Министерство Путей Сообщения Российской Федерации Уральский Государственный Университет Путей Сообщения Факультет Электромеханический Кафедра Электроснабжение транспорта КУРСОВОЙ ПРОЕКТ Эксплуатация опорной тяговой подстанции постоянного тока 100400.47.КР.05ПЗ Выполнил: ст.гр. Э-519 Гребнев А.С. Проверил: Неугодников Ю.П. Екатеринбург 2003 2 Содержание Введение………………………………………………………………………………………..5 Исходные данные……………………………………………………………………………..7 1 Выбор методов оперативно-технического обслуживания, составление годового и месячного плана-графика технического обслуживания и ремонта……………………8 1.1 Характеристика и выбор методов оперативно-технического обслуживания тяговой подстанции. Определение штата тяговой подстанции……………………………..8 1.2 Разработка схемы и выбор оборудования РУ-220кВ опорной тяговой подстанции…..9 1.3 Составление годового плана-графика технического обслуживания и ремонта оборудования РУ-220кВ на 2004 год………………………………………………………….12 1.4 Составление месячного плана-графика технического обслуживания и ремонта оборудования РУ-220кВ на 2004 год………………………………………………………….13 2 Техническое обслуживание и ремонт преобразовательного агрегата ПВЭ-3М……14 2.1 Разработка схемы подключения ПВЭ-3М………………………………………………..14 2.2 Конструктивное исполнение, основные параметры ПВЭ-3М…………………………..16 2.3 Осмотр и текущий ремонт ПВЭ-3М………………………………………………………17 2.4 Профилактические испытания ПВЭ-3М в процессе текущей эксплуатации…………..21 2.5 Капитальный ремонт ПВЭ-3М…………………………………………………………….30 2.6 Профилактические испытания ПВЭ-3М после капитального ремонта…………………31 3 Техническое обслуживание и ремонт трансформатора напряжения НКФ-220…….32 3.1 Разработка схемы подключения НКФ-220………………………………………………..32 3.2 Конструктивное исполнение, основные параметры НКФ-220…………………………..32 3.3 Осмотр и текущий ремонт НКФ-220………………………………………………………36 3.4 Профилактические испытания НКФ-220 в процессе текущей эксплуатации…………..38 3.5 Капитальный ремонт НКФ-220…………………………………………………………….40 3.6 Профилактические испытания НКФ-220 после капитального ремонта…………………44 3.7 Особенности эксплуатации НКФ-220……………………………………………………..46 4 Техника безопасности при выполнении технического обслуживания и ремонта НКФ-220 и ПВЭ-3М…………………………………………………………………………….48 4.1 Организационные и технические мероприятия на тяговой подстанции…………………48 3 4.2 Разработка технологической карты и оформление наряда-допуска при выводе в ремонт ПВЭ-3М………………………………………………………………………………….53 4.3 Разработка технологической карты и оформление наряда-допуска при выводе в ремонт НКФ-220…………………………………………………………………………………54 Заключение……………………………………………………………………………………...56 Список использованных источников………………………………………………………..57 Приложение 1 СГЭС РУ-220кВ опорной тяговой подстанции постоянного тока……..58 Приложение 2 Годовой план-график технического обслуживания и ремонта оборудования РУ-220кВ на 2004 год………………………………………………………….59 Приложение 3 Месячный план-график технического обслуживания и ремонта оборудования РУ-220кВ на 2004 год………………………………………………………….60 Приложение 4 Наряд-допуск на производство работ на ПВЭ-3М……………………….61 Приложение 5 Наряд-допуск на производство работ на НКФ-220……………………….62 4 Реферат В данной курсовой работе всего: стр. 62, рис. 16, табл. 36, прил.5, использованных источников 11 назв. ЭКСПЛУАТАЦИЯ, ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ, ОСМОТР, ТЕКУЩИЙ РЕМОНТ, ПРОФИЛАКТИЧЕСКИЕ ИСПЫТАНИЯ, КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ, РЕМОНТНО-РЕВИЗИОННЫЙ УЧАСТОК, ЭЛЕКТРОМЕХАНИЧЕСКИЕ МАСТЕРСКИЕ, МЕТОДЫ ОПЕРАТИВНО-ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ ТЯГОВЫХ ПОДСТАНЦИЙ, ШТАТ ОБСЛУЖИВАЮЩЕГО ПЕРСОНАЛА ТЯГОВОЙ ПОДСТАНЦИИ, ВЫПРЯМИТЕЛЬНЫЙ ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЬ, ТРАНСФОРМАТОР НАПРЯЖЕНИЯ, ГОДОВОЙ ПЛАН-ГРАФИК, МЕСЯЧНЫЙ ПЛАН-ГРАФИК, ТИПОВЫЕ НОРМЫ ВРЕМЕНИ В работе рассмотрена тупиковая тяговая подстанция постоянного тока, для которой выбирается метод оперативно-технического обслуживания и определяется штат сотрудников. Особое внимание уделено РУ-220кВ, для которого разрабатывается схема, выбирается оборудование и составляется годовой и месячный план-график технического обслуживания и ремонта. Подробно рассмотрено конструктивное исполнение, ТО и Р двух типов оборудования: преобразовательного агрегата ПВЭ-3М и трансформатора напряжения НКФ-220. При эксплуатации тяговой подстанции важную роль играет техника безопасности. С этой целью разрабатывается технологическая карта и оформляется наряд-допуск при выводе в ремонт вышеуказанного оборудования. Для изучения этих вопросов необходимо воспользоваться нормативно-справочной литературой. 5 Введение Электрифицированная железная дорога является потребителем первой категории, нарушение электроснабжения которого может принести значительный ущерб народному хозяйству. Одним из основных элементов системы электроснабжения электрифицированных железных дорог являются тяговые и трансформаторные подстанции. Они осуществляют преобразование не только из одного уровня напряжения другой (тяговые подстанции переменного тока), но и из одного рода тока в другой (тяговые подстанции постоянного тока). Назначение тяговых подстанций — электроснабжение тяговых (электровозы, электропоезда), нетяговых железнодорожных (линии СЦБ, депо, вокзал и т. д.), а также районных (заводы, фабрики, сельхозпредприятия, жилые здания и т. д.) потребителей. По последним данным 2003 года в эксплуатации на сети железных дорог России находится 1382 тяговых подстанций (965 постоянного тока 417 переменного тока). От их безотказной работы зависит электроснабжение 42 300 км электрифицированных линий (49,5 % от общей протяженности железных дорог), которые выполняют 82,3 % грузооборота железнодорожного транспорта. Проектирование тяговых подстанций (ТП) — это сложная и ответственная задача, которая должна решаться в соответствии с действующими нормами и правилами, а также с применением современного электротехнического оборудования. Большое внимание уделяется эксплуатации, обслуживанию ТП. При эксплуатации распределительных устройств тяговых подстанций и постов секционирования следует руководствоваться Правилами технической эксплуатации электроустановок потребителей и правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей . При эксплуатации и техническом обслуживании оборудования и аппаратуры тяговых подстанций и постов секционирования необходимо соблюдать периодичность плановых ревизий и ремонтов. При эксплуатации трансформаторов, масляных выключателей, полупроводниковых преобразователей, быстродействующих выключателей, и другого оборудования следует также руководствоваться заводскими инструкциями и техническими нормами. Только при соблюдении всех правил, норм, своевременного технического обслуживания, качественного капитального ремонта и соблюдения всех норм при проведении испытаний можно гарантировать качественное, надежное и бесперебойное электроснабжение всех потребителей, в том числе и железнодорожных. Обслуживание тяговых подстанций организуют так, чтобы обеспечивалось выполнение следующих требований: бесперебойность работы, надежность, экономичность, поддержание требуемых показателей качества электрической энергии. Бесперебойность — это наиболее полное удовлетворение тяговых и нетяговых потребителей электрической энергией. Нарушение бесперебойности электроснабжения может произойти при возникновении различных аварийных ситуаций, вследствие недостаточного резерва мощности, дефицита электрической энергии и др. Надежность — способность тяговой подстанции обеспечивать бесперебойность электроснабжения при соответствующих уровнях напряжения в тяговой сети и нагрузках, определяемых мощностью установленного оборудования и техническими условиями, в течение заданного промежутка времени. Надежность обеспечивается четкой работой обслуживающего персонала, своевременным ремонтом оборудования, соблюдением правильных режимов работы оборудования и т. д. Экономичность — эффективное использование всех элементов системы электроснабжения и доведение суммарных ежегодных расходов на переработку электрической энергии до оптимального значения. Особое внимание следует уделять комплексу мероприятий, направленных на уменьшение потерь электрической энергии в тяговой сети и в оборудовании подстанций. 6 Поддержание нормального качества электрической энергии сводится к обеспечению ее показателей в соответствии с установленными нормами. Задачами курсовой работы являются: ознакомление с методами оперативно-технического обслуживания ТП; составление годового и месячного плана-графика технического обслуживания и ремонта (ТО и Р) РУ-220 кВ; подробное рассмотрение конструктивного исполнения, ТО и Р преобразователя ПВЭ-3М и трансформатора напряжения НКФ-220; выяснение правил техники безопасности при выполнении ТО и Р оборудования ТП (разработка технологической карты и оформление наряда-допуска). 7 Исходные данные Исходные данные на курсовой проект представлены в таблице И.1. Таблица И.1 – Исходные данные на курсовой проект Тип тяговой подстанции Род тока Уровень питающего напряжения тяговой подстанции Тип РУ для составления годового и месячного плана-графика Срок действия РУ после пуска в эксплуатацию Тип, место установки оборудования для ТО и Р - первое оборудование - второе оборудование Тип преобразователя, схема выпрямления Количество вводов РУ для ТО и Р опорная постоянный 220 кВ РУ-220кВ 10 лет ПВЭ-3М / РУ-10кВ НКФ-220 / РУ-220кВ ПВЭ-3М / 6ПМ 4 8 1 Выбор методов оперативно-технического обслуживания, составление годового и месячного плана-графика технического обслуживания и ремонта 1.1 Характеристика и выбор методов оперативно-технического обслуживания тяговой подстанции. Определение штата тяговой подстанции Оперативное обслуживание тяговых подстанций осуществляется следующими методами: 1. с дежурством на тяговой подстанции: - дежурство в два лица; - дежурство в одно лицо; 2. без дежурства на тяговой подстанции: - с дежурством на дому; - без дежурства персонала на тяговой подстанции. Обслуживание с круглосуточным дежурством в два лица в смену. Такой метод применяют, как правило, на опорных тяговых подстанциях с первичным напряжением 220 кВ с большими районными нагрузками, а также на опорных подстанциях напряжением 35—110 кВ, обеспечивающих электроснабжение ответственных районных потребителей. Обслуживание с круглосуточным дежурством в одно лицо в смену. На одиночное дежурство переводятся такие подстанции, на которых исключена ошибочность операций с разъединителями (наличие блокировок от неправильных операций с разъединителями, приводов для дистанционного управления разъединителями, ограждений всех токоведущих частей в соответствии с правилами техники безопасности). Метод применим на тяговых подстанциях с выпрямительно-инверторными преобразователями и на опорных тяговых подстанциях 110кВ. Обслуживание с дежурством на дому. При таком методе обслуживания электромеханик в течение одной части рабочего времени находится на подстанции, а другой части — дома без права ухода, так как при аварийной ситуации или по указанию диспетчера он обязан прибыть на подстанцию. Метод применим на остальных тяговых подстанциях с обязательной автоматизацией оборудования и с пультом сигнализации на дому у электромеханика. Обслуживание без дежурного персонала на тяговой подстанции. Непременным условием перевода тяговой подстанции на обслуживание без дежурного персонала является наличие системы телемеханизации с управлением энергодиспетчером и вызова начальника тяговой подстанции или старшего электромеханика на подстанцию в аварийных ситуациях. Методы технического обслуживания: 1. комплексный; 2. кустовой; 3. централизованный. Комплексный метод технического обслуживания. Работа по ТР и КР осуществляется силами бригад ТП и специальными бригадами РРУ по единому графику поочередно на каждой ТП. Метод предусматривает рациональную последовательность выполнения работ одновременно на одном присоединении, либо одном РУ несколькими бригадами. Штат эксплуатационного персонала обычный в зависимости от метода оперативного обслуживания ТП (см. таблицу 1.1). Кустовой метод технического обслуживания. Объединение двух - пяти ТП под руководством одного начальника. Ремонтный персонал привлекается к работам на всех ТП “куста”. На каждой ТП, входящей в “куст” остается эксплуатационный персонал не более 2-3 человек. Комплексная бригада для “куста” из двух – пяти тяговых подстанций состоит из 510 человек под руководством одного начальника головной тяговой подстанции. Общий штат 9 “куста” составляет 13-17 человек, трудовые затраты на одну ТП составляют 8-10 тыс. челчасов в год. Централизованный метод технического обслуживания. Объединение бригад РРУ и бригад “куста” ТП на время плановых работ, управление бригадами производится из одного центра РРУ. Все работы в зависимости от периодичности их выполнения объединены в комплексы по видам ремонта, они выполняются по специальному графику, составленному на 6 лет. Ремонт приборов, аппаратуры и отдельных узлов выполняется в РРУ или ремонтных мастерских дистанции. На ТП персонал выполняет осмотры и ПИ, в результате которых вышедшее из строя оборудование заменяют резервным, а неисправное оборудование отправляют в РРУ и электромеханические мастерские. Штат на ТП такой же, как при кустовом методе (2-3 человека). Трудовые затраты на одну ТП составляют 6-8 тыс. чел.