Mpk-prometey.ru

МПК Прометей
6 просмотров
Рейтинг статьи
1 звезда2 звезды3 звезды4 звезды5 звезд
Загрузка...

Этапы ремонта ТО масляных выключателей (операции — фото операций)

Этапы ремонта ТО масляных выключателей (операции — фото операций)

Этапы ремонта ТО масляных выключателей (операции — фото операций)

Капитальный ремонт масляного выключателя ВМГ-10/630 1. Произведен осмотр ВМГ-10 -подтеки масла с прокладок нижних крышек -подтеки масла с масляного буфера -низкий уровень масла МВ -подтекание маслоуказателей ВМГ-10.

2. Измерение полного сопротивления токопроводов

3. Разбор масляного выключателя 6-10кв — удален контактный стержень от полюса выключателя

— снят проходной изолятор ВМГ — снята нижняя крышка масляного выключателя — вынуты изоляционные цилиндры и дугогасительная камера

— разобрана дугогасительная камера, сняты гибкие связи, ламели

— разбор проходного изолятора — разбор подвижного контакта

— разбор масляного буфера — частичная замена крепежных элементов (наличие трещин и изломов шайб, наличие повреждений граней и углов на головках болтов и гаек) — полная замена резиновых деталей

— частичная замена уплотнительных прокладок маслоуказателей — частичная замена деталей (уплотняющих прокладок) из гетинакса и бакелита

4. Ремонтные работы на высоковольтном выключателе. — промывка трансформаторным маслом дугогасительной камеры, зачистка мелкой шкуркой дутьевых каналов — зачистка и промывка контактного стержня — зачистка и промыка проходного изолятора — зачистка и промывка бензином ламелей — зачистка и промывка опорного изолятора 5. Сборка и регулировка — сборка дугогасительной камеры — смазка выступающей части картонной манжеты дугогасительной камеры — сбока розеточного контакта — установка бакелитового цилиндра в бак полюса — крепеж нижней крышки — осмотр заполненого маслом бака на предмет утечки масла — сборка проходного изолятора и установка на полюс — установка контактного стержня — проверка отсутствия заеданий и чрезмерного заедания контактного стержня путем опускания с высоты 300мм под действием собственной массы — регулировка контактного стержня — установка гибкой связи на контактной колодке — регулировка зазоров между верхними торцами болтов изолятора и нижней поверхностью колодки — измерение полного сопротивления токопроводов (должно быть не более 75мкОм) — установка полюсов в ячейку — регулировка зазора между роликом рычага и болт- упором (в пределах 0,5- 1,5мм) — измерение уровня масла — доливка масла — замер пробивного напряжения трансформаторного масла (64кВ) — сборка масляного буфера — проверка полного хода контактного стержня — проверка одновременности замыкания контактов и собственное время включения и отключения выключателя

3.1. Выключатели

Выключатели высокого напряжения служат для коммутации электриче­ских цепей во всех эксплуатационных режимах: включения и отключе­ния токов нагрузки, токов намагничивания трансформаторов, зарядных токов линий и шин, отключения токов к.з. Каждый из режимов работы имеет свои особенности, определяемые параметрами электрической це­пи, в которой установлен выключатель. Тяжелым режимом работы является отключение тока к.з., когда выключатель подвергается воз­действию значительных электродинамических усилий и высоких темпе­ратур. Отключение сравнительно малых токов намагничивания и за­рядных токов линий имеет свои особенности, связанные с возникнове­нием опасных перенапряжений, утяжеляющих работу выключателей.

Требования, предъявляемые к выключателям во всех режимах ра­боты:

1) надежное отключение любых токов в пределах номинальных значений;

2) быстродействие при отключении, т. е. гашение дуги в возможно меньший промежуток времени, что вызывается необходимостью сохра­нения устойчивости параллельной работы станций при к.з.;

3) пригодность для автоматического повторного включения после отключения электрической цепи защитой;

4) взрыво- и пожаробезопасность;

5) удобство обслуживания.

