с помощью штангенциркуля;

2. При настройке на Н = 14-20 мм для F от 0,5 до 70 кГс используется более мощный уголок датчика шириной равной ширине основания. Необходимая величина Н выставляется также с помощью штангенциркуля, как и базовая установка (крепеж) уголка на датчике с Н = 14,5 мм и при развернутом на 180 градусов крепеже уголка с Н = 40,5 мм. Далее все величины под конкретные ВВА с Н = 30, 40, 85, 110 … мм получаем за счет ввертывания сверху на мощный уголок (в точке наиболее точного измерения усилий нажатия на уголке предусмотрено отверстие с резьбой) калиброванных стоек (насадок) из комплекта поставки на 16, 26, 45 или 70 … мм;

3. Если у потребителя в эксплуатации есть ВВА с другими ножами (с величинами Н больше или меньше), то они могут сами выточить любой удлинитель или заказать нам, сообщив в ТЗ величину Н неучтенного нами ВВА — например, был у нас разовый заказ на 125 мм. Другой пример: ранее диапазон измерений ИН-641Д был до 85 мм, а по инициативе наших потребителей, прежде всего Свердловского Предприятия МЭС, диапазон увеличили до 110 мм – добавилась еще одна калиброванная стойка с Н = 70 мм.

Измерение усилий нажатия (давления, прижатия…) электрощетки на коллектор ЭМ можно проводить двумя способами:

1. Непосредственно под щеткой, снизу, т. е. размещать щуп тензодатчика в зазор (створ) между щеткодержателем и коллектором ЭМ. В этом случае показания величины F будут несколько больше реальных, т. к. на величину Н (толщину щупа) мы как бы увеличиваем саму щетку. Нами проводился эксперимент – мы стачивали новую щетку на 2 мм (Н=2 мм – см. ИН-641… исп.01) и получали:

— при общей длине 40 мм (укороченная щетка + щуп = 38 + 2) величина усилия F = 4 кГс;

— при общей длине 42 мм (новая щетка + щуп = 40 + 2) величина усилия F = 4,1 кГс

Значит при измерении под щеткой (на коллекторе) нужно учитывать, что показания несколько завышены.

2. Способ косвенного замера – на щетке сверху, под пальцем. В действительности, измеряя усилие нажатия щетки на коллектор, мы измеряем (проверяем, контролируем) усилие пружины или пальца, прижимающего щетку к коллектору ЭМ. На практике, в частности, при эксплуатации тяговых двигателей и других ЭМ подвижного состава, введены нормы замеров усилия нажатия F именно пальца на щетку. В этом случае мы также рекомендуем выставлять величину F на 1% больше среднего значения регламентированного предела.

Для измерения таким способом удобнее использовать наш динамометр ДТЦ-641, а для мощных ЭМ, например, турбогенераторов и др., рекомендуем применение измерителя нажатия ИН-644 — разработан нами по ТЗ Смоленской АЭС. Этот измеритель позволяет проводить измерения в динамике, т. е. не выключая ЭМ. Все другие измерители работают при условии обесточенного объекта ВВА или ЭМ.

Измеритель нажатия ИН-645 разработан специально для измерения контактных нажатий в ЭМ двумя способами. Контролер снимает два показания F – под щеткой и под пальцем, т. к. ИН-645 снабжен двумя тензодатчиками: один от ИН-641…, другой от ДТЦ-641. Среднеарифметическое значение от двух замеров (показаний) даст наиболее реальное значение величины F.

В настоящее время мы завершаем разработку измерителя нажатия ИН-646 – для измерения и отображения на табло величины контактного нажатия токоприемников трамвая на провод контактной сети – например, на месте его остановки в депо. Это направление возможно будет приемлемо для всех электроподвижных составов – электротранспорта с токоприемниками, но окончательный вывод сделаем только после регламентных испытаний вместе с заказчиками.

Ниже мы приведем таблицы примеров применения измерителей нажатия по их исполнениям. Первая таблица, которую мы приводим, получилась сводной по сообщениям наших заказчиков и информацией полученной нами при командировках на внедрения и испытания. Хорошую информацию по применению измерителей (конкретные примеры) мы получили из Улан-Удэнского локомотивовагоноремонтного завода и Нижне-Волжского Предприятия МЭС.

Применение измерителей нажатия ИН-641Б, ИН-641В и ИН-641Г (по типу исполнений)

для измерения усилий нажатия контактов в электроаппаратах и электромашинах

электроподвижных составов, в электросетях и электростанциях, в т. ч. на тяговых ПС.

(Наиболее характерные примеры применения – по опросу Заказчиков).

Контролируемое усилие — F, кГс *

Электродвигатели тепловозов, электровозов, электропоездов

Словарь специальных терминов

Гидроаккумулирующие электростанции (ГАЭС) перераспределяют электроэнергию, вырабатываемую другими электростанциями, во времени в соответствии с требованиями потребителей. Принцип действия гидроаккумулирующей станции основан на ее работе в двух режимах: насосном и турбинном. В насосном режиме вода из нижнего водохранилища (бассейна) ГАЭС (рис.1. I) перекачивается в вышерасположенный верхний бассейн. Во время работы в насосном режиме (обычно в ночные часы, когда нагрузка в энергосистеме снижается) ГАЭС потребляет электрическую энергию, вырабатываемую тепловыми электростанциями энергосистемы. В турбинном режиме ГАЭС использует запасенную в верхнем бассейне воду, агрегаты станции при этом вырабатывают электроэнергию, которая подается потребителю в часы пиков нагрузки.

Рис. 1. Схемы ГАЭС.