-часов в год, т.е. уменьшаются, а объемы работ в РРУ увеличиваются. Таблица 1.1 - Численность и штат обслуживающего персонала тяговой подстанции в зависимости от метода оперативного обслуживания Круглосуточное дежурство Должность 1. Начальник ТП 2. Старший электромеханик 3. Электромеханик 4. Электромонтеры 5. Уборщица Итого В 2 лица В 1 лицо 1 1 9 2-3 1 14-15 1 1 4 2-3 1 9-10 Без дежурства на ТП ДежурОперативноство на ремонтным дому персоналом 1 1 1 1 3 2 2-3 1-2 1 1 8-9 6-7 Эффективность методов технического обслуживания. Комплексный метод. Сокращение числа отключений оборудования, повышение производительности труда и качества работы. Кустовой метод. Сокращение штата и повышение производительности труда. Централизованный метод. Сокращение штата, повышение производительности, труда и качества выполняемой работы. Имея в курсовой работе опорную тяговую подстанцию постоянного тока с уровнем первичного напряжения 220 кВ, принимаем метод оперативного обслуживания – с дежурством на ТП в два лица. Зададимся комплексным методом технического обслуживания. В соответствии с таблицей 1.1 штат обслуживающего персонала ТП примем 14-15 человек. 1.2 Разработка схемы и выбор оборудования РУ–220 кВ опорной тяговой подстанции Схемы распределительных устройств определяются местоположением тяговой подстанции в системе внешнего электроснабжения, а также тем, с какой целью cооружается РУ, т. е. предназначается ли оно для питания на этом напряжении только понижающих трансформаторов и преобразователей, снабжающих энергией э. п. с., или же одновременно используется для питания нетяговых потребителей, ВЛ и трансформаторов района. Схема распределительного устройства 220 кВ опорной тяговой подстанции. Для опорных тяговых подстанций 220 кВ, имеющих не более пяти вводов, используют типовую схему РУ с одной рабочей, секционированной выключателем, и обходной системами сборных шин. 10 Схема РУ с одной рабочей, секционированной выключателем, и обходной системами сборных шин (приложение 1) образована рабочей системой шин, состоящей из двух секций, параллельно которым располагается обходная система шин. Взаимное расположение всех шин и коммутационных аппаратов соответствует расположению их на плане подстанции. Параллельное расположение секций рабочей системы шин дает возможность при развитии подстанции легко наращивать число вводов до допустимого, а при необходимости — перемонтировать в РУ с двумя рабочими и обходной системами сборных шин. Вводы подстанции под нечетными номерами подводят напряжение к первой, а под четными — ко второй секциям шин. Например, к вводу № 1 напряжение подводится по цепочке: линейный разъединитель 4, выключатель 6 и шинный разъединитель 7 ввода. Секции шин могут работать раздельно и совместно. В последнем случае их соединяют секционным выключателем 6, оборудованным устройствами защиты. Выключатель присоединяется к секциям шин с помощью шинных разъединителей 7 первой и 24 второй секций шин. Понижающие трансформаторы 13 тяговой подстанции переменного тока, а также преобразовательные трансформаторы подстанций постоянного тока подсоединяют к секциям рабочей системы шин. Одну половину трансформаторов, если число их четное, присоединяют к первой, а другую — ко второй секции. Трансформаторы присоединяют через выключатели 6, шинные разъединители 7 и линейные разъединители 4 ячеек трансформаторов. Тем самым обеспечивается возможность осмотра или ремонта выключателя 6 при работе трансформатора. Трансформаторы тока 9, встроенные в понижающие трансформаторы 13, используются для питания их релейных защит. На входе вводов включены заградительные реакторы 15, конденсатор связи 16 с заземляющим разъединителем 18 и высокочастотный приемо-передатчик 17. Нейтрали обмоток высшего напряжения трансформаторов соединены с землей через ОПН, шунтированный разъединителем 10. Трансформатор 12 используется в схемах релейных защит, от замыканий на землю; трансформаторы подстанций, питающихся от ВЛ 220 кВ, как правило, работают при глухозаземленной нейтрали (разъединитель 10 включен). Обходная система сборных шин позволяет с помощью обходного разъединителя каждого присоединения заменить на время (заместить) обходным выключателем 6 выключатель любого присоединения при его осмотре или ремонте. Например, вывести в ремонт выключатель 6 понижающего трансформатора можно следующим образом. Собирают схему обходного выключателя, т. е. включают его шинные разъединители 7’ первой секции шин и обходной 4, после чего включают сам обходной выключатель 6. В результате этого обходная шина ставится под напряжение, равное напряжению на первой секции, и появляется возможность включить обходной разъединитель понижающего трансформатора. Включив его, можно отключить выключатель трансформатора и разобрать его схему. После наложения заземления можно приступить к осмотру и ремонту выключателя трансформатора 13. Энергия же к трансформатору от первой секции шин будет продолжать поступать через разъединитель 7', выключатель 6, разъединитель 4 обходного выключателя, обходные шины, обходной разъединитель 3 трансформатора 13. Соответственно при необходимости осмотра выключателя 6 ввода №1 аналогичным образом собирают схему обходного выключателя, включают сам выключатель, обходной разъединитель 3 ввода №1, после чего отключают выключатель ввода №1 и разбирают его схему. Энергия по вводу №1 на первую секцию шин продолжает поступать через обходной разъединитель 3 ввода №1, обходные шины, разъединитель 4, выключатель 6 и разъединитель 7' обходного выключателя: С помощью обходной системы шин может быть собрана также схема плавки гололеда на фазных проводах и грозозащитных тросах ВЛ. Необходимость в этом может возникнуть внезапно, когда на подстанции нет дежурного персонала, поэтому обходные разъединители 3 вводов ВЛ и фидера плавки гололеда 1 оборудуют моторными приводами, включаемыми по телеуправлению. Фидер плавки гололеда получает питание от РУ 10, 27,5 или 35 кВ. В простейшем варианте плавка гололеда на фазных проводах ВЛ (например, ввода №1) осуществляется следующим образом. По телеуправлению отключается выключатель 6 и включается обходной разъединитель 3 ввода № 1, а также разъединитель 1 фидера плавки гололеда. На соседней подстанции ВЛ через обходные разъединители также присоединяются к обходным 11 шинам, которые в свою очередь соединяются с землей и друг с другом закорачивающим разъединителем, аналогичным разъединителю 2 (Приложение 1). После этого включается выключатель фидера плавки гололеда, и плавка начинается. Для контроля напряжения на входных шинах к одной из них подключен однофазный трансформатор 22. Контроль напряжения на секциях рабочей системы шин осуществляется с помощью трансформаторов напряжения 21, присоединяемых к ним разъединителями 19. Вследствие высокой надежности трансформаторов напряжения никаких защитных коммутационных аппаратов в их цепи не ставят. ОПН 20 служит для защиты от атмосферных перенапряжений всех присоединений секции шин. По требованию энергосистемы для улучшения коэффициента мощности может быть предусмотрена установка батареи статических конденсаторов 25 и 27, включаемых между каждой фазой рабочей системы шин и землей — нерегулируемая трехфазная поперечная компенсация на стороне 220 кВ. Батарея подключается выключателем 6 через линейный разъединитель 4 и шинные 7' и 7" на ту или другую секцию главных шин. Для контроля напряжения батареи конденсаторов и снятия остаточного заряда после ее отключения параллельно секциям включены трансформаторы напряжения 26 и 28, а для контроля тока — трансформаторы тока 29. Для обеспечения требований техники безопасности при проведении осмотров и ремонта оборудования применены разъединители с заземляющими ножами — одним или двумя. Для обеспечения надежной работы аппаратов и токоведущих частей в электроустановках необходимо правильно выбрать их по условиям длительной работы в нормальном режиме и кратковременной работе в режиме К.З. В длительном режиме надежная работа обеспечивается правильным выбором по номинальным току и напряжению: UУСТ ≤ UН, (1.1) IРМ ≤ IН, (1.2) где UУСТ — номинальное напряжение установки, кВ; UН — номинальное напряжение аппарата, кВ; I РМ — максимальный рабочий ток присоединения, где устанавливается выбираемый аппарат, А; IН — номинальный ток аппарата, А. В данной работе оборудование выбирается только по условию (1.1). Сведем все оборудование в таблицу 1.2. Таблица 1.2 Оборудование РУ-220 кВ № п.п. 1 2 3 4 5 6 Наименование оборудования Проводники Изоляторы Выключатели (тип привода) Разъединители Трансформаторы тока - встроенные в понижающий трансформатор; - остальные Трансформаторы напряжения - обходная система шин; - шины РУ питающего напряжения Тип оборудования АС-300 ПФ-6А ВМТ-220Б-20/1000 УХЛ1 (ППрК1800) РНДЗ.1(2)-220/1000 У1 ТВТ-220 У2 ТФЗМ-220 БУ1 Один однофазный трехобмоточный ТН НКФ-220-58 У1 Три однофазных трехобмоточных ТН НКФ-220-58 У1 12 7 8 Ограничители перенапряжений - шины опорной ТП и участок присоединения трансформатора; - нейтраль понижающего трансформатора Силовой понижающий трансформатор ОПН-220 УХЛ1 2×ОПН-110 УХЛ1 ТДТН-25000/220 1.3 Составление годового плана-графика технического обслуживания и ремонта оборудования РУ–220 кВ на 2004 год Годовой план-график включает в себя: - текущий ремонт; - испытания в процессе эксплуатации; - капитальный ремонт; - испытания после капитального ремонта. Текущий ремонт. Обеспечивает поддержание оборудования в работоспособном состоянии в период гарантированных сроков до очередного планового ремонта. В объем текущего ремонта входят ревизия оборудования, устранение несоответствий требованиям действующих правил и инструкций, отклонение от норм состояния и оборудования. Для проведения текущего ремонта оборудование отключается и выводится из работы. Испытания в процессе эксплуатации. Выполняют для выявления скрытых дефектов оборудования путем выполнения измерений. Из анализа полученных результатов измерений путем сравнения с допустимыми нормами определяют необходимость внеочередного ремонта. Испытания выполняют так же при текущем и капитальном ремонте. Капитальный ремонт. Выполняют с целью полного восстановления первоначального технического уровня оборудования. При капитальном ремонте оборудование вскрывают полностью или частично. Проводят усталостные испытания, замеряют или ремонтируют поврежденные детали, одновременно выполняя все виды работ входящие в текущий ремонт и профилактические испытания. Все работы при капитальном ремонте принимаются по акту, который подписывают начальник подстанции или специальная комиссия ЭЧ. После капитального ремонта оборудование должно проработать не менее 24 часов. При составлении плана-графика необходимо знать периодичность ТО и Р, т.к. некоторые виды работ могут не попасть на этот год. Приведем пример составления годового плана-графика РУ-220 кВ для масляных выключателей. Их число равно девяти (4 - ячейки вводов, 2 – ячейки понижающих трансформаторов, 1 – ячейка обходного выключателя, 1 - ячейка секционного выключателя, 1 – ячейка поперечной емкостной компенсации). Текущий ремонт (ТР) выполняется 1 раз в 2 года, ПИ – 1 раз в 4 года, КР и ПИ после КР – 1 раз в 8 лет. Т.к. ТП находится в эксплуатации 10 лет, то на 2004 год попадает только ТР. Из справочной литературы берем норму времени на ТР, равную 3,5 чел.-час. Данные работы производит бригада МХ РРУ, следовательно, общие затраты бригады составят 31,5 чел.-час. Эти работы равномерно распределим на 3 месяца. Аналогично составляется годовой план-график для другого оборудования РУ. В результате для проведения всех работ в РУ – 220 кВ в 2004 году за июнь месяц необходимо три бригады ЭЧЭ по 4 человека, бригада РЗ РРУ - 2 человека и бригада МХ РРУ – 2 человека. Годовой план-график представлен в приложении 2. 13 1.4 Составление месячного плана-графика технического обслуживания и ремонта оборудования РУ – 220 кВ на 2004 год Месячный план – график составляется на основе годового плана–графика для самого загруженного месяца (июнь – 146,0 чел.-час.). Правильность составления оценивается по его реализуемости. При составлении плана – графика необходимо учитывать следующее: - количество часов выполнения работ для данного типа оборудования; - отключаемое в ремонт оборудование не должно привести к потере питания потребителей; - необходимо учитывать выходные, праздничные, предпраздничные дни, день охраны труда. Перед составлением плана – графика необходимо сформировать бригады ЭЧЭ и РРУ, их количество и состав (см. подраздел 1.3). При отключении оборудования и выполнения работ необходимо максимально сочетать совместную работу бригад ЭЧЭ и РРУ. Работы необходимо планировать так, чтобы было минимальное количество отключения оборудования. При составлении плана учитывать метод оперативного и технического обслуживания (см. подраздел 1.1). Необходимо четко разделять какие виды работ ППР выполняются бригадами ЭЧЭ, а какие – РРУ. В работе ТР и ПИ шин и разъединителей выполняют бригады ЭЧЭ, а ТР и ПИ остального оборудования – бригады РЗ и МХ РРУ. Рассмотрим подробнее, какие работы и когда выполняют бригады ЭЧЭ и РРУ: 1. Осмотры оборудования ТП – ежедневно; 2. ТР сборных шин (800 п.