На подстанциях применяются выключатели разных типов и кон­струкций. В них заложены различные принципы гашения дуги и исполь­зуются различные дугогасящие среды (трансформаторное масло, сжатый воздух, элегаз, твердые газогенерирующие материалы и т. д.). Однако преимущественное распространение получили масляные ба­ковые выключатели с большим объемом масла, маломасляные выклю­чатели с малым объемом масла и воздушные выключатели.

Основными конструктивными частями выключателей всех типов являются: токоведущие и контактные системы с дугогасительными устройствами, изоляционные конструкции, корпуса и вспомогательные элементы (газоотводы, предохранительные клапаны, указатели положе­ния и т. д.), передаточные механизмы и приводы.

Термограммы дефектов

Повышенный нагревДефект нижнего каскада КС-220 (вытекло масло в течение 1 года)Дефект нижнего каскада КС-220 (фаза слева

Масляные выключатели

При ИК-контроле масляных выключателей проверяется состояние контактной системы выключателя, верхней части маслонаполненного ввода, встроенных трансформаторов тока и устройств подогрева бака. Оценка контактов дугогасительных камер (ДК) производится на основании измерения температур нагрева поверхностей бака выключателя в зоне расположения камер. На ранней стадии развития дефекта в ДК, бак выключателя будет выглядеть светлее, нежели баки остальных фаз. Аварийные перегревы контактов ДК характеризуются появлением на поверхности баков масляных выключателей локальных тепловых «пятен». При получении неудовлетворительных результатов тепловизионного контроля контактов дугогасительных камер требуется произвести внеочередное измерение переходного сопротивления всей токоведущей цепи каждого полюса выключателя и в зависимости от его значения произвести ревизию ДК или установить учащённую периодичность ИК-контроля.

Возможные дефекты масляных выключателей:

  • нагрев внешних контактных соединений крепления шлейфов к вводам МВ;
  • перегревы контактов дугогасящей камеры;
  • нагрев ПИНа у ввода;
  • нарушение в работе системы подогрева бака;
  • пониженный уровень масла во вводах;
  • ухудшение изоляционных характеристик масла (бак более нагрет по сравнению с соседними фазами).

У маломасляных выключателей (серии ВМТ) на напряжения 110-220 кВ внутри колонок имеются подвижные и неподвижные контакты, роликовые токосъёмы и другие узлы с болтовыми соединениями. Со временем происходит ослабление крепления болтов, что вызывает нагрев (например, между подвижным и неподвижным контактами), который может быть виден только с одной стороны выключателя. Такой дефект легко пропустить, поэтому осмотр ВМТ надо проводить со всех сторон.

Применение тепловизионного обследования для выявления дефектов высоковольтных маслонаполненных вводов выключателей под рабочим напряжением позволяет не только выявить вводы, для которых требуется учащённый контроль, но и обнаружить вводы имеющие скрытые дефекты, которые невозможно выявить традиционными методами испытаний. В последнее время все чаще выявляются дефекты, связанные с нарушением заземления измерительного вывода ввода МВ, что может привести к его повреждению. В начальной стадии развития этого дефекта виден нагрев крышки измерительного вывода, который может быть выявлен тепловизором, а затем появляется видимый визуально дуговой разряд.

По результатам обследования, можно выполнить расчёт значения тангенса угла диэлектрических потерь основной изоляции ввода (располагая соответствующей методикой), не проводя высоковольтных измерений мостом Р5026. Полученные результаты являются достаточно точными.

Термограммы дефектов

Нарушение в работе системы обогреваНарушение в работе системы обогреваПониженный уровень масла во вводе 110 кВ
Нагрев верхней части бакаНагрев ПИНаПониженный уровень масла во вводе (справа)
Нагрев верхней части бакаНагрев верхней части головки ввода
Читайте так же:
Ремонт масляного выключателя нормы

Особенности техобслуживания трансформаторов

Перед началом мониторинга электроустановки нужно осмотреть все необходимые для этого инструменты. Блок камеры, которая поверяется, должен быть выключен на щитке. Чтобы не допустить опасности, вешается табличка, гласящая о том, что работают люди. Разряжаются конденсаторы выпрямителей, открывается дверь камеры. В контактах не должно быть напряжения. Проверяют это с помощью специальных индикаторов. Далее производят тщательный осмотр всего электрооборудования.