Гидроаккумулирующие электростанции можно классифицировать по следующим признакам.
По схеме аккумулирования:

  1. ГАЭС простого аккумулирования, иногда их называют чистыми ГАЭС (рис.1 I). Характерным признаком ГАЭС такого типа является отсутствие притока воды в верхний бассейн;
  2. ГАЭС смешанного типа, или ГЭС-ГАЭС, при этой схеме имеется приток воды в верхний бассейн, который, срабатываясь в турбинном режиме, дает дополнительную выработку энергии (рис. 1 II);
  3. ГАЭС в схеме переброски стока (рис.1 III), или ГАЭС с неполной высотой подкачки в бассейн или канал на водоразделе. Характерным для этой схемы является раздельное расположение насосной и гидроэлектрической станций, в связи с чем У-схему иногда называют раздельной.

По длительности цикла аккумулирования, т. е. по периоду сработки и наполнения бассейна различают ГАЭС:

  • суточного;
  • недельного;
  • сезонного аккумулирования.

По схеме основного гидросилового оборудования:

  1. четырехмашинная схема, имеющая отдельные насосный и турбинный агрегаты, т. е. четыре машины (двигатель, насос, турбина и генератор);
  2. трехмашинная схема (двигатель-генератор, насос и турбина);
  3. двухмашинная схема (двигатель-генератор и обратимая гидромашина).

ГАЭС предназначены для работы в составе энергосистемы совместно с другими гидроэлектростанциями или совместив с одной-двумя ТЭС или АЭС. На рис. 2 а) показано, что при отсутствии ГЭС или ГАЭС суммарные колебания нагрузок ТЭС и АЭС (±ΔNТЭС +АЭС) энергосистемы достигают 40-50 % максимальной нагрузки (ΣN) и с ростом бытовых нагрузок имеют тенденцию к дополнительному относительному росту.

Рис. 2. Работа ГЭС и ГАЭС в графике суточной нагрузки.

Колебания нагрузок агрегатов ТЭС и АЭС вызывают повышение удельных затрат топлива, ускорение износа и сокращение сроков амортизации их оборудования, увеличение издержек и затрат времени на ремонт. На рис. 2 б) видно, что покрытие пиковой части графиков суточных нагрузок с помощью ГЭС уменьшает колебания ±Δ NТЭС +АЭС. За счет работы ГАЭС в турбинном режиме также обеспечивается покрытие пиков графика, а в часы минимальных нагрузок ГАЭС работают в насосном режиме и потребляют энергию ТЭС или АЭС, повышают их загрузку и тем самым дополнительно уменьшают колебания нагрузки ±Δ NТЭС +АЭС (рис. 2 а). Это улучшает условия эксплуатации ТЭС и АЭС и снижает суммарные затраты топлива в энергосистеме. Исключительной особенностью ГАЭС, которой не обладает никакой другой тип электростанций, является именно повышение нагрузок ТЭС и АЭС в часы минимумов («провалов») нагрузок. ГАЭС могут быть использованы также в полупиковой части графика суточных нагрузок, если верхняя, самая острая часть пика графика обеспечивается за счет работы каких-либо других электростанций (рис. 2 г). В самой верхней части графика использование мощности ГАЭС в течение отдельных суток имеет место примерно в течение 1,5-3 ч, в полупиковой части графика 5-8 ч (соответственно употребляется термин: трехчасовая зона, пяти-, Во многих случаях при решении вопроса о строительстве АЭС возможность ее аварийно-резервного использования является решающим фактором. Опыт показал, что при эксплуатации энергосистем не удается полностью устранить возникновение аварийных ситуаций, приводящих к нарушениям и даже прекращению энергоснабжения. В зарубежных энергосистемах предусматриваются дополнительные запасы воды в верхних бассейнах ГАЭС, рассчитанные на аварийное кратковременное использование ГАЭС в течение 1,5-3 ч. При возникновении аварийных ситуаций ГАЭС включается на полную мощность в течение нескольких десятков секунд и обеспечивает непрерывность энергоснабжения и возможность проведения работ по устранению последствий аварии. Очевидно, что такое использование ГАЭС имеет очень большое значение, так как устраняет необходимость создания других резервных пиковых электростанций.

Из приведенных на рис. 1 схем может сложиться впечатление, что строительство ГАЭС осуществимо только на местности, обладающей некоторым перепадом высот, необходимым для для создания напора. Однако это не так. ГАЭС сооружают и на совершенно ровной территории, размещая машинный зал станции и нижний бассейн под землей, например, как изображено на рис. 3.


Рис. 3. ГАЭС с подземными машинным залом и нижним бассейном.

Важная роль, которую играют ГАЭС в энергосистемах, является причиной быстрого роста количества и мощности таких станций. Во второй половине 70-х годов в 30 странах мира насчитывалось в эксплуатации и строительстве около 250 ГАЭС суммарной мощностью более 68 млн. кВт. По имеющимся данным, к 1990 г. мощность всех ГАЭС в мире достигнет примерно 100 млн. кВт при их доле в энергосистемах до 5,6 % в США и 4 % в Западной Европе.
Единичные мощности построенных и строящихся ГАЭС достигают 1500-2000 МВт, проектируются ГАЭС мощностью 3000- 3500 МВт. Большинство ГАЭС используют напоры 100-300 м отдельных случаях 800-900 м, а для ГАЭС с подземными бассейнами напоры могут достигать 1200-1500 м.

Испытание силовых кабельных линий

Испытание высоковольтных КЛ (кабельных линий) любого типа и напряжения

Блок управления испытаниями передвижной электротехнической лаборатории

Силовые кабельные линии с номинальным напряжением от 0,4 кВ до 750 кВ способны выдерживать повышенные электрические нагрузки.