м. – первая секция шин) – 1-8 июня, исключая выходные 6, 7 число, работы выполняет бригада ЭЧЭ; 3. ТР масляных выключателей (3шт.) – 1-3 июня, работы выполняет бригада МХ РРУ; 4. ТР трансформаторов напряжения (7 шт.) – 1-4 июня, работы выполняет бригада РЗ РРУ; 5. ТР трансформаторов тока (42 шт.) - 1-8 июня, исключая выходные - 6, 7 число, работы выполняет бригада РЗ РРУ; 6. ТР разъединителей (10 шт.) – 1-4 июня, работы выполняет бригада ЭЧЭ. 7. ТР и ПИ в процессе текущей эксплуатации сначала одного, а затем другого понижающего трансформатора – 4, 5 июня – первый трансформатор; 9, 10 июня - первый трансформатор, работы выполняет бригада МХ РРУ; В результате все работы в РУ – 10 кВ произведены в течение десяти дней. Далее можно направить бригады ЭЧЭ и РРУ в другие распредустройства ТП. Месячный план-график представлен в приложении 3. 14 2 Техническое обслуживание и ремонт преобразовательного агрегата ПВЭ-3М 2.1 Разработка схемы подключения ПВЭ-3М В этом подразделе необходимо нарисовать эксплуатационную схему той части тяговой подстанции, коммутационные аппараты которой участвуют в переключениях. Отличие такой схемы от СГЭС (см. подраздел 1.2) состоит в том, что, если на СГЭС все аппараты показаны в отключенном положении, то на эксплуатационной схеме все нормально включенные аппараты показываются включенными, а нормально отключенные — отключенными. На схеме указывается тип оборудования (Гостовское обозначение и эксплуатационное обозначение). Условные обозначения на эксплуатационных схемах включенных и отключенных коммутационных аппаратов, принятые на Свердловской железной дороге, приведены в таблице 2.1. Таблица 2.1 Условные обозначения включенных и отключенных коммутационных аппаратов Далее на рисунке 2.1 приведен фрагмент эксплуатационной схемы тяговой подстанции, при помощи которой составляется технологическая карта вывода в ремонт преобразователя ПВЭ-3М (см. подраздел 4.2). 15 Рисунок 2.1 - Фрагмент эксплуатационной схемы тяговой подстанции 16 2.2 Конструктивное исполнение, основные параметры ПВЭ-3М Выпускаются эти агрегаты в двух модификациях: по схеме две обратные звезды с уравнительным реактором (ПВЭ-3) и мостовой (ПВЭ-ЗМ). Они состоят из выпрямительного блока, шкафа RC и шести разрядников РБК-3. Основные технические данные агрегата следующие: Номинальное выпрямленное напряжение........................................3300 В Максимальное допустимое выпрямленное напряжение………….4000 В Номинальный выпрямленный ток.....................................................3000 А Допустимые перегрузки по току: в течение 15 мин 1 раз в 1 ч....................................................50% (4500А) в течение 10 с 1 раз в 2 мин....................................................100% (6000А) Допустимая амплитуда перенапряжений: на стороне постоянного тока..................................................9000 В анод-катод для агрегата по мостовой схеме, не более ……9000 В Снижение амплитуды допустимых перенапряжений анод-катод в сравнении с соответствующей величиной для УВКЭ-1 получено благодаря применению разрядников РБК-3. В связи с этим количество последовательных диодов в агрегате, выполненном по мостовой схеме, уменьшено с 24 до 9, а общее количество диодов в фазе — со 120 до 90. В агрегате применены лавинные диоды ВЛ200-8-1,2 У2. Агрегатов имеет защиту от пробоя, выполненную на герконовых изолирующих реле. В каждой вентильной группе (рисунок 2.2) установлено по два реле (Р1 и Р2) датчика защиты, включенных в диагональ уравновешенного моста между резисторами и диодами. Рисунок 2.2 – Схема фазы агрегата ПВЭ-3М: Д1-Д90 – вентили ВЛ200-8-1,2 У2; R49…R57 и R76…R84 – резисторы ПЭВ-25, 12 кОм; R85…R148 – резисторы сопротивлением 0,5-0,7 Ом; R67…R75 – резисторы ПЭВ-10, 20 Ом; С1…С18 – конденсаторы МБГЧ-1-2А, 750 В; Р1 и Р2 – реле герконовое; Р3 – реле РПУ-561, 220 В. Изоляция контактов этих реле относительно катушки выполнена на напряжение 4 кВ, благодаря чему обеспечивается разделение цепей, находящихся под высоким потенциалом, и низковольтных цепей защиты и управления подстанции. Для исключения попадания высокого потенциала в низковольтные цепи катушка выходного реле РЗ заземлена на корпус шкафа, а ее питание осуществляется через разделительный трансформатор Тр1. Реле Р1 и Р2 настраивают на срабатывание при пробое двух диодов в наиболее удаленных от реле после- 17 довательных рядах. При этом возможно срабатывание защиты в случае пробоя одного диода в ряду, ближнем к реле. Для надежной работы защиты к каждому ряду диодов подключен контур RВСВ. Вентильные блоки и элементы защиты ПВЭ-3М размещены в двух шкафах. По конструкции и заполнению шкафы идентичны. Различие заключается лишь в том, что один из шкафов имеет шесть вводов для подключения к трансформатору через проходные изоляторы ПК 10/630-750, а второй — две сборные плюсовые шины, объединенные в его верхней части. В агрегатах подключение к трансформатору осуществлено кабелями, для крепления которых внизу имеются две наружные и две внутренние клицы (рисунок 2.3). Сборные плюсовые шины выведены с помощью двух изоляторов 1 типа П10-1500-750 на переднюю и заднюю стороны шкафа (у мостовых выпрямителей сборные шины имеются в обоих шкафах, в одном — плюсовая, во втором - минусовая). Шкафы соединены один с другим болтами. Рисунок 2.3 – Агрегат ПВЭ-3М Диоды с охладителями, резисторы связи, конденсаторы и резисторы контуров RВСВ размещены в 36 блоках 3. В каждом блоке собрано по 15 диодов 4, соединенных по пять параллельно и по три последовательно. Блок может быть снят для чистки, контроля или смены охладителя. Последовательно соединенные диоды в шкафах расположены горизонтально. Обслуживание шкафов двустороннее. С каждой стороны имеется двустворчатая дверь 2, блокированная с помощью замков и конечных выключателей. Шкафы установлены на специальной конструкции 7, в которой на виброизолирующих резиновых прокладках закреплен общий воздуховод 6. Каждый шкаф имеет воздушный канал, образованный охладителями вентилей и боковыми пластинами. Конструкция воздуховода позволяет подключать вентилятор, как с торца, так и с фасада через окно. Основным присоединением является торцовое. При этом второе окно должно быть закрыто. В канале общего воздуховода устанавливается ветровое реле, контролирующее скорость потока охлаждающего воздуха. 2.3 Осмотр и текущий ремонт ПВЭ-3М При осмотре полупроводникового преобразователя проверяются: - отсутствие постороннего шума, треска, разрядов в шкафах преобразователя, цепях сопротивлений и конденсаторов (RС); - состояние разрядников; - плавность работы вентиляторов и масляных насосов, степень нагрева подшипников, отсутствие вибрации; - показания всех регистрирующих приборов. 18 Осмотры преобразователей тяговых подстанций осуществляет дежурный персонал ежедневно без отключения напряжения. На подстанциях без обслуживающего персонала осмотр выполняет старший электромеханик ремонтно-ревизионного цеха или района подстанций, в сроки, установленные местными инструкциями. При этом обращают внимание на работу вентиляторов агрегатов с принудительным воздушным охлаждением. У выпрямителей с принудительным воздушным охлаждением при осмотре следует обратить внимание на отсутствие посторонних шумов и вибрации вентиляторов, при возможности на ощупь определить отсутствие перегрева подшипников двигателя, проверить положение шиберов и задвижек в воздуховодах, отсутствие разрывов и других дефектов брезентовых соединительных патрубков. С пульта ручного управления опробовать запуск резервного вентилятора (если он имеется). На преобразователях, имеющих индивидуальные реле заземления, следует визуально проверить исправность заземляющей проводки и отсутствие шунтировок. У роговых разрядников, установленных для защиты от перенапряжений, осмотром определяют зазор между дугогасительными рогами, который должен быть в пределах 1,2— 1,3 мм; убеждаются в исправности токоограничивающих резисторов; сверяют показания регистраторов срабатывания с записями в журнале и при необходимости делают дополнительную запись о срабатывании. При осмотре следует также обратить внимание на состояние вентиляции, токопроводов, шин и разрядников. По положению рукоятки привода убедиться во включенном положении разъединителей шкафов RC и целостности предохранителей. На слух проверить отсутствие электрических разрядов внутри шкафов управления и шкафов с вентилями. По показаниям стрелочных приборов на панели управления, а также по показаниям приборов защиты от неполнофазных режимов убедиться в отсутствии колебаний напряжения и тока преобразователя. Наличие колебаний указывает на повреждение силовой цепи или цепи управления. В этом случае преобразователь отключают для выяснения причины. По состоянию бленкеров или сигнальных ламп защиты от пробоя вентилей проверяют отсутствие неисправных вентилей, при наличии которых необходимо сделать запись в журнале учета. При двух и более пробитых вентилях в плече преобразователь выводят для внеочередного ремонта. По состоянию сигнальных ламп на панели управления определяют исправность системы сигнализации преобразовательного агрегата, обратив внимание на положение ключей автоматики и телеуправления, а также кнопок или рычагов автоматических выключателей вентиляторов, насосов, цепей управления отдельными элементами. При обнаружении расхождений в положениях ключей с режимом работы подстанции необходимо доложить энергодиспетчеру, выяснить причину расхождения и установить ключи в положение, соответствующее режиму работы подстанции. По окончании осмотра проверяют наличие пломб на реле защиты, автоматики, блокировочных замках дверей или шкафов преобразователей. Ремонт по техническому состоянию проводится после срабатывания защит преобразователя и аварийного его отключения. Объем работ определяется характером отказа или повреждения. При текущем ремонте полупроводниковых преобразователей выполняются: - проверка заземления конструкции и аппаратов, земляного реле; - осмотр разрядников, очистка от пыли и проверка регистраторов срабатывания; - проверка контактных соединений, крепления шин, изоляторов вентилей, визуальную проверка охладителей таблеточных вентилей, исправность шунтирующих элементов; - очистка от пыли элементов преобразовательных секций, изоляторов, вентиляционных каналов; - опробование действия встроенных в секцию специальных защит и устройств контроля, блокировок безопасности; - замена дефектных вентилей, резисторов, конденсаторов; - общая проверка системы охлаждения (вентилятора, насоса, смазки двигателей, ветрового реле); - проверка низковольтной аппаратуры; 19 Текущий ремонт преобразователей. Прежде чем отключить преобразователь для текущего ремонта, его прогревают рабочим током в течение 15—20 мин, проверяют по термокраскам или термопленкам состояние контактов на вводах и выводах шкафов (в пределах доступности) и в местах соединения шинопроводов. После прогрева по возможности быстро разбирают схему, устанавливают заземления и на ощупь проверяют нагрев выводов анодных шин, контактных соединений, вентилей. С предосторожностью можно проверить и нагрев шунтирующих резисторов и делителей защиты от пробоя вентилей. В случае перегрева выясняют причину и улучшают контакты подтяжкой болтовых соединений. Отсутствие нагрева резисторов делителей и шунтирующих цепочек свидетельствует о их перегорании или нарушении цепей (паек, контактов). Затяжку вентилей проверяют с помощью тарированного ключа, отрегулированного предварительно на срыв при крутящем моменте 8 кгм. Если причиной перегрева вентиля явилось слабое резьбовое соединение, допускается уплотнение путем прокладки одного — двух слоев медной фольги на резьбовое соединение вентиля с предварительной прокаткой резьбы через фольгу. Уплотненные резьбовые соединения можно эксплуатировать до ближайшего капитального ремонта, обращая внимание при всех последующих текущих ремонтах на отсутствие перегрева. Если перегревающийся вентиль хорошо затянут, следует щупом, толщиной 0,03—0,05 мм проверить плотность его прилегания к поверхности радиатора. При обнаружении зазора следует вывернуть вентиль, выяснить причину и завернуть вновь. Если зазор отсутствует, а вентиль был перегрет, то его следует заменить новым того же класса и группы. Надежность контактных соединений хвостовиков вентилей с радиаторами проверяют пробной подтяжкой болтов. С помощью омметра (удобнее всего портативного типа Ц-39) проверяют целостность шунтирующих резисторов RШ, цепочек RВCВ, сопротивлений связи RС. Визуально проверяют состояние реле и цепей защиты от пробоя вентилей. Если по журналу учета или по показаниям бленкеров установлено, что были случаи срабатывания защиты от пробоя вентилей, а проверкой определено, что цепи защиты и реле исправны, следует отыскать пробитые вентили только «в поврежденной фазе». На преобразователях, не оборудованных защитой от пробоя вентилей, проверяют целостность всех вентилей. Для этого в первую очередь используют простейший способ — проверку вентилей с помощью омметра. На исправных неуправляемых вентилях при одной полярности омметр будет показывать «короткое», при другой «изоляцию», на пробитых вентилях либо оба раза «короткое», либо - «изоляцию». Если омметром не удается обнаружить пробитые вентили, используют прибор ЦНИИ МПС. Обнаруженные неисправные вентили заменяют, обращая внимание на состояние контактной поверхности радиатора и плотность затяжки. При замене вентилей следует сделать запись в журнал учета, а также проверить, не заменялись ли во время предыдущих текущих ремонтов вентили в этой же полуфазе. Поскольку допускается без проверки токораспределения замена лишь одного вентиля в плече выпрямителя, то в случае замены второго необходимо проверить распределение тока и обратного напряжения. После выполнения вышеуказанных работ очищают выпрямительные блоки от пыли, продувая сжатым воздухом давлением 1,5—2 кгс/см2. Вентили и изоляторы очищают мягкой кистью, изолирующие панели, изоляторы шинопроводов — тряпкой, смоченной в бензине. Исправность цепей вторичной коммутации проверяют визуально, действие блокировок дверей — замыкая вручную, срабатывание защиты от пробоя вентилей — нажимая на якорь реле (в защите выполненной на реле) или подачей напряжения от постороннего-источника на лампы фоторезисторов (в защитах с фоторезисторами). Автоматические выключатели и магнитные пускатели вентиляторов и насосов вскрывают и выполняют текущий ремонт в соответствии с технологическим процессом, описанным в соответствующей литературе. Затем проверяют работу вентиляции пробным включением с панели-управления. При этом обращают внимание на срабатывание и отпускание ветрового реле, отсутствие подсосов воздуха, которое устраняют шпаклевкой или путем заклеивания щелей плотной парусиной. 