Если во время проверки будет обнаружен гул, щелчки, потрескивание, то агрегат необходимо срочно выключить и проверить закрепление наружных элементов. Масломерное стекло осматривают на предмет его целостности. Проверяется качество масла и его количество. Все изоляторы очищают и проверяют на целостность обмотки. Полученные результаты следует вносить в паспорт трансформатора.

Что включают в себя проверки и испытания высоковольтных выключателей

Рассмотрим пункты, по которым проводится проверка выключателей:

  1. визуальный осмотр устройства на отсутствие дефектов и повреждений;
  2. проверка состояния изоляции на целостность и соответствие нормам;
  3. измерение сопротивления изоляции при постоянном токе;
  4. замер сопротивления обмоток и контактов выключателя и сравнение полученных данных с теми показателями, которые указаны в документации к устройству;
  5. испытание при повышенном напряжении на протяжении 1 минуты;
  6. контроль хода подвижных контактов выключателя;
  7. измерение соответствия всех фактических параметров заявленным производителем в документации к устройству;
  8. измерение минимального времени, которое требуется для срабатывания выключателя;
  9. измерение минимального напряжения, которое требуется для срабатывания электромагнита в выключателе;
  10. оценка нагрева рабочих контактов методом тепловизионного контроля.

«СтандартСервис» — проверка и испытания высоковольтных выключателей

Большинство испытаний проводят по несколько раз для получения точных результатов. Все данные исследований вносят в нормативный документ, который хранится на предприятии. Испытания высоковольтных выключателей должна проводить специализированная электролаборатория, которая имеет патент на выдачу юридических документов.

Наша высоковольтная электролаборатория «СтандартСервис» имеет всё необходимое техническое оснащение для проведения измерений и испытаний высоковольтных выключателей.

  • Тестирование состояния изоляции подвижных элементов и обмоток электромагнитов.
  • Проверка на пробой изоляции опор и корпуса; обмоток и вторичных цепей путем пропускания тока повышенного напряжения.
  • Контроль соблюдения нормировки заводских деталей и узлов (измерение сопротивления при постоянном токе).
  • Контроль хода контактов (время действия подвижных частей).
  • Тестирование характеристик приводов по паспортной документации.
  • Замеры минимального напряжения отключения и срабатывания на переменном и постоянном токе.
  • Оценка нагрева токоведущих частей, дугогасительных и рабочих контактов электромагнитов отключения.

Некоторые виды испытаний высоковольтных выключателей и диагностики производятся путем многочисленных опробований при номинальном напряжении. Испытания необходимо проводить не реже одного раза в 8 лет (капремонты) и раз в 4 года между ремонтами.

Для безаварийной работы высоковольтных выключателей важность соблюдения сроков испытаний трудно переоценить.

имеет все необходимое оборудование для проведения испытаний выключателей любых типов, наши профессионалы проведут все необходимые замеры и предъявят все нужные заключения, которые заверят печатями. С нами вы можете быть спокойны за работоспособность любого элемента электросети на вашем предприятии.

Обслуживание масляных и сухих трансформаторов

ТО трансформаторов проводится по установленным нормам ГОСТ и ПТЭ.