Наличие повреждений или дефектов в конструкции кабеля значительно снижают ресурс его работы или могут стать причиной отключения электроснабжения устройств к нему подключенных.

Предотвратить развитие возможных негативных сценариев возможно путем проведения надлежащей диагностики и достаточного объема и норм испытания силовых кабельных линий.

Какие бывают дефекты в силовом кабеле

К основным причинам выхода силового кабеля из строя относятся:

  • Электрический пробой, как следствие нарушения целостности изоляции
  • Скрутки, изгибы и перекрещивание кабелей, а также неправильный монтаж и прокладка кабельной линии
  • Обрывы жил кабеля, в связи с механическими воздействиями (земляные работы, ветер, намерзание льда)
  • Превышение эксплуатационного ресурса кабеля – естественное старение
  • Превышение рассчитанной электрической нагрузки на кабельную линию
  • Воздействие окружающей среды (температура, влажность, коррозия, сдвиги грунта)

Методика проведения испытаний силовых кабельных линий

Полный список методов испытаний силовых кабелей приводятся в нормативных документах – ПУЭ и ПТЭЭП. Однако в основную программу проверки входят следующие типы испытаний:

  1. Проверка фазировки и целостности жил кабеля.
  2. Методика измерения сопротивления изоляции силовых кабельных линий. Измерения производятся в начале всех испытаний и по окончанию, чтобы убедиться в отсутствии нарушения изоляции кабеля после испытаний.
  3. Испытание силовой кабельной линии повышенным напряжением 10 кВ с одновременным контролем величины роста токов утечки. Рост величины токов утечки является характерным признаком поврежденного кабеля. Следует учесть, что в ходе испытания существует вероятность пробоя кабеля в местах критических дефектов.

В дополнительные исследования входит: тепловизионный контроль нагрева кабельных жил и контактных соединений, обследование величины коррозии металлической оболочки кабельной линии.

Взамен испытания повышенным напряжением могут быть применены неразрушающие методы диагностики – диэлектрическая диагностика и контроль характеристик частичных зарядов в кабеле.

Плюсы от услуг специализированной электролаборатории

Штатная электротехническая служба объекта не всегда обладает необходимым оборудованием для проведения испытаний силового кабеля. Поэтому обращение к услугам специализированной лаборатории будет полезно в связи со следующими факторами:

  • Электролаборатория аттестована Ростехнадзором и имеет право выдавать технические протоколы, признающиеся в любых инстанциях.
  • Специалисты проводящие испытания имеют разрешение на проведение специальных работ, обладают необходимыми компетенциями, навыками и допусками.
  • Выездная электролаборатория оснащена всем необходимым оборудованием и может оперативно выехать на любой участок кабельной линии и произвести необходимые работы.
  • Электролаборатория предлагает проведение комплексной услуги. Мы можем определить точное место дефекта и произвести ремонтные работы на месте.

Технический протокол испытаний силовой кабельной линии

В ходе упорядоченного алгоритма испытания силовой кабельной линии выявляются все имеющиеся в силовой кабельной линии дефекты. Все измерения, испытания и проверки кабельных линий любого номинала в том числе на напряжение 0,4, 6, 10, 35, 110 кВ, которые мы произведим при монтаже, а также при приемке перед вводом в эксплуатацию оформляем актами и протоколами.

Результаты периодических и приемо-сдаточных актов оформляем актом и подтверждаем документально. При неудовлетворительных результатах оформляем документы с замечаниями и описанием дефектов.

  1. Дефекты классифицируются на группы по срочности их ремонта.
  2. Описание дефектов и рекомендации по их устранению фиксируются в техническом протоколе.
  3. На основании технического протокола можно делается вывод об остаточном ресурсе кабельной линии.

Благодаря заполненному протоколу появляется возможность отслеживания динамики, произошедших в течение всего периода эксплуатации изменений состояния КЛ. Сверяясь с документами, легко выявить причину возникновения возможного дефекта и предупредить его появление.

Рекомендации по модернизации, реконструкции и замене длительно эксплуатирующихся устройств релейной защиты и автоматики энергосистем. СТО-34.01-4.1-011-2020

Рекомендации по модернизации, реконструкции и замене длительно эксплуатирующихся устройств релейной защиты и автоматики энергосистем. СТО-34.01-4.1-011-2020

Цели и принципы стандартизации в Российской Федерации установлены Федеральным законом от 29.06.2015 № 162-ФЗ «О стандартизации в Российской Федерации», объекты стандартизации и общие положения при разработке и применении стандартов организаций Российской Федерации — ГОСТ Р 1.4-2004 «Стандартизация в Российской Федерации. Стандарты организаций. Общие положения», общие требования к построению, изложению, оформлению, содержанию и обозначению межгосударственных стандартов, правил и рекомендаций по межгосударственной стандартизации и изменений к ним — ГОСТ 1.5-2001, правила построения, изложения, оформления и обозначения национальных стандартов Российской Федерации, общие требования к их содержанию, а также правила оформления и изложения изменений к национальным стандартам Российской Федерации — ГОСТ Р 1.5-2012.

Сведения о стандарте организации

1. РАЗРАБОТАН: Открытым акционерным обществом «Фирма по наладке, совершенствованию технологии и эксплуатации электростанций и сетей ОРГРЭС» (ОАО «Фирма ОРГРЭС»).
2. ВНЕСЕН: Ситуационно-аналитическим центром ПАО «Россети».
3. УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ: Распоряжением ПАО «Россети» от 10.03.2020 № 50р.
4. ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ
Замечания и предложения по НТД следует направлять в ПАО «Россети» на адрес электронной почты nto@rosseti.ru.