20 Во время текущего ремонта проверяют целостность предохранителей, сопротивлений и конденсаторов контуров RC. По окончании ремонта проверяют исправность блокировок шкафов и ограждений преобразователя, а также цепей защиты и автоматики, искусственно имитируя ненормальные режимы нажатием на якоря реле или прокладывая между контактами изолирующие материалы. Таблица 2.1 - Типовая норма времени на текущий ремонт выпрямителя ПВЭ-3М Состав исполнителей Электромеханик –1 Электромонтер ТП 3-го разряда -1 № п/п 1 2 3 4 5 6 Количество исполнителей Измеритель работы Норма времени на измеритель, чел.-ч. 2 1 выпрямитель 8,28 Содержание работы Шкаф выпрямителя. Осмотр проверка состояния и очистка от пыли и загрязнения смотровых стекол аппаратуры и изоляции шкафа выпрямителя; затяжка вентилей в охладителях, креплений гибких выводов вентилей, ламп и резисторов сигнализации, изоляторов, реле и заземлений, опробование действия блокировки дверей. Ошиновка, кабели и изоляторы. Осмотр, проверка, протирка и подтяжка креплений ошиновки, анодных кабелей, проходных и опорных изоляторов и заземлений. Шкаф RC. Осмотр, очистка от пыли и проверка состояния аппаратуры и изоляции шкафа RC, зачистка контактов разъединителя и предохранителей, затяжка всех контактных соединений, проверка заземления и блокировок дверей шкафа. Разрядники вентильные и роговые. Осмотр и очистка от пыли изоляции разрядников, проверка регистратора срабатывания разрядника, подтяжка всех контактных соединений и креплений, проверка заземления и добавочных резисторов. Мотор-вентилятор и система охлаждения. Проверка на герметичность, очистка-продувка от пыли охладительных каналов шкафа, переходных фланцев и рукавов сборного короба, воздуховодов; подтяжка и герметизация уплотнений, проверка смазки подшипников вентилятора, проверка и регулировка заслонок воздуховода, опробование работы вентиляции. Панель управления. Осмотр, проверка и протирка от пыли с зачисткой и подтяжкой контактов, приборов, кнопок и ключей управления, реле сигнальных ламп, предохранителей, проводов коммутации и клеммных сборок; осмотр магнитного пускателя максимального автоматического выключателя. Учтенный объем работы на измеритель Оперативное время на учтенный объем работы, чел.-мин. 1 выпрямитель 180,0 То же 28,5 1 шкаф 47,5 1 комплект 26,0 1 выпрямитель 71,0 1 панель 39,5 21 Опробование оперативных цепей. Включение и отключение выпрямителя; опробование действия за7 щит выпрямителя косвенным методом, блокировок дверей и разъединителей. Итого: 1 выпрямитель 25,0 417,5 Таблица 2.2 – Расчет нормы времени на измеритель Категория затрат времени % к Топ Чел.-мин. Топ 417,5 Тпз 8,5 35,5 Тоб 5,8 24,2 Тотл 4,7 19,6 Т 19,0 496,8 Применяемые приборы, инструмент, приспособления: мегаомметр 500-2500 В, тестер, пневмометрическая трубка, компрессор 1-1,5-2 кгс/см2, пылесос, ключ тарировочный, ключи гаечные, плоскогубцы комбинированные, электропаяльник, отвертки, напильник, шабер, щуп, лампа контрольная, щетка волосяная, лестница деревянная, стремянка. Примечание ко всем типовым нормам времени, приведенным в курсовой работе: 1. В нормах времени учтено: - оперативное время ТОП, затрачиваемое на выполнение основной работы и на действия, обеспечивающие выполнение основной работы; - подготовительно-заключительное ТПЗ, затрачиваемое на подготовку и выполнение заданной работы и на действия, связанные с ее окончанием; - время обслуживания рабочего места ТОБ, затрачиваемое на поддержание рабочего места в состоянии, обеспечивающем производительную работу в течение всего рабочего дня; - время на отдых и личные надобности ТОТЛ, используемое рабочими для отдыха в целях поддержания нормальной трудоспособности и личной гигиены и наличные надобности. 2. В нормах времени не учтено время: - на замену отдельных узлов и деталей; - на перемещение исполнителя от производственной базы к месту работы и обратно, а также перемещение с одного объекта на другой; - на производство оперативных переключений. 2.4 Профилактические испытания ПВЭ-3М в процессе текущей эксплуатации При межремонтных испытаниях преобразователей проводятся: - проверка целостности и электрической прочности вентилей (распределение обратного напряжения между последовательно соединёнными вентилями); - измерение сопротивления изоляции между стяжными шпильками и радиаторами вентилей и других токоведущих элементов по отношению к заземлённым конструкциям (измеренное мегомметром на напряжение 2500 В должно быть не менее 10 МОм); - проверка работоспособности встроенной защиты от неравномерности распределения тока; - проверка работы защиты от пробоя вентилей (выполняется под напряжением); - измерение сопротивления изоляции цепей вторичной коммутации между собой и относительно заземленных конструкций (измеренное мегомметром 1000 В должно быть не менее 5 МОм); - проверка действия защит, устройств автоматики и управления; - проверка распределения тока между параллельными ветвями диодов (разброс не должен превышать 10 % от среднего значения тока через ветвь, а для таблеточных диодов — 15 %); - измерение пробивного напряжения и тока утечки (проводимости) разрядников, исправность их регистраторов срабатывания; 22 - проверка осевого усилия сжатия таблеточных вентилей (проверяют при превышении нормы разброса тока по параллельным ветвям); - проверка электрической прочности изоляции токоведущих элементов относительно заземленных конструкций повышенным напряжением промышленной частоты в течение одной минуты (испытательное напряжение для мостовых схем — 12 кВ, цепи вторичной коммутации — 2 кВ); - измерение скорости охлаждающего воздуха между ребрами охладителей на выходе воздушного потока (должна быть не менее 8 м/с); - измерение индуктивности помехозащитных и ограничивающих реакторов; - высоковольтные испытания шкафа сопротивлений и конденсаторов RС (испытательное напряжение промышленной частоты для проходных изоляторов — 24 кВ в течение одной минуты, 27 кВ — для обкладок конденсаторов относительно корпуса и 10 кВ между обкладками в течение времени не более 10 с, постоянное напряжение 15 кВ — для проводов ПС и сопротивлений в течение одной минуты). Таблица 2.3 - Типовая норма времени на проверку сигнализации о пробое вентилей ПВЭ-3М на высоком напряжении Состав исполнителей Электромеханик –1 Электромонтер ТП 4-го разряда -1 № п/п 1 Количество исполнителей Измеритель работы Норма времени на измеритель, чел.-ч. 2 1 выпрямитель 7,45 Содержание работы Отсоединение и приспособление ошиновки фаз. Сборка и разборка испытательных цепей. Проверка работы схемы сигнализации на высоком 3 напряжении закорачиванием последовательно включенных вентилей фазы. 4 Оформление протокола. Итого: 2 Учтенный объем работы на измеритель Оперативное время на учтенный объем работы, чел.-мин. 1 выпрямитель 1 комплект 66,0 1 выпрямитель 58,8 47,2 2 экз. 11,2 183,2 Таблица 2.4 – Расчет нормы времени на измеритель Категория затрат времени % к Топ Чел.-мин. Топ 183,2 Тпз 8,5 15,6 Тоб 5,8 10,6 Тотл 4,7 8,6 Т 19,0 218,0 Применяемые приборы, инструмент, приспособления: трансформатор сварочный ТС500, дроссель-регулятор, амперметр, токоизмерительные клещи Ц-91, ключ тарировочный, ключи гаечные, плоскогубцы комбинированные, электропаяльник, отвертки, напильник, шабер, щуп, лампа контрольная, лестница деревянная. 23 Таблица 2.5 - Типовая норма времени на полную проверку устройств защиты от прекращения обдува вентильного блока ПВЭ-3М Норма времени Количество Состав исполнителей Измеритель работы на измеритель, исполнителей чел.-ч. Электромеханик –1 Электромонтер ТП 2 1 устройство защиты 4,72 5-го разряда -1 Оперативное Учтенный время на № объем раСодержание работы учтенный объп/п боты на ем работы, измеритель чел.-мин. 1 Сборка и разборка испытательных цепей. 1 комплект 31,2 Проверка равномерности обдува вентильных бло1 выпря2 ков с замером скорости воздуха между ребрами 84,0 митель охладителей вентилей. Проверка ветрового реле и его механических ха3 1 реле 13,4 рактеристик. Проверка промежуточного реле и его электриче4 То же 23,0 ских характеристик. 5 Проверка реле времени и его характеристик. То же 22,5 6 Проверка сигнального реле и его характеристик. 1 реле 17,5 7 Проверка сопротивления изоляции цепей защиты. 1 проверка 14,0 Проверка действия защиты от прекращения обдува 8 То же 21,5 и работы заслонок и шиберов. 9 Оформление протокола. 2 экз. 10,2 Итого: 237,3 Таблица 2.6 – Расчет нормы времени на измеритель Категория затрат времени Топ Тпз Тоб Тотл Т % к Топ 8,5 5,8 4,7 19,0 Чел.-мин. 237,3 20,2 13,8 11,2 283,0 Применяемые приборы, инструмент, приспособления: автотрансформатор лабораторный, мегаомметр 500-2500 В, переносной стенд, граммометр, пневмометрическая трубка, Uобразная трубка и резиновая трубка, плоскогубцы комбинированные, надфиль, пинцет, контактовыгибатель, лампа контрольная, кисточка волосяная, лестница деревянная, стремянка, отвертки. Таблица 2.7 - Типовая норма времени на частичную проверку устройств защиты от прекращения обдува вентильного блока ПВЭ-3М Норма времени Количество Состав исполнителей Измеритель работы на измеритель, исполнителей чел.-ч. Электромеханик –1 Электромонтер ТП 2 1 устройство защиты 1,04 5-го разряда -1 Оперативное Учтенный время на № объем раСодержание работы учтенный объп/п боты на ем работы, измеритель чел.-мин. 1 Проверка ветрового реле. 1 реле 5,0 24 Проверка промежуточного реле. Проверка реле времени. Проверка сигнального реле. Проверка действия защиты от прекращения обдува 5 фаз. 6 Оформление протокола. Итого: То же То же 1 реле 5,5 6,0 4,0 1 проверка 21,5 2 экз. 10,2 52,2 2 3 4 Таблица 2.8 – Расчет нормы времени на измеритель Категория затрат времени % к Топ Чел.-мин. Топ 52,2 Тпз 8,5 4,4 Тоб 5,8 3,0 Тотл 4,7 2,5 Т 19,0 62,1 Применяемые приборы, инструмент, приспособления: мегаомметр 500-2500 В, граммометр, пневмометрическая трубка, ключи гаечные, плоскогубцы комбинированные, отвертка, пинцет, контактовыгибатель, кисточка волосяная, лестница деревянная, стремянка. Таблица 2.9 - Типовая норма времени на проверку распределения тока между вентилями блока ПВЭ-3М Состав исполнителей Электромеханик –1 Электромонтер ТП 4-го разряда -1 Количество исполнителей Измеритель работы Норма времени на измеритель, чел.-ч. 2 1 выпрямитель 7,45 Учтенный объем работы на измеритель № п/п Содержание работы 1 Отсоединение и присоединение вентильного блока. Сборка и разборка испытательных цепей. Замер тока в начале и конце каждой цепи, последо3 вательно соединенных вентилей фазы. Прогрев вентилей испытательным током, проверка 4 равномерности нагрева вентилей и контактов. Повторный замер тока в параллельных ветвях при 5 нагретых вентилях. 6 Оформление протокола. Итого: 2 Оперативное время на учтенный объем работы, чел.-мин. 1 выпрямитель 1 комплект 1 выпрямитель 66,0 61,6 56,0 То же 120,0 То же 56,0 2 экз. 16,2 375,8 Таблица 2.10 – Расчет нормы времени на измеритель Категория затрат времени % к Топ Чел.-мин. Топ 375,8 Тпз 8,5 31,9 Тоб 5,8 21,8 Тотл 4,7 17,7 Т 19,0 447,2 Применяемые приборы, инструмент, приспособления: трансформатор сварочный ТС500, дроссель-регулятор, амперметр, токоизмерительные клещи Ц-91, ключ тарировочный, 25 ключи гаечные, плоскогубцы комбинированные, отвертки, щуп, лампа контрольная, лестница деревянная. Таблица 2.11 - Типовая норма времени на проверку распределения обратного напряжения между последовательно соединенными вентилями блока ПВЭ-3М Норма времени Количество Состав исполнителей Измеритель работы на измеритель, исполнителей чел.-ч. Электромеханик –1 Электромонтер ТП 2 1 выпрямитель 4,48 4-го разряда -1 Оперативное Учтенный время на № объем раСодержание работы учтенный объп/п боты на ем работы, измеритель чел.