Масляных трансформаторы обслуживаются следующим образом:

Ремонт масляных выключателей

При наружном осмотре проверяют действительное положение каждого выключателя по показанию его сигнального устройства и соответствие этого положения изображенному на оперативной схеме. Проверяют состояние поверхности фарфоровых покрышек вводов, изоляторов и тяг, целость мембран предохранительных клапанов и отсутствие выброса масла из газоотводов, отсутствие следов просачивания масла через сварные швы, разъемы и краны. На слух определяют отсутствие треска и шума внутри выключателя. По цвету термопленок или показаний тепловизоров устанавливают температуру контактных соединений. Обращают внимание на уровень масла в баках и соответствие его температурным отметкам на шкалах маслоуказателей.
При значительном понижении уровня или ухода масла из бака принимают меры, препятствующие отключению выключателя тока нагрузки и тем более тока короткого замыкания. Для этого отключают автоматические выключатели (снимают предохранитель) на обоих полюсах цепи электромагнита отключения. Затем создают схему, при которой электрическая цепь с неуправляемым выключателем отключается другим выключателем, например шиносоединительным или обходным.
В зимнее время при температуре окружающего воздуха ниже -25 °С условия гашения дуги в масляных выключателях резко ухудшаются из-за повышения вязкости масла и уменьшения в связи с этим скорости движения подвижных частей. Для улучшения условий работы масляных выключателей при длительном (более суток) понижении температуры должен включаться электроподогрев, отключение которого производится при температуре выше -20 °С.
На скорость и надежность работы выключателей большое влияние оказывает четкая работа их приводов при возможных в эксплуатации отклонениях напряжения от номинального в сети оперативного тока. При пониженном напряжении усилие, развиваемое электромагнитом отключения, может оказаться недостаточным и выключатель окажется в отключенном состоянии. При пониженном напряжении в силовых цепях привод может не полностью включить выключатель, что особенно опасно при его работе в цикле АПВ. При повышенном напряжении электромагниты могут развивать чрезмерно большие усилия, которые могут привести к поломкам деталей привода и сбоям в работе запирающего механизма. Для предупреждения отказов в работе приводов их действие периодически проверяют при напряжении 0,8 и 1,15 Uном. Если выключатель оборудован АПВ, опробование на отключение целесообразно производить от защиты с включением от АПВ. При отказе в отключении выключатель должен немедленно выводиться в ремонт.

Капитальный ремонт.

Капитальный ремонт масляных выключателей производится в соответствии с инструкциями заводов-изготовителей и эксплуатационными инструкциями по ремонту выключателей. Весь объем ремонтных работ выполняют, как правило, на месте установки выключателя. Лишь отдельные виды работ (ремонт вводов, встроенных трансформаторов тока и др.) могут выполняться в мастерских предприятия.
Выключатель У-220 состоит из трех отдельных полюсов. Несущей конструкцией полюса служит бак 4, на крышке которого установлены маслонаполненные вводы 7, коробка приводного механизма 10 с пружинным и масляным буфером для поглощения энергии движущихся частей при включении и отключении выключателя, газопровод и предохранительный клапан для защиты бака от чрезмерного повышения давления при отключении выключателем мощных токов КЗ, встроенных трансформаторов тока 9. В самой нижней точке днища бака имеется маслосливная труба с краном, под днищем — устройства для электроподогрева масла 3, включаемые при низких температурах окружающего воздуха. Внутренняя поверхность бака покрыта тремя изоляционными слоями древесно-волокнистого пластика, защищенного от обгорания фибровыми листами. В нижней части бака расположен овальный люк. Каждый полюс выключателя имеет свой привод. Дугогасительные устройства 6 представляют собой камеры многократного разрыва с шунтирующими резисторами. Контакты камер имеют металлокерамические покрытия.