Введение

Стандарт организации «Рекомендации по модернизации, реконструкции и замене длительно эксплуатирующихся устройств релейной защиты и автоматики энергосистем» (далее — Стандарт) разработан в соответствии с требованиями Федерального закона от 27.12.2002 № 184-ФЗ «О техническом регулировании».
Стандарт является нормативным техническим документом ПАО «Россети», устанавливающим общие требования к процессам модернизации, реконструкции и замены длительно эксплуатирующихся устройств релейной защиты и автоматики.
Необходимость разработки Стандарта вызвана потребностью в регламентации принятия управленческих решений по замене длительно эксплуатирующихся устройств релейной защиты и автоматики.
В Стандарте представлены:

  • основные критерии, определяющие необходимость замены устройств РЗА;
  • направления технического перевооружения устройств РЗА;
  • правила по модернизации, реконструкции и замене устройств РЗА. При разработке Стандарта использованы требования [1], нормативных документов по организации эксплуатации устройств РЗА, методикам оценки их технического состояния, технических документов, относящихся к области применения Стандарта и действовавших в период его разработки.

Реализация мероприятий Стандарта должна обеспечить плановое обновление парка устройств РЗА электросетевого комплекса, экономное расходование финансовых средств на проведение работ по модернизации, реконструкции и замене длительно эксплуатирующихся устройств РЗА, сохранить на достаточном уровне надежность работы устройств релейной защиты и автоматики, электротехнического оборудования, энергообъектов и электросетевого комплекса.

1 Область применения

1.1. Действие Стандарта распространяется на устройства релейной защиты и автоматики, эксплуатируемые на энергообъектах ДЗО электросетевого комплекса ПАО «Россети».
1.2. Стандарт используется при организации процессов модернизации, реконструкции и замены длительно эксплуатирующихся на энергообъектах ДЗО электросетевого комплекса ПАО «Россети» устройств релейной защиты и автоматики.
1.3. Стандарт предназначен для руководящего инженерно-технического персонала, занимающегося эксплуатацией, техническим обслуживанием устройств РЗА и ремонтом электрооборудования электрический сетей, планированием замены устройств РЗА.
1.4. Реализация положений Стандарта должна проводиться с учетом планов реконструкции и местных особенностей принципиального и конструктивного выполнения комплекса устройств РЗА на энергообъектах ДЗО ПАО «Россети».
1.5. Стандарт включает рекомендации по устройствам релейной защиты и автоматики, выполненным на электромеханической, микроэлектронной и микропроцессорной элементной базе.
1.6. Требования Стандарта необходимо соблюдать любым сторонним организациям и физическим лицам, выполняющим работы (оказывающим услуги) в области его применения по договорам с ПАО «Россети» и (или) его ДЗО.
1.7. При введении в действие новых законодательных актов, технических регламентов, нормативных правовых и методических документов, а также при внесении организацией — изготовителем оборудования изменений в конструкторскую документацию, требования которых отличаются от приведенных в Стандарте, следует пользоваться вновь введенными требованиями до внесения в Стандарт соответствующих изменений.

2 Нормативные ссылки

Федеральный закон от 27.12.2002 № 184-ФЗ «О техническом регулировании».
ГОСТ 27.002-2015 Надежность в технике. Основные понятия. Термины и определения.
ГОСТ Р 55438-2013 Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Оперативно-диспетчерское управление. Релейная защита и автоматика. Взаимодействие субъектов электроэнергетики и потребителей электрической энергии при создании (модернизации) и эксплуатации.
ГОСТ Р 56865-2016 Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Оперативно-диспетчерское управление. Релейная защита и автоматика. Технический учет и анализ функционирования. Общие требования.
Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации — 2003.
Примечание: При пользовании Стандартом целесообразно проверить действие ссылочных документов в информационной системе общего пользования — на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет. Если заменен ссылочный документ, на который дана датированная ссылка, то рекомендуется использовать версию этого документа с указанным выше годом утверждения (принятия). Если после утверждения Стандарта в ссылочный документ, на который дана датированная ссылка, внесено изменение, затрагивающее положение, на которое дана ссылка, то это положение рекомендуется применять без учета данного изменения. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, рекомендуется применять в части, не затрагивающей эту ссылку.