-мин. 1 выпря1 Отсоединение и присоединение ошиновки. 66,0 митель 2 Сборка и разборка испытательных цепей. 1 комплект 53,5 Определение амплитудного значения обратного напряжения в каждом ряду вентилей вентильного 1 выпря3 блока фазы для всех рядов вентильного блока и до93,2 митель полнительные испытания для обнаружения дефектных вентилей в ряду. 4 Оформление протокола. 2 экз. 12,9 Итого: 225,6 Таблица 2.12 – Расчет нормы времени на измеритель Категория затрат времени Топ Тпз Тоб % к Топ 8,5 5,8 Чел.-мин. 225,6 19,2 13,1 Тотл 4,7 10,6 Т 19,0 268,5 Применяемые приборы, инструмент, приспособления: трансформатор ОМ 10/1,2, ограничивающий резистор, регулятор напряжения, электростатический вольтметр С-96 с приставкой для измерения амплитудного напряжения, ключ тарировочный, ключи гаечные, плоскогубцы комбинированные, отвертки, изолировочная штанга с изолированными друг от друга щупами, лестница деревянная. Таблица 2.13 - Типовая норма времени на испытание блоков фаз ПВЭ-3М Состав исполнителей Электромеханик –1 Электромонтер ТП 4-го разряда -1 Количество исполнителей Измеритель работы Норма времени на измеритель, чел.-ч. 2 1 выпрямитель 6,15 № п/п Содержание работы 1 Отсоединение и присоединение вентильного блока. 2 Сборка и разборка испытательных цепей. Учтенный объем работы на измеритель Оперативное время на учтенный объем работы, чел.-мин. 1 выпрямитель 1 комплект 66,0 64,0 26 Измерение сопротивления изоляции силовых цепей до и после испытаний повышенным напряжением с установкой и снятием закороток. Измерение сопротивления изоляции вторичных це4 пей до и после испытаний повышенным напряжением с установкой и снятием закороток. Испытание повышенным напряжением изоляции 5 силовых цепей. Испытание повышенным напряжением изоляции 6 вторичных цепей. 7 Оформление протокола. Итого: 3 1 выпрямитель 41,5 То же 43,0 То же 43,0 То же 34,5 2 экз. 17,8 309,8 Таблица 2.14 – Расчет нормы времени на измеритель Категория затрат времени Топ Тпз Тоб Тотл Т % к Топ 8,5 5,8 4,7 19,0 Чел.-мин. 309,8 26,3 18,0 14,6 368,7 Применяемые приборы, инструмент, приспособления: аппарат АИИ-70, мегаомметр 500-2500 В, тестер, ключи гаечные, плоскогубцы комбинированные, отвертки, лампа контрольная, лестница деревянная. Таблица 2.15 - Типовая норма времени на проверку вентилей блока ПВЭ-3М при пониженном обратном напряжении Состав исполнителей Электромеханик –1 Электромонтер ТП 4-го разряда -1 № п/п Количество исполнителей Измеритель работы Норма времени на измеритель, чел.-ч. 2 1 выпрямитель 3,53 Содержание работы Отсоединение и присоединение шунтирующих резисторов вентильного блока. 2 Сборка и разборка испытательных цепей. Присоединение схемы поочередно к вентилям горизонтального ряда, замер напряжения одновременно 3 на пяти вентилях каждого ряда и отыскание дефектных вентилей и резисторов. 4 Оформление протокола. Итого: 1 Учтенный объем работы на измеритель Оперативное время на учтенный объем работы, чел.-мин. 1 выпрямитель 1 комплект 104,5 1 выпрямитель 43,5 15,0 2 экз. 15,0 178,0 Таблица 2.16 – Расчет нормы времени на измеритель Категория затрат времени % к Топ Чел.-мин. Топ 178,0 Тпз 8,5 15,1 Тоб 5,8 10,3 Тотл 4,7 8,4 Т 19,0 211,8 27 Применяемые приборы, инструмент, приспособления: вольтметр постоянного тока с добавочным резистором, ключи гаечные, плоскогубцы комбинированные, электропаяльник, отвертка, лампа контрольная, лестница деревянная. ПРОВЕРКА ЦЕЛОСТНОСТИ И ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ПРОЧНОСТИ ДИОДОВ 1. Проверка распределения обратного напряжения между последовательно соединенными диодами Проверка распределения обратного напряжения по последовательно соединенным вентилям фазы преобразователя производится путем подачи обратного напряжения, амплитудное значение которого равно максимальной амплитуде обратного напряжения фазы в рабочем режиме. В выпрямительных преобразователях на неуправляемых вентилях по трехфазной мостовой схеме выпрямления √3*√2*1520 = 3700 В (эффективное значение 2620 В. Напряжение подают на одну фазу (рисунок 2.4) или две встречно включенные фазы (рисунок 2.5) от испытательного трансформатора 2 напряжением 10 кВ, мощностью 10 кВА. Напряжение, подводимое к трансформатору 2, изменяют регулятором 3. Измерение напряжения на фазах преобразователя осуществляют электрическим киловольтметром типа С-100 или электрическим вольтметром типа С-502 со шкалой на напряжение 600 В с приставкой для измерения амплитудных значений, включаемой через делитель 4. Напряжение на вентилях измеряют специально подготовленной измерительной штангой, испытанной для работы в устройствах напряжением 6 кВ, и осциллографом (типа Cl-68, C1-69 и др.), подключаемым к сети через изолировочный трансформатор 5 (см. рисунок 2.4). Последний должен иметь изоляцию между обмотками, рассчитанную на рабочее напряжение 6 кВ. Рисунок 2.4 - Схема проверки распределения обратного напряжения между последовательно соединенными вентилями: 1 — фаза преобразователя; 2 — испытательный трансформатор (10 кВ); 3 — регулятор напряжения (10 кВ-А); 4 — делитель напряжения; 5 — изолировочный трансформатор; 6 — осциллограф (С1-68 или С1-69) Испытание проводят в следующем порядке: - перед испытанием фазы на вход осциллографа от регулятора ЛАТР 3 подают напряжение и производят настройку его таким образом, чтобы амплитуды напряжений, ожидаемых на вентилях, укладывались в пределы его экрана без искажений; - включают питание испытательной установки и плавно поднимают напряжение на выводах фазы до указанного выше уровня, величину напряжения контролируют по показаниям вольтметра pV; 28 - с помощью измерительной штанги на вход осциллографа поочередно подают напряжение от каждого ряда последовательно соединенных вентилей; - щупы измерительной штанги следует накладывать на вентили, находящиеся со стороны, противоположной той, где подключены RC-цепочки и шунтирующее сопротивление RШ; - форма кривых обратного напряжения всех рядов вентилей должна быть идентичной, амплитуда их не должна отличаться более чем на ± 20 % от среднего значения. Неисправности, выявляемые при проверке распределения напряжения, приведены в таблице 2.17. Таблица 2.17 - Неисправности, выявляемые при проверке распределения обратного напряжеНия Неисправность Повышение напряжения на вентиле Пониженное напряжение на группе параллельно включённых вентилей Отсутствие напряжения на группе параллельно включённых вентилей Вероятная причина Нарушение контакта в цепях вентилей, шунтирующих резисторов, цепочек RC. Увеличенное сопротивление шунтирующего резистора RШ или его обрыв. Пониженная ёмкость конденсатора цепочки RC. Обрыв резистора связи. Неполный пробой вентиля. Снижение обратного сопротивления вентиля (увеличение обратного тока). Пониженное сопротивление шунтирующего резистора RШ. Повышенная величина ёмкости конденсаторов цепочек RC. Неполный пробой вентиля. Пробой конденсатора цепочки RC. Наличие контакта между охладителями. Меры устранения Восстановить контакт. Заменить шунтирующий резистор. Заменить конденсатор. Установить новый резистор связи. Заменить вентиль. То же. Заменить резистор. Заменить конденсатор. Заменить вентиль. Заменить конденсатор. Устранить контакт. 2. Проверка распределения обратного напряжения силовых блоков преобразователей на лавинных диодах Распределение напряжений в преобразователях, выполненных на лавинных вентилях, также можно проверять по схеме встречного включения двух фаз и при указанных выше напряжениях оно у преобразователей, не имеющих шунтирующих резисторов, может быть неравномерным вследствие различия в характеристиках обратных ветвей ВАХ лавинных вентилей. Рисунок 2.5 - Схема проверки распределения обратных напряжений: 1 — встречно включённые фазы; 2 — трансформатор ОМ 10/1,2; 3 — автотрансформатор РНО-250-2 29 Распределение обратного напряжения фаз преобразователя на неуправляемых лавинных вентилях проверяют по схеме, приведенной на рисунке 2.6. Испытательный трансформатор 1 должен обеспечивать подачу на вентиль 4 напряжения до 1000 В амплитудных. Амплитуда испытательного напряжения принимается равной обратному напряжению вентиля. Замер напряжения следует производить электростатическим вольтметром pV2 с приставкой для измерения амплитудных значений состоящей из конденсатора 3, ёмкостью 2 мкФ на соответствующее напряжение, и кремниевого выпрямительного элемента 4 (Upaб≥1000 В) или непосредственно осциллографом 5, который подключается к питающей сети через изолировочный трансформатор 6. При отключенной от испытываемого вентиля схеме регулятором поднимают напряжение до величины испытательного напряжения, определяемой по вольтметру или осциллографу, и фиксируют при этом амплитуду кривой напряжения на осциллографе и напряжение на вольтметре pVl. Затем снижают напряжение, схему поочередно подключают к испытываемым вентилям и напряжение плавно поднимают до прежней величины. При исправном вентиле на экране осциллографа должна быть одна волна синусоиды, амплитуда которой равна или немного меньше амплитуды подаваемого напряжения. Вентили, амплитуда обратного напряжения которых на 20 % меньше номинальной для данного класса, бракуются. Величину суммарного напряжения лавинообразования рекомендуется определять при обратном токе не более 5 мА. Для такой проверки ветви 1 собирается испытательная схема (рисунке 2.7) из двух трансформаторов 2 с номинальным напряжением обмотки высшего напряжения 6 кВ и мощностью 0,6 — 1,2 кВА. Обмотки высокого напряжения обоих трансформаторов включают последовательно. Встречно проводящему направлению испытуемой ветви целесообразно включать кенотронную лампу 4 типа КР-110, накал лампы питается трансформатором 3. Применение лампы позволяет гасить токи проводящего направления вентилей испытуемой ветви и исключить погрешности в измерении среднего тока ветви. Рисунок 2.6 - Схема проверки целости лавинных вентилей: 1 — испытательный трансформатор; 2 — регулировочный трансформатор; 3 — конденсатор; 4 — диод; 5 — осциллограф; 6 — трансформатор для включения осциллографа Рисунок 2.7 - Схема проверки напряжения лавинообразования выпрямителей на лавинных вентилях: 1 — фаза преобразователя; 2 — испытательный трансформатор; 3 — трансформатор для лампового выпрямителя; 4 — ламповый выпрямитель 30 Измерения проводят при постепенном подъеме напряжения и постоянном контроле величины обратного тока. Распределение напряжения по вентилям измеряют с помощью осциллографа, как было описано выше. Напряжение лавинообразования отдельных вентилей определяют по прекращению роста падения обратного напряжения на них при подъёме напряжения на испытательной установке. Напряжение лавинообразования ветви определяют по резкому возрастанию тока через ветви при незначительном увеличении напряжения испытательной установки. ПРОВЕРКА РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ТОКА МЕЖДУ ПАРАЛЛЕЛЬНЫМ ВЕТВЯМИ ДИОДОВ Проверка распределения тока по параллельным ветвям, как правило, выполняется пофазно с помощью сварочного трансформатора, подсоединяемого к анодному и катодному выводам фазы 1 выпрямителя (рисунок 2.8). С помощью регулятора 3 сварочного трансформатора 2 устанавливают величину испытательного тока, равную при пяти параллельных ветвях 150 — 200 А на фазу. Предварительно должна быть выполнена проверка шкафа управления и фазировка управляющих импульсов. Напряжение, подводимое к сварочному трансформатору, должно быть сфазировано с импульсами. Импульсы рекомендуется при этом подавать с опережением момента естественной коммутации на 3 — 4 электрических градуса. Рисунок 2.8 - Схема проверки распределения токов фазы выпрямителя с помощью сварочного трансформатора: а — схема измерений; б — измерение распределения токов в выпрямителях с сопротивлениями связи; в — измерение распределения токов в выпрямителях без сопротивлений связи (знаком о отмечены места измерений) Для подстанций с номинальным напряжением обмотки ВН преобразовательных трансформаторов 6 — 10 кВ проверка распределения тока может производиться методом короткого замыкания при подаче на высоковольтную обмотку трансформатора напряжения 220 В от собственных нужд. Для этого закорачивают плюсовую и минусовую шины преобразователя, а на преобразовательный трансформатор через разъединитель или выключатель подают напряжение от одного из трансформаторов собственных нужд. Такая схема обеспечивает протекание через преобразователь тока 500 — 600 А, достаточного для проверки распределения тока по вентилям. 2.5 Капитальный ремонт ПВЭ-3М Капитальный ремонт проводится путем замены одного преобразователя на другой или заменой внутренних элементов силового шкафа на блоки БСЕ1. 