Капитальный ремонт начинают с подготовки выключателя к разборке. Для этого выключатель осматривают снаружи, проводят несколько операций включения и отключения. Затем испытывают вводы: измеряют сопротивление изоляции, а также тангенс угла диэлектрических потерь, испытывают масло из вводов и измеряют сопротивление изоляции вторичных обмоток трансформаторов тока. После проведения испытаний и измерений из выключателя сливают масло и приступают к его очистке.
Разборку выключателя выполняют в следующей последовательности. Ремонтный персонал вскрывает крышки люков, влезает внутрь бака и демонтирует шунтирующие резисторы и дугогасительные камеры. Затем в зависимости от результатов проведенных испытаний с выключателя снимают все или часть вводов и трансформаторов тока, которые отправляют в мастерскую для ремонта. Снятые дугогасительные камеры разбирают полностью, а все детали их тщательно осматривают. При осмотре и ремонте отдельных деталей и узлов руководствуются техническими требованиями на их дефектацию и ремонт.
Бакелитовые цилиндры дугогасительных камер могут иметь царапины, задиры и обугленные поверхности. Эти дефекты устраняют. Отремонтированные цилиндры не должны иметь трещин и расслоений, а также срывов ниток резьбы более чем на один виток. Указанные дефекты невозможно устранить в ходе ремонта, поэтому при их наличии цилиндры заменяют новыми.
Нижний контакт дугогасительной камеры может иметь вмятины, раковины, наплывы металла и выгорания. Эти дефекты устраняют опиливанием, зачисткой и обработкой на токарном станке. По требованиям дефектации углубления на контакте должны составлять не более 0,5 мм. Если углубление на контакте окажется больше допустимого, контакт заменяют новым.
Когда все детали дугогасительных камер будут отремонтированы и пройдут дефектацию, приступают к сборке камер. Сборку контролируют при помощи шаблонов с точностью до 0,5 мм. После сборки измеряют сопротивление постоянному току токоведущего контура каждой камеры, которое должно быть не более 1300 мкОм.
Одновременно с ремонтом дугогасительных камер вскрывают коробки приводных механизмов полюсов выключателя, проверяют состояние всех рычагов, буферных устройств, правильность работы указателей положения полюсов, разбирают и чистят маслоуказатели, ремонтируют приводы. Все механизмы приводов тщательно осматривают, проверяют отсутствие люфтов в шарнирных соединениях, удаляют грязь, ржавчину, старую смазку и наносят новую смазку. Для смазки трущихся частей приводных механизмов употребляют незамерзающую смазку марки ЦИАТИМ-221, Суперконт, Экстраконт и др.

Читайте так же:
Мощный выключатель постоянного тока

Общая сборка выключателя проводится в обратной последовательности.
После установки дугогасительных камер на место приступают к регулировке выключателя и его привода. Прежде всего проверяют и регулируют установку камер с таким расчетом, чтобы центры нижних контактов камер находились против центров контактов траверсы. Проверяют полный ход штанг камер, который должен быть (101 ±2) мм. Затем включают выключатель и с помощью специального шаблона, поставляемого заводом, проверяют положение звеньев запирающего механизма. Оси плоских рычагов запирающего механизма (рис. 2) не должны находиться на одной прямой, так как это «мертвое» положение, при котором перемещение рычагов становится невозможным. Оси рычагов должны занимать то положение, которое было установлено на заводе, т. е. при наложении шаблона <5ось 3 должна находиться на расстоянии не более 2 мм от выступа шаблона. Только при этом условии возможны надежное запирание привода во включенном положении и четкое действие при отключении выключателя.
После этого устанавливают необходимый ход траверсы (800 мм) и с помощью ламп, включенных по схеме, приведенной на рис. 3, проверяют «одновременность замыкания контактов полюса. Для этого с помощью домкрата доводят траверсу до соприкосновения ее контактов с контактами камер. При этом, как правило, загорается одна из ламп. Положения траверсы отмечают карандашом на штанге и в направляющем устройстве. Затем измеряют расстояние между отметками, которое должно быть не более 2 мм. По аналогичной схеме проверяют «одновременность» замыкания контакта каждой камеры. Разница в ходе контактов допускается до 1 мм.
При регулировке выключателя в приводе проверяют зазоры между отдельными звеньями его механизма, работу вспомогательных контактов и действие механизма свободного расцепления привода при включенном положении выключателя и в момент замыкания его контактов, состояние изоляции вторичных цепей вместе с электромагнитами включения и отключения. Сопротивление изоляции должно быть не менее 1 МОм.
По окончании регулировки проводят испытание выключателя вместе с приводом. При этом измеряют время включения и отключения выключателя при различных уровнях напряжения на зажимах электромагнитов. Схема измерений при помощи электросекундомера. На время измерений шунтирующие резисторы должны быть отсоединены от дугогасительных камер. В момент подачи ключом КУ команды на включение выключателя автоматически включается и электросекундомер, который при касании контактов выключателя шунтируется ими и останавливается.
Далее определяют скорости включения и отключения выключателя при различных уровнях напряжения на зажимах привода. Показания снимают дважды: когда баки выключателя не залиты маслом и после заливки масла. В качестве отметчика времени используют виброграф. К его обмотке подводят переменное напряжение 12 В промышленной частоты, благодаря чему колебания якоря с карандашом повторяются через 0,01 с. Колебания якоря записывают на бумажной ленте, прикрепляемой к тяге выключателя или к какой-нибудь другой движущейся части, имеющей достаточно большой ход и не обладающей заметным люфтом относительно траверсы.