3 Термины и определения

В Стандарте использованы термины и определения по ГОСТ 27.002, ГОСТ Р 55438, ГОСТ Р 53480, [17] и термины с соответствующими определениями:
Вторичные цепи РЗА — токовые цепи и цепи напряжения от трансформаторов тока и напряжения до устройства РЗА, цепи управления и сигнализации, в том числе реализованные с использованием цифровых протоколов передачи информации, а также цепи питания оперативным током от автомата питания (предохранителя) устройства РЗА.
Деградационный отказ — отказ, обусловленный естественными процессами старения, изнашивания, коррозии и усталости при соблюдении всех установленных правил и (или) норм проектирования, изготовления и эксплуатации.
Журнал учета работы РЗА — журнал учета всех случаев работы и неисправностей (отказов) устройств РЗА.
Замена устройств РЗА (новый термин) — замена находящихся в эксплуатации реле, блоков, терминалов, шкафов, панелей, контрольных кабелей и других элементов, относящихся к РЗА (ГОСТ Р 56865) старой конструкции на новые или аналогичные по типу.
Запасная часть — составная часть изделия, предназначенная для замены находящейся в эксплуатации такой же части с целью поддержания или восстановления исправности или работоспособности изделия.
Исправное состояние — состояние устройства, при котором оно соответствует всем требованиям нормативной и (или) конструкторской (проектной / рабочей) документации.
Комплекс РЗА — совокупность взаимодействующих между собой устройств РЗА, предназначенных для выполнения взаимосвязанных функций защиты и автоматики оборудования или линий электропередачи.
Контроль технического состояния — проверка при проведении периодического технического обслуживания соответствия значений параметров объекта требованиям технической документации и определение на этой основе технического состояния объекта в данный момент времени.
Критерий предельного состояния (ГОСТ Р 53480-2009) — признаки предельного состояния, по которым принимают решение о его наступлении; признак или совокупность признаков предельного состояния устройства, установленные нормативно-технической и (или) конструкторской (проектной) документацией, определяющие дальнейшую невозможность или нецелесообразность использования устройства.
Модернизация — изменение конструкции, программного обеспечения устройства в соответствии с современными требованиями и нормами, направленное на улучшение характеристик оборудования, повышение надежности и безопасности.
Надежность — свойство объекта сохранять во времени в установленных пределах значения всех параметров, характеризующих способность выполнять требуемые функции в заданных режимах и условиях применения, технического обслуживания, хранения и транспортирования.
Невосстанавливаемые изделия (новый термин) — неремонтируемые реле, платы и другие элементы, восстановление которых является невозможным или не предусмотрено нормативно-технической документацией.
Неисправность вследствие изнашивания и/или старения — неисправность вследствие отказа, вероятность появления которого возрастает с течением времени, что является результатом процессов, происходящих внутри объекта.
Оперативное обслуживание устройств РЗА — действия оперативного персонала объекта электроэнергетики с устройствами РЗА при срабатывании, неисправности, переключениях по выводу из работы (вводу в работу) устройства РЗА или изменении режима работы устройств РЗА, осмотр.
Оперативный персонал — работники субъектов электроэнергетики (производителей и потребителей электрической энергии), уполномоченные ими при осуществлении оперативно-технологического управления на осуществление в установленном порядке действий по изменению технологического режима работы и эксплуатационного состояния линий электропередачи, оборудования и устройств с правом непосредственного воздействия на органы управления оборудования и устройств релейной защиты и автоматики при осуществлении оперативно-технологического управления, в том числе с использованием средств дистанционного управления, на принадлежащих таким субъектам электроэнергетики (потребителям электрической энергии) на праве собственности или ином законном основании объектах электроэнергетики (энергопринимающих установок) либо в установленных законодательством случаях — на объектах электроэнергетики и энергопринимающих установках, принадлежащих третьим лицам, а также координации указанных действий.
Основное оборудование — высоковольтное оборудование, принимающее непосредственное участие в производстве, преобразовании и распределении электроэнергии.
Отказ — событие, заключающееся в нарушении работоспособного состояния объекта.
Паспорт-протокол — документ, предназначенный для учета результатов технического обслуживания устройства РЗА во время эксплуатации, начиная с наладки и приемочных испытаний при новом включении.
Примечание: Паспорт — протокол устройства РЗА состоит из следующих документов:

  • формуляра регистрации изменения уставок;
  • формуляра регистрации исполнительных схем и сведений об их изменениях;
  • формуляра регистрации результатов технического обслуживания;
  • протокола проверки устройства РЗА при новом включении;
  • протоколов проверки при последующих технических обслуживаниях.