31 Капитальный ремонт преобразователей с разборкой, ремонтом и заменой неисправных элементов проводится по результатам испытаний и общему состоянию преобразователя. Испытание проводится в соответствии с пунктом 2.4 настоящей курсовой работы. Во время капитального ремонта неисправные вентили, резисторы, конденсаторы и реле заменяют новыми. Контакты и ошиновки очищают от пыли и окислов, зачищают, при необходимости подлуживают и затягивают вновь. Во время капитального ремонта выполняют модернизацию отдельных узлов в соответствии с техническими указаниями Главного управления. За время эксплуатации на радиаторах вентилей, перегородках вентильного блока, а также в воздуховодах образуется достаточно плотный слой пыли. Особенно опасно отложение пыли в щелях радиаторов выпрямителей с естественным охлаждением, так как ухудшаются условия теплоотдачи. При капитальном ремонте вынимают блоки с вентилями из шкафов, вскрывают торцовые крышки короба-подставки и выполняют чистку от пыли. Очистку радиаторов выпрямителей с принудительным охлаждением можно выполнять жесткой капроновой щеткой-сметкой с последующей продувкой воздухом от пылесоса или компрессора. Радиаторы выпрямителей с естественным охлаждением очищают сжатым воздухом давлением 3—5 атмосфер от компрессора. В случае особо интенсивного загрязнения радиаторов преобразователей, установленных на открытом воздухе, и отсутствии компрессора налет пыли можно удалить струей теплой воды, направленной в щели. Эту работу необходимо выполнять летом в теплый солнечный день. После промывки радиаторов необходимо тщательно просушить шкафы, протереть чистой, мягкой салфеткой вентили, изоляцию, шины и стенки шкафа. Очистку короба-подставки выполняют с помощью волосяных щеток и пылесоса с последующей продувкой. По окончании очистки системы воздушного принудительного охлаждения проверяют скорость охлаждающего воздуха между ребрами радиаторов и отсутствие подсосов воздуха в системе охлаждения. Щели в коробе-подставке и воздуховодах устраняют заделкой эпоксидными замазками или шпаклевками. У центробежных и осевых вентиляторов снимают гибкие соединительные патрубки, очищают от грязи и проверяют отсутствие трещин в лопастях легким простукиванием и тщательным осмотром. Одновременно проверяют надежность крепления вентилятора на оси. При необходимости вентилятор, крепящие детали и корпус подкрашивают быстро высыхающей нитрокраской. Брезентовые патрубки очищают от пыли, проверяют отсутствие надрывов и устанавливают вновь. Исправность виброопор проверяют легким постукиванием по пружинам и нажатием на корпус вентилятора. Наружные поверхности воздуховодов очищают от пыли, ржавчины и подкрашивают. Шкафы выпрямителей, панель управления, шкафы RC тщательно очищают от пыли и грязи, зачищают металлической щеткой ржавчину и окрашивают вновь из пульверизатора. По окончании ремонта с помощью трафарета наносят знаки высокого напряжения, диспетчерские обозначения и другие надписи. Заводские таблички очищают от солидола и краски. 2.6 Профилактические испытания ПВЭ-3М после капитального ремонта Профилактические испытания после капитального ремонта выполняются в том же объеме, что и профилактические испытания при текущей эксплуатации, описанные в резделе 2.4. 32 3 Техническое обслуживание и ремонт трансформатора напряжения НКФ-220 3.1 Разработка схемы подключения НКФ-220 Рисунок 3.1 - Фрагмент эксплуатационной схемы тяговой подстанции 3.2 Конструктивное исполнение, основные параметры НКФ–220 Измерительные трансформаторы напряжения применяют в установках переменного тока напряжением 380 В и выше для питания обмоток напряжения измерительных приборов и реле защиты, расширения пределов измерения приборов, изоляции их и реле от высоко переменного напряжения. Трансформаторы понижают напряжение, приложенное к первичной обмотке, до величины 100 В или 100 3 В при включении обмотки ВН между фазой и землей, что позволяет унифицировать конструкции измерительных приборов и реле, а шкалы приборов градуировать с учетом коэффициента трансформации в соответствии с измеряемым первичным напряжением. Трансформатор напряжения работает в режиме близком к холостому ходу, так как сопротивление катушек приборов и устройств защиты большое и одновременно изолирует цепи низкого напряжения от цепей высокого напряжения. На рисунке 3.2 показан однофазный трансформатор напряжения TV, подключенный первичной обмоткой W1 к сети с напряжением U1, ко вторичной обмотке W2 подключены параллельно вольтметр PV, реле напряжения KV и счетчик активной энергии PI на напряжение U2. Рисунок 3.2 – Схема подключения приборов и реле к сети через однофазный трансформатор напряжения Трансформаторы напряжения характеризуются следующими параметрами: 1. Первичное напряжение трансформатора – напряжение, приложенное к первичной обмотке трансформатора и подлежащее трансформации. 33 2. Вторичное напряжение – напряжение, возникающее на зажимах вторичной обмотки трансформатора при приложении напряжения к первичной обмотке. 3. Номинальный коэффициент трансформации – параметр, характеризующий преобразование напряжения. КИ НОМ = U1 НОМ / U2 НОМ = W1 / W2, (3.1) где U1 НОМ и U2 НОМ – номинальные первичное и вторичное напряжения, В; W1 и W2 – число витков первичной и вторичной обмоток трансформатора напряжения. 4. Погрешность напряжения FU - погрешность, которую вносит трансформатор при измерении напряжения, возникающая вследствие того, что действительный коэффициент трансформации КV не равен номинальному коэффициенту трансформации KV НОМ, выражается в процентах: Fu Kvном*U 2 U1 U1 *100% где КV НОМ - номинальный коэффициент трансформации; U1 — действительное первичное напряжение (напряжение, приложенное к зажимам первичной обмотки), В; U2 — действительное вторичное напряжение, соответствующее приложенному напряжению U1 при данных условиях измерения (напряжение, измеренное на зажимах вторичной обмотки), В. 5. Угловая погрешность трансформатора напряжения – угол между вектором первичного напряжения и повернутым на 180 вектором вторичного напряжения. Угловая погрешность считается положительной, если вектор вторичного напряжения опережает вектор первичного, и отрицательной, если вторичное напряжение отстает от первичного. Угловая погрешность выражается в минутах или сантирадинах. 6. Класс мощности трансформатора напряжения – это обобщенная характеристика, которая определяется установленными пределами допускаемых погрешностей при заданных условиях работы трансформатора. Его обозначают числом, которое равно предельно допустимой погрешности напряжения в процентах от номинального первичного напряжения. 7. Погрешность трансформатора напряжения в величине напряжения вносит ошибку в показания всех измерительных приборов. По ее величине трансформаторы напряжения делятся на четыре класса точности (таблица 3.1). Класс точности – погрешность, выраженная в процентах. Таблица 3.1 – Предельно допустимые погрешности трансформаторов напряжения Класс точности 0,2 0,5 1 3 Наибольшая погрешность в напряжении, % угловая, мин ±0,2 ±10 ±0,5 ±20 ±1 ±40 ±3 не нормируется ТН класса точности 0,2 применяют в качестве образцовых, а также для точных измерений в лабораториях. Для подключения счетчиков денежного расчета используются ТН класс точности 0,5. Для присоединения щитовых измерительных приборов используют ТН класса точности 1и 3. Требования, предъявляемые к ТН для релейной защиты, зависят от вида защиты. Здесь могут быть использованы трансформаторы классов 0,5; 1 и 3. 34 8. Номинальная мощность вторичной обмотки трансформатора S2 НОМ - мощность, при которой его погрешность при номинальном первичном напряжении не превышает значений, указанных в таблице 3.2. Таблица 3.2 – Данные измерительных приборов и реле Наименование прибора Тип Вольтметр Счетчик активной энергии Счетчик реактивной энергии Реле напряжения Реле мощности Э-378 САЗУ-И670 СР4У-И673 РН-50 РБМ-171 Число катушек в приборе 1 2 3 1 1 Мощность, потребляемая одной катушкой, ВА 2 4 4 1 35 Коэффициент мощности cosf 1 0,38 0,38 1 1 0,5 1 3 100 – 400 600 1200 Таблица 3.4 – Установочные данные трансформатора напряжения НКФ – 220 Схема соединения Оcновной вторичной 220000/3 100/3 0,2 Предельная мощность, ВА 20 Номинальная мощность, ВА, в классе точности Дополнительной вторичной НКФ220-58 Номинальное напряжение обмотки, В Первичной ТИП Класс напряжения, кВ С увеличением вторичной нагрузки ТН погрешность возрастает и класс точности снижается. Наивысший класс точности является номинальным. 9. Максимальная мощность трансформатора – полная мощность, которую трансформатор может обеспечить, длительно работая вне классов точности в качестве понижающего силового трансформатора без недопустимого перегрева обмоток. Каждому типу трансформатора напряжения присваиваются буквенно-цифровые условные обозначения: Н — трансформатор напряжения; Т – трехфазный; О — однофазный; 3 — с заземленным выводом первичной обмотки (с одним вводом обмотки ВН); С — сухой (сухая изоляция обмоток ВН и НН); М — масляный (с бумажной изоляцией, погруженной в масло); Л — литой (с литой смоляной изоляцией); К — каскадный (однофазный на 110 кВ и выше); К — с компенсирующей обмоткой для уменьшения угловой погрешности (трехфазный); И — пятистержневой, с обмоткой для контроля изоляции фаз сети; Ф — в фарфоровом корпусе; - первая группа цифр – класс напряжения обмотки ВН в киловольтах; - вторая группа цифр – год разработки конструкции. НКФ-220-58 расшифровывается следующим образом – трансформатор напряжения каскадный в фарфоровом корпусе на номинальное напряжение 220 кВ, год разработки конструкции – 58. Электрические характеристики и установочные данные трансформатора напряжения НКФ-220 приведены в таблицах 3.3, 3.4. Таблица 3.3 – Электрические характеристики трансформатора напряжения НКФ – 220 2000 1/1-0 35 ТИП НКФ-220-58 Габаритные размеры, мм Общая высота с Основание изоляторами 380+50 1044 × 1044 Масса, кг Полная Масла 1390,0 (1660) 320,0 (420) Примечания: 1. Трансформаторы напряжения НКФ-220 предназначены для наружной установки; 2. Трансформаторы напряжения НКФ-220 предназначены для сетей с заземленной нейтралью; 3. В скобках даны значения для трансформаторов с усиленной изоляцией. На рисунке 3.3 представлены общий вид и схема НКФ-110. Трансформатор состоит из цилиндрического корпуса 4, смонтированного на транспортной тележке с катками 5. В верхней части расположен расширитель 2 с маслоуказателем 3 и вводом, к которому присоединяется начало обмотки ВН, а ее конец – к транспортной тележке. Вводы вторичной обмотки 1 располагаются в коробке 6. По углам тележки располагаются четыре подъемных рымболта7. Обмотка ВН трансформатора (рисунок 3.3, б) состоит из двух секций1 и 2, каждая из которых располагается на своем сердечнике3 и 4. Средние точки секций первичной обмотки соединены с сердечниками. На каждую секцию обмотки при разомкнутой цепи вторичной обмотки 5 (холостой ход трансформатора) приходится половина напряжения фазы UФ/2 = UЛ/(3*2). Сердечники изолируют друг от друга на напряжение UФ/2, а крайние витки секций от сердечников – только на UФ/4. Такое облегчение условий работы изоляции между секциями и их сердечниками способствует снижению габаритов и массы трансформата и снижению его стоимости. Рисунок 3.3 – Трансформатор напряжения НКФ-220: а) общий вид; б) электрическая схема. Вторичная обмотка 5 располагается на нижнем сердечнике и дает напряжение U2 = 100/3 В (дополнительная, не показанная на схеме, дает 100/3 В. При включении во вторичную обмотку приборов, например, вольтметра PV, происходит размагничивание сердечника секции1 магнитным потоком вторичной обмотки и снижения сопротивления секции. Это приводит к неравномерному распределению напряжения между секциями, вольтметр PV будет задавать заниженные показания, т.к. на обмотке 1 напряжение будет меньше UФ/2. Для выравнивания напряжений на секциях применяют уравнительные обмотки 6и7, расположенные на разных сердечниках и соединенные между собой параллельно (Н1-Н2; К1-К2). В обмотке 6 создается напряжение ниже , чем в обмотке 7, что приводит к возникновению уравнительного тока iУР. Магнитный поток, создаваемый током iУР, подмагничивает сердечник 36 секции 1, увеличивая ее индуктивное сопротивление, и размагничивает сердечник секции 2, снижая ее сопротивление. Таким образом, происходит выравнивание сопротивлений и, следовательно, напряжений на секциях при любой нагрузке вторичной обмотки. Трансформаторы напряжения НКФ-220 собираются из одинаковых элементов , соединяемых последовательно и размещаемых по два в одном фарфором корпусе. 