Виброграф включают одновременно с подачей импульса на включение или отключение выключателя. Полученную графическую запись движения, называемую виброграммой, расшифровывают. Для этого виброграмму разбивают на участки и на каждом из них подсчитывают среднюю скорость движения по формуле Ucр = S/t, где S — длина участка, м; t — время движения на участке, с. Время движения на участке определяют по числу периодов колебаний якоря вибрографа.

Полученные таким образом значения средних скоростей относятся к определенным участкам движения контактов. На этих участках выбирают точки, расположенные посередине, и по ним строят график зависимости скорости движения контактов выключателя от их пути (виброграмму).

Во время ремонта до заливки масла в выключателе измеряют сопротивление его внутрибаковой изоляции. Измерение производят мегомметром напряжением 2500 В с помощью электродов, прикладываемых к поверхности изоляционной конструкции. Значение сопротивления изоляции для выключателей на напряжение 220 кВ должно быть не менее 3000 МОм. Если значение сопротивления изоляции меньше указанного, изоляцию подвергают сушке.
Для сдачи выключателя в эксплуатацию после капитального ремонта заполняют ведомость (акт) его технического состояния. В ведомости сравниваются результаты проведенных измерений и испытаний с паспортными данными.

Ремонт масляного выключателя дипломная работа

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

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

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

Читайте так же:
Legrand розетки выключатели монтаж

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

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

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

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

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

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

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

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

1.ХАРАКТЕРИСТИКА ПРОИЗВОДСТВЕННО-ХОЗЯЙСТВЕННОЙ

ДЕЯТЕЛЬНОСТИ НГДУ «ЯМАШНЕФТЬ»

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

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

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

1.1.Внешнее электроснабжение НГДУ «Ямашнефть».

Характеристика ПС №88, ПС №173.

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

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

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

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

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

1.2.Анализ аварийности и состояния релейной защиты

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

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

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

В наладку входят:

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

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

Читайте так же:
Электронасос дренажный погружной с поплавковым выключателем

2. ВНЕДРЕНИЕ МИКРОПРОЦЕССОРНЫХ ЗАЩИТ

2.1. Назначение МПЗ

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

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

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

Основные функции МПЗ:

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

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

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

-защита минимального напряжения (ЗМН);

-логическая защита шин 6-10 кВ (ЛЗШ);

-защита от перенапряжения (ЗПН).

-автоматическое включение резерва (АВР);

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

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

-неисправность БМРЗ или выключателя;

-другие по заказу.

Максимальная токовая защита (МТЗ)

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

Защита от однофазных замыканий на землю (ОЗЗ)

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

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

Автоматическое повторное включение (АПВ)

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

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

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

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

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

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

-БМРЗ-ВЛ – для воздушных линий;

-БМРЗ-КЛ – для кабельных линий;

-БМРЗ-СВ – для секционных выключателей;

-БМРЗ-ВВ – для выключателей вводов;

-БМРЗ-ТР – для трансформаторов;

-БМРЗ-ДА – для асинхронных двигателей;

-БМРЗ-ПС – для пунктов секционирования.