Периодическое техническое обслуживание — плановое техническое обслуживание, выполняемое с установленной в эксплуатационной документации периодичностью технического обслуживания.
Предельное состояние — состояние изделия, при котором его дальнейшая эксплуатация недопустима или нецелесообразна по причинам опасности, экономическим или экологическим.
Профилактическое техническое обслуживание — техническое обслуживание, выполняемое через определенные временные интервалы или в соответствии с заранее установленными критериями и направленное на предупреждение отказа или ухудшения функционирования объекта технической эксплуатации.
Присоединение — электрическая цепь (электрическое оборудование и шины) одного назначения, наименования и напряжения, присоединенная к шинам РУ, синхронного компенсатора, щита, сборки и находящаяся в переделах подстанции. Электрические цепи разного напряжения одного силового трансформатора (независимо от числа обмоток) считаются одним присоединением. В схемах многоугольников, полуторных и т.п. схемах к присоединению линии, трансформатора относятся все коммутационные аппараты и шины, посредством которых эта линия или трансформатор присоединены к РУ.
Работоспособное состояние — состояние объекта, при котором значения всех параметров, характеризующих способность выполнять заданные функции, соответствуют требованиям нормативно-технической и (или) конструкторской (проектной) документации (п. 3.14 [3]).
Регистраторы аварийных событий и процессов — устройства, регистрирующие аварийные события и процессы в энергосистеме (регистраторы аварийных событий, регистраторы системы мониторинга переходных процессов, устройства определения места повреждения).
Ремонтный комплект (новый термин) — набор устройств, комплектов, блоков, реле и элементов, используемый при выполнении вида периодического технического обслуживания «для продления срока службы» устройств РЗА (п. 6.1.1.8 [3]).
Реконструкция — комплекс работ на действующих объектах электрических сетей (линиях электропередачи, подстанциях, распределительных и переключательных пунктах, технологически необходимых зданиях) по их переустройству (строительству взамен) в целях повышения технического уровня, улучшения технико-экономических показателей объекта, условий труда и охраны окружающей среды; замена эксплуатируемого оборудования на конструктивно измененное.
Релейная защита и автоматика — релейная защита, сетевая автоматика, противоаварийная автоматика, режимная автоматика, регистраторы аварийных событий и процессов, технологическая автоматика объектов электроэнергетики.
Сменный элемент (МП РЗА) (новый термин) — печатная плата, блок определенного функционального назначения в составе конструкции терминала МП устройства РЗА (входные аналого-цифровые преобразователи, процессор-«материнская плата», блок питания и т.п.), конструктивно выполненные с использованием специальных разъемов, позволяющих снять определенный элемент при его неисправности или повреждении для замены его аналогичным элементом.
Срок службы — заявленный заводом срок эксплуатации устройства от его ввода в работу до перехода в предельное состояние.
Субъект электроэнергетики — экономические субъекты, осуществляющие деятельность в сфере электроэнергетики, в том числе производство электрической и тепловой энергии, поставки (продажу) электрической энергии, энергоснабжение потребителей, предоставление услуг по передаче электрической энергии, оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике, сбыт электрической энергии, организацию купли-продажи электрической энергии.
Техническое перевооружение — комплекс работ на действующих объектах электрических сетей (линиях электропередачи, подстанциях, распределительных и переключательных пунктах, технологически необходимых зданиях) по повышению их технико-экономического уровня, состоящий в замене морально и физически устаревшего оборудования и конструкций новыми, более совершенными, механизации работ и внедрении автоматизированных систем управления и контроля и других современных средств управления производственным процессом объекта при сохранении основных строительных решений в пределах ранее выделенных участков (на старой площадке).
Техническое состояние — совокупность подверженных изменению в процессе производства или эксплуатации свойств объекта, характеризуемая в определенный момент времени признаками, установленными технической документацией на этот объект.
Вид технического состояния — категория технического состояния, характеризуемая соответствием или несоответствием качества объекта определенным техническим требованиям, установленным технической документацией на этот объект.
Примечание:
1. Различают виды технического состояния: исправность и неисправность, работоспособность и неработоспособность, правильное функционирование и неправильное функционирование.
2. Под функционированием объекта следует понимать выполнение предписанного объекту алгоритма функционирования при применении объекта по назначению.
Устройство РЗА — техническое устройство (аппарат, терминал, блок, шкаф, панель) и его цепи, реализующие заданные функции РЗА и обслуживаемые (оперативно и технически) как единое целое.
Примечание:
1. Электромеханические устройства РЗА (новый термин) — устройства РЗА, в которых для реализации заданных функций используется электромеханическая конструкция, основанная на электромагнитном, индукционном или магнитоэлектрическом принципах работы.
2. Микроэлектронные устройства РЗА (новый термин) — устройства РЗА, в которых для реализации заданных функций в схеме (конструкции) используются полупроводниковые элементы: интегральные микросхемы, диоды, транзисторы и другие полупроводниковые изделия.
3. Микропроцессорные устройства РЗА (новый термин) — устройства РЗА, в которых для реализации заданных функций используются интеллектуальные программируемые устройства, выполненные на микропроцессорной элементной базе.
Фактический средний срок службы (устройств РЗА) (новый термин) — фактический срок службы (в количестве лет), полученный на основании результатов статистического анализа продолжительного опыта эксплуатации устройств РЗА.
Эксплуатирующая организация — юридическое лицо независимо от его организационно-правовой формы, владеющее и использующее объект электроэнергетики на праве оперативного управления, хозяйственного ведения, аренды или иных законных основаниях.
Электромагнитная обстановка — совокупность электромагнитных явлений, процессов в заданной области пространства, в частотном и временном диапазонах.
Электромагнитная совместимость технических средств — способность ТС функционировать с заданным качеством в заданной электромагнитной обстановке и не создавать недопустимых электромагнитных помех другим ТС.
Энергообъект — совокупность электроустановок, зданий и сооружений, функционально связанных друг с другом и территориально приближенных.

4 Обозначения и сокращения

АЦП — аналого-цифровой преобразователь
ВЧ аппаратура — высокочастотная аппаратура
ДЗО — дочерние и зависимые общества ПАО «Россети»
МП РЗА — микропроцессорные устройства РЗА
МЭ РЗА — микроэлектронные устройства РЗА
ПАО — публичное акционерное общество
ПС — электрическая подстанция
РАС — регистратор аварийных событий
РЗА — релейная защита и автоматика
РУ — распределительное устройство
ЭМ РЗА — электромеханические устройства РЗА
ЭМО — электромагнитная обстановка
ЭМСТС — электромагнитная совместимость технических средств

Что является характерным признаком разъединителя

Рис. 2. Повреждение полозов токоприемника Т-5

Рис. 1. Повреждение токоприемника электровоза ЧС2К

Рис. 3. Изгиб полоза токоприемника 10РР после удара

шиниста в журнале ТУ-152, выявили удар по переднему по ходу движения полозу с разрушением одной угольной вставки (рис. 2). Второй полоз токоприемника Т-5 имел повышенное выкрашивание угольных вставок.

В другом случае на электровозе ЧС2К удар по полозу привел к его деформации и местному изгибу металлокерамической накладки, что в пути следования вызывало колебания контактного провода и его повышенный износ об острые края накладок (рис. 3).

Порядок осмотра токоприемников при производстве ТО-2 должен быть отражен в технологических картах и процессах, используемых в сервисных (ранее — ремонтных) депо. Как правило, первоначально техническое состояние токоприемника определяют при его подъеме и опускании вручную. Данная проверка позволяет убедиться в отсутствии заеданий в шарнирных соединениях рам токоприемника, а также в свободном, без заеданий, перемещении каретки. Затем осматривают все детали и узлы токоприемника. Характерным признаком возможной неисправности является изменение привычного цвета деталей и узлов.

Необходимо чистыми техническими салфетками удалить пыль и влагу с опорных изоляторов токоприемника во избежание их возможных перекрытий электрической дугой. При проведении ТО-2 разрешено оставлять изоляторы со сколами, не превышающими 20 % пути возможного перекрытия электрической дугой. Элемент со следами перекрытия необходимо протереть салфеткой, смоченной в бензине, до полного удаления следов переброса и покрыть поверхность электроизоляционным лаком типа ГФ-92ХК.