3.3 Осмотр и текущий ремонт НКФ–220 При осмотре трансформаторов напряжения проверяются: - режим работы, нагрузка по отношению к номинальной мощности трансформатора; - соответствие положения разъединителя в нейтрали трансформатора заданному энергосистемой режиму; - уровень масла в расширителе и соответствие показаний маслоуказателя или уровня наружной температуры или показаниям термометра, измеряющего температуру масла; - уровень масла в негерметичных вводах и давление масла — в герметичных; - состояние изоляторов вводов (целость изоляции, отсутствие загрязнения); - состояние и отсутствие течи в местах уплотнения разъемных элементов, расширителе; - состояние ошиновки, кабелей, отсутствие признаков нагрева контактных соединений; отсутствие ненормируемого тяжения проводов и спусков к вводам в зимнее время; - состояние рабочего и защитного заземлений; - отсутствие неравномерного шума и потрескивания внутри трансформатора; - состояние маслосборных, маслоохлаждающих устройств, фундаментов, маслоприемников; Осмотр трансформаторов напряжения производится оперативным персоналом ежедневно, начальником подстанции 1раз в 15 дней в ночное время. При осмотре проверяют: уровень масла в расширителе в соответствии с окружающей температурой; состояние корпуса, отсутствие течи масла; состояние опорных и проходных изоляторов в доступных визуальному наблюдению местах; отсутствие нагрева контактных соединений на вводах, ошиновках и кабелях по термоиндикаторам, а при их отсутствии визуально; степень снежных заносов или обледенение изоляторов в зимнее время; исправность заземляющей проводки; состояние фундаментов и площадок. Ремонты по техническому состоянию измерительных трансформаторов выполняются по результатам осмотров и при выявлении неисправностей. Объем работ устанавливает лицо, ответственное за электрохозяйство дистанции электроснабжения железной дороги. Текущий ремонт измерительных трансформаторов проводится по мере необходимости. При текущем ремонте трансформаторов в зависимости от мощности и первичного напряжения проводится устранение выявленных дефектов, поддающихся устранению на месте: - проверка маслоуказательных устройств; - чистка маслоуказательных стекол (при наличии резервных стекол), замена манометров герметичных вводов; - подтяжка болтовых соединений, уплотнений и ошиновки; - протирка изоляторов и очистка поверхности бака; - доливка масла в расширитель и маслонаполненные вводы; - смена масла в гидрозатворах маслонаполненных вводов (при необходимости); - замена неисправной стеклянной мембраны предохранительной трубы; - осмотр пленочной защиты; - проверка состояния рабочего, защитного заземления; - текущий ремонт вводов. При неудовлетворительных результатах анализов трансформаторного масла проводится восстановление характеристик масла. При текущем ремонте масляных трансформаторов выполняются следующие испытания: - измерение сопротивления изоляции обмоток R60 и соотношения R60/R15 мегомметром на напряжение 2500 В; - проверка состояния индикаторного силикагеля воздухоосушительных фильтров; 37 - испытание трансформаторного масла из бака трансформаторов мощностью свыше 630 кВА; Таблица 3.5 - Типовая норма времени на ремонт трансформатора напряжения НКФ–220 Состав исполнителей Электромеханик –1 Электромонтер ТП 4-го разряда -1 № п/п Количество исполнителей Измеритель работы Норма времени на измеритель, чел.-ч. 2 Один комплект из трех трансформаторов 4,32 Содержание работы 1 2 3 4 5 6 7 Итого Наружный осмотр трансформатора с проверкой состояния заземления Проверка состояния контактных соединений первичных и вторичных цепей Проверка уплотнений Проверка маслоуказательного устройства Проверка сливного крана и дыхательного устройства Чистка фарфоровой изоляции трансформатора Отбор пробы масла на испытание Учтенный объем работы на измеритель Три трансформатора Оперативное время на учтенный объем работы, чел.-мин. То же 38,7 То же 31,5 То же 19,2 То же 19,6 То же 34,8 Три пробы 52,8 220,6 24,0 Таблица 3.6 – Расчет нормы времени на измеритель Категория затрат времени % к Топ Чел.-мин. Топ 220,6 Тпз 8,3 18,3 Тоб 5,4 11,9 Тотл 3,8 8,4 Т 259,2 Применяемые приборы, инструмент, приспособления и материалы: ключи гаечные, плоскогубцы, комбинированные, отвертка, молоток слесарный, ведро, банки с притертыми пробками для отбора масла, лестница, обтирочный материал. Текущий ремонт трансформаторов производят без их вскрытия в следующей технологической последовательности. Перед отключением трансформатора, а в местах, не доступных для осмотра, непосредственно после отключения проверяют нагрев контактов в местах присоединения и соединения ошиновок и кабелей. Проверку выполняют по термоиндикаторным пленкам, свечам, краскам, а при отсутствии таковых на ощупь. Контакты, имеющие чрезмерный нагрев, перебирают, контактные поверхности зачищают мелким напильником или наждачной бумагой под слоем вазелина с последующей очисткой и повторной смазкой техническим вазелином. Протирают опорные и проходные изоляторы салфеткой смоченной в бензине, проверяют отсутствие трещин, сколов фарфора, прочность армировки фланцев. 3.4 Профилактические испытания НКФ–220 в процессе текущей эксплуатации 38 При межремонтных испытаниях трансформаторов напряжения проводится: - измерения сопротивления изоляции первичных обмоток трансформаторов напряжения выше 1000 В мегомметром на напряжение 2500 В; - измерения сопротивления изоляции вторичных обмоток трансформаторов напряжения мегомметром на напряжение 1000 В; - измерения тангенса угла диэлектрических потерь (tgd) изоляции обмоток согласно таблицам 27 и 28 и положений пункта 19.2 приложения 1 к Правилам эксплуатации электроустановок потребителей; - испытания повышенным напряжением промышленной частоты изоляции первичных обмоток трансформаторов напряжения до 35кВ проводятся с учетом данных таблицы 3.7; - испытания изоляции вторичных обмоток, мегомметром на напряжение 2500 В в течение одной минуты; - испытания трансформаторного масла у измерительных трансформаторов 35 кВ и выше согласно таблице 8 и положений пункта 19.5 приложения 1 к Правилам эксплуатации электроустановок потребителей. Таблица 3.7 - Одноминутное испытательное напряжение 50 Гц для измерительных трансформаторов напряжения Класс напряжения, кВ Фарфоровая изоляция 0,69 1 3 24 6 32 10 42 15 55 20 65 35 95 При испытании во время текущего ремонта отбирают пробу масла, непосредственно на тяговой подстанции производят испытание масла на пробой и определение содержания механических частиц и примесей. Таблица 3.8 - Типовая норма времени на профилактические испытания трансформатора напряжения НКФ–220 Состав исполнителей Электромеханик –1 Электромонтер ТП 4-го разряда - 1 № Количество исполнителей Измеритель работы Норма времени на измеритель, чел.-ч. 2 Один комплект из трех трансформаторов 1,70 Содержание работы Отсоединение ошиновки от выводов трансформатора Измерение сопротивления изоляции обмоток Подсоединение ошиновки к выводам трансформатора 1 2 3 Учтенный объем работы на измеритель Оперативное время на учтенный объем работы, чел.-мин. Три трансформатора 20,5 То же 45,5 То же 21,0 Итого 87,0 Таблица 3.9 – Расчет нормы времени на измеритель Категория затрат времени Топ Тпз Тоб Тотл Т % к Топ 8,3 5,4 3,8 Чел.-мин. 87,0 7,2 4,7 3,3 102,2 Применяемые приборы, инструмент, приспособления и материалы: ключи гаечные, плоскогубцы комбинированные, отвертка, молоток слесарный, ведро, банки с притертыми пробками для отбора масла, лестница, обтирочный материал. 39 ИЗМЕРЕНИЕ СОПРОТИВЛЕНИЯ ИЗОЛЯЦИИ ОБМОТОК У измерительных трансформаторов проверяют изоляцию обмоток, оммическое сопротивление обмоток и угол диэлектрических потерь. Кроме того, проверяют класс точности, характеристики требуемые условиями работы защиты, отсутствие замыкания витков, коэффициент трансформации, полярность выводов. По данным завода-изготовителя у каскадных трансформаторов напряжения сопротивление неувлажненной изоляции между обмотками, и между обмотками и заземленными частями трансформатора, измеренное мегаомметром на напряжение 1000 В при температуре +20 С°, должно быть не менее 300 МОм. Измерение сопротивление изоляции производят мегомметром на 1000В. Перед началом измерения проверяют отсутствие напряжения на испытываемом объекте, чистоту проверяемой аппаратуры, проводников и т.д. После измерения сопротивления изоляции оборудование, имеющее емкость, снимают накопленный заряд путем разряда этой емкости на землю. Сопротивление изоляции измеряют при температуре ее не ниже +5 С°. Для получения сопоставимых результатов отсчет производят через точно установленные промежутки времени (через 1 минуту после приложения напряжения). И обозначают ее R60. t2–t1, С° Рисунок 3.4 - Схемы измерения сопротивления изоляции. а) - относительно земли; б) - между элементами изолированными от земли Если сопротивление на месте монтажа R1 измеряют при температуре t1, отличной от температуры t2, которая была при измерении на заводе – изготовителе, то для сопоставления результатов сопротивления изоляции R2, полученное на заводе, приводят к температуре на месте монтажа, умножая R2 на температурный коэффициент К2 . Таблица 3.10 - Значения температурного коэффициента К2 К2 5 10 1,23 1,5 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 1,84 2,25 2,75 3,4 4,15 5,1 6,2 7,5 9,2 11,2 65 70 13,9 17 Для определения соотношения R60 /R15 сопротивление измеряют через 15, 60 секунд после приложения испытательного напряжения к изоляции обмотки. Измерения выполняют до и после ремонта, при этом за время ремонта отношение R60 /R15 не должно ухудшится более чем на 30%. Для получения достоверных значений сопротивление изоляции проводят в сухую погоду при температуре масла не ниже 10 С°. Результаты измерения вносят в паспорт трансформатора и учитывают при комплексной оценке его состояния. 40 ИСПЫТАНИЕ ИЗОЛЯЦИИ ОБМОТОК ПОВЫШЕННЫМ НАПРЯЖЕНИЕМ ПРОМЫШЛЕННОЙ ЧАСТОТЫ 50 ГЦ Место испытания и соединительные провода ограждают от доступа посторонних лиц, у места испытания ставят необходимое число наблюдающих, испытательную установку, а так же вывод надежно заземляют. К фазе трансформатора присоединяют провод от испытательной установки и только после этого снимают заземление с вывода (рис 3.3), перед подачей напряжения всех членов бригады и персонал подстанции удаляют на безопасное расстояние от проводов и оборудования в соответствии с правилами техники безопасности. Скорость подъема до одной трети установленного значения напряжения не ограничивается. Далее напряжение поднимают плавно, со скоростью, позволяющей производить визуальный отсчет по измерительным приборам, и по достижении установленного значения напряжение поддерживают неизменным в течении всего времени испытания. После требуемой выдержки напряжение плавно снижают до значения, составляющего не более одной трети испытательного напряжения, и отключают испытательный аппарат. Рисунок 3.5 - Схема испытания изоляции повышенным напряжением. Под продолжительностью испытания подразумевается время приложенного испытательного напряжения. Оно принимается равным одной минуте, если основная изоляция керамическая, и пять минут, если, изоляция выполнена из органических твердых материалов. Оборудование считается выдержавшим испытание, если за время испытания не наблюдалось частичных пробоев или разрядов, выделения газа или дыма, а так же резких толчков стрелок измерительных прибором и отключения автоматического выключателя испытательного аппарата. 3.5 Капитальный ремонт НКФ–220 Перед отключением трансформатора для производства капитального ремонта выясняют дефекты и отклонения от норм в работе по записям в эксплуатационной документации, изучают объем и результаты предыдущего капитального и текущего ремонтов и профилактических испытаний. Осмотром определяют состояние отдельных узлов трансформатора: изолятора, уплотнений, маслорасширителя, ввода, кабелей и бронепроводок. На основании документации и осмотра определяют объем капитального ремонта, составляют ведомость работ и необходимых запасных частей, включая сюда и работы по модернизации и реконструкции, в связи с указаниями Главного управления и службы электрификации и энергетического хозяйства. К ремонту приступают после укомплектования всех необходимых запасных частей и материалов. Капитальный ремонт выполняет специализированная бригада ремонтно-ревизионного цеха дорожных электромеханических мастерских. При капитальном ремонте трансформаторов без смены обмоток выполняются: 41 - вскрытие трансформатора, осмотр сердечника; - ремонт элементов выемной части без расшихтовки железа и без замены обмоток, ремонт отводов обмоток, ремонт переключателей; - ремонт расширителя, маслоочистительных устройств; - проверка системы опрессовки обмоток; - очистка или замена масла; - смена сорбента в фильтрах; - чистка и окраска всех элементов трансформатора; - проверка контрольно-измерительных приборов, устройств защиты, автоматики, сигнализации, установленных на трансформаторе; - сушка, подсушка изоляции; - заварка мест течи масла, замена резиновых уплотнений; - проверка систем охлаждения согласно заводским инструкциям; - испытания в объеме межремонтных испытаний с учетом мощности, первичного напряжения и конструкции трансформаторов; - определение погрешности трансформаторов напряжения, используемых для подключения расчетных средств учета электрической энергии; - измерение сопротивления изоляции стяжных шпилек, бандажей, полубандажей, прессующих колец — относительно активной стали и ярмовых балок; ярмовых балок — относительно активной стали; электростатических экранов — относительно обмоток и магнитопровода. Измерение проводится мегомметром на напряжение 2500 В, сопротивление изоляции — не менее 2,0 МОм, а сопротивление изоляции ярмовых балок — не менее 0,5 МОм; - определение соотношения С2/С50 для масляных трансформаторов мощностью выше 1000 кВА. Нормы соотношения С2/С50 приведены в таблице 5 приложения 1.1 к Правилам эксплуатации электроустановок потребителей; - определение отношения DС/С для масляных трансформаторов мощностью свыше 1000 кВА. Нормы соотношения DС/С приведены в таблице 6 приложения 1.1 к Правилам эксплуатации электроустановок потребителей; - испытание повышенным напряжением промышленной частоты в течение 1 минуты изоляции обмоток 35 кВ и ниже при капитальном ремонте трансформатора со сменой обмоток. Величина испытательного напряжения приведена в таблице 7 приложения 1.1 к Правилам эксплуатации электроустановок потребителей. - испытание