Основные параметры и размеры:

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

Габаритные размеры БМРЗ не более 355x195x300 мм.

Масса БМРЗ без упаковки не более 9 кг.

Нормальными климатическими условиями считаются:

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

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

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

-относительная влажность — от 45 до 80 %;

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

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

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

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

Обслуживание и ремонт магнитных пускателей

Магнитные пускатели, как это следует из названия, задумывались как коммутационное устройство для пуска электродвигателей. Поэтому и количество силовых полюсов у этих аппаратов почти всегда равно трем – по числу фаз сети. Пускатели зачастую комплектуются тепловыми реле перегрузки и корпусом с кнопками «пуск» и «стоп».

Но пускатель получился очень удобной и функциональной вещью. Широкий спектр номинальных токов, малые габариты и возможность автономной установки вне всякого распредустройства или щита привели к тому, что магнитные пускатели стали широко применять в быту для включения в сеть различных мощных электроприемников, например, нагревательных котлов.

Как и любое другое электротехническое устройство, магнитный пускатель периодически тоже нуждается в ремонте и техническом обслуживании.

Электрический щит с автоматическими выключателями и магнитными пускателями

Как устроен магнитный пускатель?

В общем случае, это, как минимум, катушка из тонкого провода в лаковой изоляции, размещенная в одном пластиковом корпусе с контактами. Контакты, как это водится, делятся на подвижные, соединенные механически с подпружиненным сердечником катушки, и неподвижные, стационарно размещенные в верхней части корпуса.

При этом для пускателей, рассчитанных на ток от 20 ампер можно явно различить силовые пары контактов в количестве три пары, и пары контактов вспомогательных цепей управления, рассчитанных на слабые токи. Количество слаботочных контактов практически неограниченно, тем более, что для многих пускателей возможно приобрести дополнительные контактные приставки, позволяющие собирать на пускателях очень сложные схемы.

Контакты (в узком смысле). Совокупность контактных частей, движущихся друг относительно друга при включении или отключении цепи.

Подобная конструкция обеспечивает пускателю не особенно высокую степень защиты от внешних воздействий – на уровне IP00-IP30. При необходимости добиться большей степени защиты придется воспользоваться пускателями в дополнительном защитном кожухе, зачастую оборудованном собственными кнопками для пуска, останова и возврата теплового реле при наличии такового.

Устройство магнитного пускателя

Рис. 1. Устройство магнитного пускателя ПМЛ:

1 — основание из термостойкой пластмассы, 2 — неподвижная часть магнитопровода, 3 — подвижная часть магнитопровода, 4 — электромагнитная катушка управления, 5 — контактные зажимы, 6 — металлическая платформа (для пускателей номиналом свыше 25 А) 7 — траверса с подвижными контактами, 8 — крепежный винт, 9 — возвратная пружина, 10 — алюминиевые кольца, 11 — неподвижный контакт, 12 — зажим с насечкой для фиксации проводников.

Контактная часть. Проводник, предназначенный для осуществления контакта с другим проводником.

Программа технического обслуживания магнитных пускателей проста и включает в себя следующие пункты:

1. Внешний осмотр на предмет повреждений и сколов корпуса, а также удаление загрязнений (причем не только с поверхности корпуса, но и с поверхности сердечника электромагнита). Сколы и повреждения корпуса возникают не только вследствие ударов и падений, но и по причине длительного воздействия вибраций, обусловленных работой изношенной сети переменного тока и браком в монтаже пускателя, а также его собственными дефектами.

Если повреждения корпуса привели к тому, что пускатель невозможно надежно закрепить, или его контакты не могут свободно замыкаться/размыкаться, то иного выхода, чем замена корпуса или пускателя, просто не остается.