На электровозах серии ЧС существуют несколько типов опорных изоляторов. О том, насколько надежно они прикреплены к промежуточной раме, судят по отсутствию следов ослабления болтов и вертикальному перемещению изолятора внутри металлического хомута (рис. 4). Необходимо также проверить состояние резиновой прокладки между рамой и опорной плитой (рис. 5).

Одновременно с протиркой пыли на изоляторах крышевого оборудования следует убедиться в их исправности, плотном креплении шин и шунтов, хорошем состоянии контактов разъединителей и заземлителей. Гибкие соединения разрешается оставлять в эксплуатации при обрыве жил в сечении не более чем на 20 % (рис. 6). Шунты, перемычки и другие неизолированные соединения не должны касаться корпуса электровоза. Трещины и изломы в жестких перемычках не допускаются. Изоляция проводников должна быть сухой и чистой, без признаков расслоения, перетирания и других механических повреждений.

Болтовые соединения всех электрических проводников должны быть плотно затянуты и снабжены пружинными шайбами или другими стопорящими деталями. В случае слабого крепления возможен перегрев контактного соединения с последующим выплавлением олова из наконечника подводящего силового кабеля (рис. 7): капли олова четко видны на крыше электровоза ЧС2 под болтовым соединением.

Сейчас на все наконечники и кабели надеты полихлорвинило-вые втулки, что не позволяет объективно оценивать качество пайки и находить оборванные жилы кабеля. На рис. 7 видно, как изменился цвет части трубки на наконечнике от повышенной температуры. Чтобы предотвратить неисправность, вызванную повышенной температурой, на болтовые соединения крышевого оборудования необходимо наносить термоиндикаторную эмаль и смазку. Потеки смазки и изменение цвета будут указывать на нагрев болтового соединения.

В зимнее время обязательно проверяют статическую характеристику токоприемников. Для проверки характеристик необходимо использовать поверенный динамометр со шкалой измерения на 20 кгс (рис. 8).

При текущем ремонте ТР-1 тщательно осматривают токоприемники и проверяют их работу без разборки узлов. Очищают от грязи трубы, валы, пружины, шарниры, гибкие шунты и изоляторы. Оценивают их техническое состояние, чтобы определить дальнейший объем ремонта. Убеждаются на слух, что нет утечек сжатого воздуха в подводящих шлангах и цилиндре пневматического привода токоприемника.

Если при осмотре замечены признаки неисправности изоляторов токоприемника, то необходимо замерить сопротивление изоляции. Когда оно оказывается меньше 5 МОм, измеряют по отдельности сопротивление изоляции каждого изолятора. В приведенном случае изолятор бракуют при сопротивлении изоляции

Трансформаторные подстанции высочайшего качества

При напряженности электрического поля, превосходящей предел электрической прочности диэлектрика, наступает пробой. Пробой представляет собой процесс разрушения диэлектрика, в результате чего диэлектрик теряет электроизоляционные свойства в месте пробоя.
Величину напряжения, при котором происходит пробой диэлектрика, называют пробивным напряжением , а соответствующее значение напряженности электрического поля называется электрической прочностью диэлектрика .
Для равномерного электрического поля электрическая прочность (пробивная напряженность) диэлектрика определяется по формуле

где d — толщина диэлектрика в месте пробоя, м.
Пробой газообразных диэлектриков см. раздел.
Пробой жидких диэлектриков — явление сложное, что объясняется сложным составом жидких диэлектриков и сильным влиянием загрязнений на развитие пробоя. На рис. 5-13 показана зависимость изменения электрической прочности трансформаторного масла от содержания влаги. Наиболее резкое снижение электрической прочности жидких диэлектриков вызывает эмульсионная вода. С повышением температуры эмульсионная вода переходит в растворенную; при этом жидкий диэлектрик становится более однородным и электрическая прочность его повышается.
Другие загрязнения (волокна, смолистые вещества и др.) подобно воде понижают электрическую прочность жидких диэлектриков.
Чистота поверхности электродов оказывает существенное влияние на электрическую прочность жидких диэлектриков.
Большая продолжительность воздействия электрического поля на жидкий диэлектрик вызывает резкое снижение пробивного напряжения (рис. 5-14).
Конфигурация электрического поля и полярность электродов также вызывают изменение пробивных характеристик жидких диэлектриков (рис. 5-15 и 5-16).
Пробивное напряжение жидких диэлектриков повышается с увеличением давления (рис. 5-17). Зависимость пробивного напряжения от давления заметно уменьшается с повышением степени очистки электроизоляционных жидкостей, что указывает на большое влияние газообразных примесей.
При импульсных воздействиях напряжения на слой жидкого диэлектрика зависимости пробивного напряжения от давления практически не наблюдается. С увеличением плотности жидкого диэлектрика его электрическая прочность линейно возрастает.
Влияние температуры на пробивные характеристики жидких диэлектриков различно в зависимости от их химического состава и степени загрязнения примесями. Заметные изменения электрической прочности с температурой наблюдаются у электроизоляционных жидкостей сложного химического состава, особенно при наличии в них загрязнений (влага, газы и др.). По мере приближения к температуре кипения электрическая прочность жидких диэлектриков резко понижается.
Наибольший практический интерес представляют теории, посвященные процессам пробоя технических электроизоляционных жидкостей. В большинстве этих теорий (авторы Н. Н. Семенов и А. Ф. Вальтер, Эдлер и др.) пробой жидких диэлектриков рассматривается как тепловой процесс, в результате которого в слое жидкого диэлектрика образуются газовые или паровые каналы. Паровая и газовая фазы в жидком диэлектрике возникают при нагреве его токами проводимости, повышенные значения которых наблюдаются в наиболее загрязненных частях диэлектрика. При критических значениях напряженности электрического поля в газовых и паровых каналах начинает развиваться процесс ударной ионизации газа, завершающийся пробоем.
Пробой твердых диэлектриков представляет собой или чисто электрический процесс (электрическая форма пробоя), или тепловой процесс (тепловая форма пробоя). В основе электрического пробоя лежат явления, в результате которых в твердых диэлектриках имеет место лавинное возрастание электронного тока, подобно тому как это наблюдается в процессе ударной ионизации в газообразных диэлектриках.