Отдельное внимание следует уделить проверке наличия всех деталей и частей пускателя. Например, подвижная контактная пластина вместе со своей поджимающей пружинкой может запросто «потеряться» — потребуется новая.

Магнитный пускатель2. Ревизия механической части. Проверке подвергается рабочая пружина, обеспечивающая разрыв контактов. Она должна быть достаточно жесткой, витки не должны сблизиться. Проверяется ход якоря пускателя относительно корпуса: необходимо, чтобы отсутствовали всякие заклинивания и затруднения при движении.

Проверка хода осуществляется замыканием контактов «от руки». При наличии механических заклиниваний можно прибегнуть к смазке или шлифовке трущихся частей.

3. Зачистка контактов – мера, от которой лучше воздержаться при проведении технического обслуживания исправных магнитных пускателей.

Высокопроводящий слой подвижных и неподвижных контактов относительно тонок, поэтому, если при каждом обслуживании тереть по нему надфилем, то пускатель очень скоро выйдет из строя. Напильничек потребуется лишь в том случае, если на контактах имеются явные следы нагара или оплавления. А наждачная бумага для зачистки контактов исключается категорически.

При замыкании все контакты пускателя должны прилегать друг другу плотно по всей поверхности, без смещений и наклонов, наличие которых говорит о необходимости регулировки механической части.

4. Если пускатель содержит в составе корпуса металлические детали, или находится в металлическом кожухе, то необходимо убедиться в отсутствии цепи между этими частями, подлежащими заземлению, и силовыми контактами. Для всех пускателей в целом необходимо проверить отсутствие замыканий между отдельными силовыми полюсами. На бытовом уровне для этих целей достаточно воспользоваться обычным мультиметром. На производстве используется мегомметр, а сопротивление изоляции нормируется – не менее 0,5 Мом.

5. Тщательному осмотру подвергается катушка пускателя. Трещины на каркасе, повреждения, нагар и оплавление изоляции – все это верные признаки существенных проблем. Катушку с такими признаками лучше заменить.

Конечно, обычно определить межвитковое короткое замыкание в катушке можно только в процессе эксплуатации по косвенным признакам, таким как повышенный гул при работе пускателя. Тем не менее, если систематически проверять активное сопротивление провода катушки, можно заметить существенное и резкое его уменьшение. Этот признак достаточно красноречиво говорит о неисправности катушки, которую теоретически можно перемотать, а на практике проще заменить.

Магнитный пускатель6. Однако повышенный гул при работе пускателя может быть вызван и некоторыми другими причинами помимо дефектов самой катушки. Например, может возникнуть перекос при ее установке, возможен недостаточный уровень напряжения в сети, бывает подобрана слишком сильная возвратная пружина.

Все эти факторы приводят к тому, что якорь при замыкании недостаточно плотно прилегает к сердечнику. Следствием будет больший ток катушки из-за меньшего ее индуктивного сопротивления (отсюда и гул), а также подгорание силовых контактов.

Проверить плотность прилегания поверхностей магнитопроводов сердечника и якоря можно при помощи обыкновенного тонкого чистого листка бумаги, прокладываемого между этими деталями. Соприкасаться должно не менее 70 процентов поверхности – тогда контакт будет надежным.

7. При наличии теплового реле перегрузки должна проверяться его уставка. На промышленных предприятиях это делают с помощью специальных испытательных стендов. К сожалению, на бытовом уровне прогрузить и проверить реле практически невозможно. Для этого можно сдать реле в специальную лабораторию, или, в крайнем случае, испытать его при помощи известной нагрузки большего номинала.

Ремонт магнитного пускателя производится по результатам технического обслуживания и сводится, обычно, к замене деталей и узлов, не подлежащих восстановлению и регулировке. Таковыми запчастями могут быть: катушка, отдельные контакты и даже контактная группа в целом, детали корпуса, пружины, винты и зажимные пластины.

голоса
Рейтинг статьи
Ссылка на основную публикацию
Adblock
detector