Характерными признаками электрического пробоя твердых диэлектриков являются:
1. Независимость или очень слабая зависимость электрической прочности диэлектрика от температуры и длительности приложенного напряжения (до с).
2. Электрическая прочность твердого диэлектрика в однородном поле не зависит от толщины диэлектрика (до толщин см).
3. Электрическая прочность твердых диэлектриков находится в сравнительно узких пределах: В/см; причем она больше, чем при тепловой форме пробоя.
4. Перед пробоем ток в твердом диэлектрике увеличивается по экспоненциальному закону, а непосредственно перед наступлением пробоя наблюдается скачкообразное возрастание тока.
5. При наличии неоднородного поля электрический пробой происходит в месте наибольшей напряженности поля (краевой эффект).

Тепловой пробой имеет место при повышенной проводимости твердых диэлектриков и больших диэлектрических потерях, а также при подогреве диэлектрика посторонними источниками тепла или при плохом теплоотводе. Процесс теплового пробоя твердого диэлектрика состоит в следующем. Вследствие неоднородности состава отдельные части объема диэлектрика обладают повышенной проводимостью. Они представляют собой тонкие каналы, проходящие через всю толщину диэлектрика. Вследствие повышенной плотности тока в одном из таких каналов будут выделяться значительные количества тепла. Это повлечет за собой еще большее нарастание тока вследствие резкого уменьшения сопротивления этого участка в диэлектрике. Процесс нарастания тепла будет продолжаться до тех пор, пока не произойдет тепловое разрушение материала (расплавление, науглероживание) по всей его толщине — по ослабленному месту.

Характерными признаками теплового пробоя твердых диэлектриков являются:
1. Пробой наблюдается в месте наихудшего теплоотвода от диэлектрика в окружающую среду.
2. Пробивное напряжение диэлектрика снижается с повышением температуры окружающей среды (рис. 5-18).
3. Пробивное напряжение снижается с увеличением длительности приложенного напряжения (рис. 5-19).
4. Электрическая прочность уменьшается с увеличением толщины диэлектрика.
5. Электрическая прочность твердого диэлектрика уменьшается с ростом частоты приложенного переменного напряжения.
При пробое твердых диэлектриков часто наблюдаются случаи, когда до определенной температуры имеет место электрический пробой, а затем в связи с дополнительным нагревом диэлектрика наступает процесс теплового пробоя диэлектрика (рис. 5-20).
Аналогичный переход электрической формы пробоя в тепловую происходит в зависимости от времени выдержки твердого диэлектрика под напряжением.
Согласно выводам теории теплового пробоя твердых диэлектриков (В. А. Фок, Н. Н. Семенов) можно подсчитать величину пробивного напряжения для простых электроизоляционных конструкций (пластины) по формулам
а) для постоянного напряжения

б) для переменного напряжения

где — функция величины,

— коэффициент теплоотдачи в окружающую среду; — коэффициент теплопроводности электродов, Дж/(с м °С); — коэффициент теплопроводности диэлектрика Дж/(с м °С); h — половина толщины диэлектрика, м; — толщина электрода, м; а — постоянная, характеризующая рост проводимости диэлектрика с температурой; — диэлектрическая проницаемость твердого диэлектрика (при температуре окружающей среды); — тангенс угла диэлектрических потерь твердого диэлектрика (при температуре окружающей среды); f — частота, Гц.
По известным значениям вычисляют величину с и, воспользовавшись графиком (рис. 5-21), находят .
При неограниченном возрастании с величина стремится к пределу, равному 0,66.

Рис. 5-13. Изменение электрической прочности трансформаторного масла от содержания в нем воды.

Рис. 5-14. Зависимость пробивного напряжения жидкого диэлектрика от времени воздействия на него электрического поля.

Рис. 5-15. Зависимость пробивного напряжения трансформаторного масла от расстояния между электродами.1 — плоскость против шара диаметром 125 мм; 2 — плоскость против острия.

Рис. 5-16. То же, что рис. 5-15, но для постоянного напряжения. Электроды острие — плоскость: 1 — острие отрицательное; 2 — острие положительное.

Рис. 5-17. Зависимость пробивного напряжения трансформаторного масла от давления при 50 Гц.1-невакуумированное масло; 2-вакуумированное масло.

Рис. 5-18. Зависимость пробивного напряжения твердого диэлектрика от температуры (при тепловом пробое).

Рис. 5-19. Зависимость пробивного напряжения твердого диэлектрика от длительности приложенного напряжения (при тепловом пробое).

Рис. 5-20. Зависимость пробивного напряжения от температуры для электротехнического фарфора (а — точка перехода к тепловому пробою).

Рис. 5-21. Значения функции. К расчету пробивного напряжения твердого диэлектрика при тепловом пробое (по В. А. Фоку).

Добавить комментарий

Ваш адрес email не будет опубликован. Обязательные поля помечены *