изоляции доступных стяжных шпилек, прессующих колец и ярмовых балок выпрямленным напряжением мегомметра на напряжение 2500 В в течении одной минуты. После проведения капитального ремонта без замены обмоток и изоляции, заливки маслом и проведения испытаний при соблюдении длительности пребывания активной части на воздухе, трансформаторы могут быть включены без подсушки или сушки при соответствии показателей масла и изоляции данным таблицы 1 приложения 1.1 к Правилам эксплуатации электроустановок потребителей, определенных при следующих испытаниях: - отбора проб масла для сокращенного анализа; - измерения сопротивления изоляции R60; - определения отношения R60/R15; - измерения отношения DС/С; - измерения tgd и C2/C50. При капитальном ремонте трансформатора с расшихтовкой стали сердечника и сменой обмоток необходимо провести дополнительные испытания и сравнить с имеющимися заводскими данными (до ремонта): - данные измерения тока и потерь холостого хода; - данные измерения тока, напряжения и потерь короткого замыкания; - данные испытания изоляции обмоток 35 кВ и ниже маслонаполненных трансформаторов повышенным напряжением промышленной частоты; - данные проверки коэффициента трансформации; 42 - данные фазировки трансформаторов; - данные испытания трансформаторов толчком на номинальное напряжение. Трансформаторы, прошедшие капитальный ремонт со сменой обмоток или изоляции, подлежат сушке независимо от результатов испытаний. Аварийный вывод трансформаторов из работы необходим при: - сильном неравномерном шуме и потрескивании внутри трансформатора; - постоянно возрастающем нагреве трансформатора при нормальных нагрузках и работе устройств охлаждения; - выбросе масла из расширителя или разрыве стеклянной диафрагмы предохранительной трубы; - неустранимой течи масла с понижением его уровня ниже контролируемого уровня; - неудовлетворительных результатах лабораторных анализов масла; - неудовлетворительных результатах испытаний. Уровень масла в расширителе неработающего трансформатора должен находиться на отметке, соответствующей температуре масла трансформатора в данный момент. При срабатывании газового реле на сигнал должен быть проведен осмотр трансформатора и взят анализ газа из реле. Если газ в реле не горючий и признаки повреждения трансформатора отсутствуют, трансформатор может быть включен в работу. Продолжительность работы трансформатора в этом случае устанавливает ответственный за электрохозяйство дистанции электроснабжения железной дороги. После аварийного отключения трансформатора с разрывом стеклянной диафрагмы предохранительной трубы необходимо немедленно восстановить герметичность трансформатора. Сопротивление изоляции обмоток трансформатора R60, и тангенс угла диэлектрических потерь tgd, измеренные при температуре t2°С приводится к сопротивлению tgd и при t1 = 20°С по формуле: Rt1=Rt2*K2, Мом; tgt1= tgt2* K1, где К1 и К2 приведены в таблице 3.11. Таблица 3.11 - Поправочные коэффициенты к значению измеренного сопротивления и tgd обмоток трансформаторов Разность температур 1 2 3 4 5 6 7 10 15 20 25 30 Dt=t2-t1 Коэффициент перерасчета 1,04 1,08 1,13 1,17 1,22 1,28 1,34 1,50 1,84 2,25 2,75 3,40 R60, К2 Коэффициент перерасчета 1,03 1,06 1,09 1,12 1,15 1,18 1,21 1,31 1,51 1,75 2,00 2,30 tgd, К1, Значение K1 и K2 промежуточных значений определяется умножением коэффициентов, например, K1 при Dt = 12 °С определяется: K12 = K10*K2 = 1,31*1,06= 1,39. Силикагель должен иметь равномерную голубую окраску. Изменение окраски зерен силикагеля на розовую свидетельствует об увлажнении масла и необходимости подсушки или сушки изоляции и масла. У измерительных трансформаторов напряжения перед установкой измеряется ток холостого хода и сравнивается с паспортным значением. Таблица 3.12 - Типовая норма времени на капитальный ремонт трансформатора напряжения НКФ–220, заменить Состав исполнителей Количество исполнителей Измеритель работы Норма времени на измеритель, чел.-ч. 43 Электромеханик –1 Электромонтер ТП: 4-го разряда – 1 3-го разряда – 1 № Один трансформатор 3 Содержание работы Отсоединение ошиновки и проводов Снятие трансформатора с кон2 струкции Транспортировка в мастерскую или 3 к месту установки Установка трансформатора на кон4 струкции Присоединение ошиновки и прово5 дов Итого 1 4,04 Учтенный объем работы на измеритель Оперативное время на учтенный объем работы, чел.-мин. Один трансформатор 32 То же 47 То же 35 То же 54 То же 31 199 Таблица 3.13 – Расчет нормы времени на измеритель Категория затрат времени % к Топ Чел.-мин. Топ 199 Тпз 9,6 19,1 Тоб 6,7 13,3 Тотл 5,4 10,8 Т 21,7 242,2 Применяемые приборы, инструмент, приспособления и материалы: кран автомобильный, полиспасты, стропы, ключи гаечные, плоскогубцы комбинированные, отвертка, тележка. Таблица 3.14 - Типовая норма времени на капитальный ремонт трансформатора напряжения НКФ–220, без замены обмоток отремонтировать Количество Измеритель Норма времени на изСостав исполнителей исполнителей работы меритель, чел.-ч. Электромеханик –1 Один транс2 15,3 Электромонтер ТП 4-го форматор разряда – 1 Оперативное время Учтенный объем № Содержание работы на учтенный объем работы на измеритель работы, чел.-мин. 1 Слив масла (самотеком) Один трансформатор 71 2 Разборка трансформатора То же 178 Осмотр, ремонт, промывка транс3 То же 128 форматора 4 Сборка трансформатора То же 214 5 Заливка масла То же 79 6 Окраска То же 82 Итого 752 Таблица 3.15 – Расчет нормы времени на измеритель Категория затрат времени % к Топ Чел.-мин. Топ 752 Тпз 9,6 72,2 Тоб 6,7 50,4 Тотл 5,4 40,6 Т 21,7 915,2 44 Применяемые приборы, инструмент, приспособления и материалы: насос масляный, шланг маслостойкий, емкость для масла, полиспасты, ключи гаечные, плоскогубцы комбинированные, отвертка, щетки волосяные, кисти малярные. 3.6 Профилактические испытания НКФ–220 после капитального ремонта При профилактические испытания после капитального ремонта выполняют следующие работы: - измерение сопротивления изоляции обмоток; - измерение тангенса угла диэлектрических потерь изоляции обмоток; - испытание изоляции обмоток повышенным напряжением частоты 50 Гц; - измерение тока холостого хода; - проверка полярности выводов трансформатора; - проверка коэффициента трансформации; - измерение сопротивления обмоток постоянному току; - оформление протокола. Таблица 3.16 - Типовая норма времени на профилактические испытания трансформатора напряжения НКФ–220 Состав исполнителей Количество исполнителей Измеритель работы Норма времени на измеритель, чел.-ч. Электромеханик –1 Электромонтер ТП 4-го разряда 2 Один комплект из трех трансформаторов 8,58 № Содержание работы Измерение сопротивления изоляции обмоток Измерение тангенса угла диэлектри2 ческих потерь изоляции обмоток Испытание изоляции обмоток повы3 шенным напряжением частоты 50 Гц 4 Измерение тока холостого хода Проверка полярности выводов 5 трансформатора Проверка коэффициента трансфор6 мации Измерение сопротивления обмоток 7 постоянному току 8 Оформление протокола Итого 1 Учтенный объем работы на измеритель Оперативное время на учтенный объем работы, чел.-мин Три трансформатора 35 То же 141 То же 38 То же 84 То же 51 То же 30 То же 25 То же 19 423 Таблица 3.17 – Расчет нормы времени на измеритель Категория затрат времени % к Топ Чел.-мин. Топ 423 Тпз 9,6 40,6 Тоб 6,7 28,3 Тотл 5,4 22,8 Т 21,7 514,7 45 Применяемые приборы, инструмент, приспособления и материалы: мегаомметр 10002500В, испытательный аппарат АИИ-70, мост переменного тока, испытательный трансформатор, амперметр, вольтметр, милливольтметр, аккумулятор, мост постоянного тока. ПРОВЕКА ПОЛЯРНОСТИ ВЫВОДОВ ОБМОТОК Проверка производится методом постоянного тока, при помощи поляриметра. Поляриметр – милливольтметр, гальванометр, имеющий 2-х полярную шкалу. Схема проверки полярности выводов приведена на рисунке 3.6. Рисунок 3.6 - Проверка полярности выводов трансформатора напряжения НКФ-220 Полярность вывода обмоток при заданном направлении магнитного потока обусловлена направлением намотки витков обмотки и их взаимном расположении на магнитопроводе. Если на одной или нескольких магнитосвязанных обмотках пропускать ток, то в них индуцируется ЭДС. Однополярными являются обмотки, на выводах которых имеется ЭДС одного знака. При одинаковой полярности источника питания «+» на начало 1-ой обмотки, и «+» на начало второй обмотки, то при замыкании ключа в стрелка гальванометра отклонится вправо, в случае размыкания ключа стрелка гальванометра отклонится влево. ИЗМЕРЕНИЕ ТОКА ХОЛОСТОГО ХОДА Измерение тока холостого хода производится путем подачи на вторичную обмотку линейного напряжения источника питания (рисунок 3.7), используя для этого регулятор напряжения и производя замеры тока и напряжения приборами электромагнитной или электродинамической системы класса точности не ниже 0,1. Значение тока холостого хода не нормируется, однако, у исправных трансформаторов напряжения НКФ-220 ток холостого хода не должен отличаться от заводских данных более чем на 30 %. Рисунок 3.7 - Схема измерения тока холостого хода трансформатора 3.7 Особенности эксплуатации измерительных трансформаторов Пробы масла у трансформаторов напряжения наружной установки 220 кВ надо брать из самой нижней части их корпуса. Для этого пробку отборного устройства необходимо нарастить с внутренней стороны изогнутой трубкой. 46 У трансформаторов напряжения, работающих по схеме контроля изоляции, т. е. с заземленным нулем высоковольтной обмотки (НКФ-220), могут перегорать плавкие вставки предохранителей ПКТ, а в случае их завышенных параметров — повреждаться высоковольтные обмотки. Это связано с тем, что при включениях и отключениях ненагруженного или малонагруженного трансформатора на сборных шинах подстанции возникают перенапряжения вследствие феррорезонансных явлений, называемых смещением нейтрали. Особенно часто повреждаются трансформаторы напряжения в схемах питания ЛЭП автоблокировки и контроля изоляции сборных шин, т. е. там, где смещение нейтрали наиболее вероятно в силу частых оперативных переключений, появлений и исчезновений замыканий на землю, отключений коротких замыканий. При этом может повреждаться изоляция линии, шин и обмоток понизительных трансформаторов. Для срыва феррорезонансных колебаний рекомендуется в контур обмоток разомкнутого «треугольника» вводить активное сопротивление, создающее условия - для интенсивного затухания процесса (рисунок 3.7). Рисунок 3.7 – Схема включения резистора в разомкнутый «треугольник» трансформатора напряжения для ограничения смещения нейтрали Величина активного сопротивления R1, постоянно подключенного к выводам разомкнутого треугольника, составляет 25 Ом (набирается из четырех резисторов ПЭ 150 по 100 Ом каждое, включенных параллельно). Суммарная мощность составного резистора, должна быть не менее 400 Вт и он должен выдерживать длительное протекание тока 4А при замыкании на землю в сети 6; 10 или 35 кВ. Сопротивление R2 = 25 Ом имеет аналогичное исполнение. Оно обеспечивает более интенсивное затухание колебаний, если ограничивающее действие R1 оказывается недостаточным, например, при наличии в сети значительных кабельных емкостей. Сопротивление R2 вводится в работу релейной схемой с самоудержанием (с ручной кнопкой сброса) от токового реле Т (типа ЭТД-551/60 с последовательно соединенными обмотками и током уставки 20 мА). Токовое реле запускается от шунта R3 = 3,4-3,5 Ом в цепи заземления нейтрали. Шунт R3 (рисунок 3.8) изготовляется на ток термической устойчивости 10 А из нихромовой проволоки диаметром 0,45 мм с плоской намоткой для максимального снижения индуктивности. Наличие постоянно включенного в схеме измерения изоляции резистора R1 = 25 Ом не сказывается на ее работе. Уставка сигнального реле напряжения контроля изоляции может выбираться по-прежнему в пределах 30% от 3U0, так как падение напряжения в обмотках разомкнутого «треугольника» при наличии R1 не превышает при замыканиях на землю 3% от 3 U0. 47 Рисунок 3.8 – Конструкция безындукционного шунта Признак смещения нейтрали — завышенное напряжение на фазах (выше линейного напряжения) при измерении фазных напряжений вольтметром контроля изоляции или неустойчивые показания вольтметра в этом случае. Сорвать начавшийся колебательный процесс можно отключением с последующим АПВ, но это не всегда спасает от повреждений, так как в момент отключения резонанс может вызвать еще большие перенапряжения. Поэтому применение выше указанной защиты обязательно, так как из-за смещения нейтрали происходят практически все случаи повреждения ТН. 4 Техника безопасности при выполнении технического обслуживания и ремонта НКФ-220 и ПВЭ-3М 4.1 Организационные и технические мероприятия на ТП 48 Общее руководство и ответственность за состояние техники безопасности несут начальники участков энергоснабжения, тяговых подстанций и ремонтно-ревизионных цехов. Они обеспечивают все мероприятия, гарантирующие безопасные условия труда, контроль за соблюдением действующих норм и правил труда, а также контроль за наличием и исправностью защитных и предохранительных средств. К работе на тяговых подстанциях допускаются лица, изучившие Правила техники безопасности, выдержавшие испытания в комиссии при участке электроснабжения, тяговой подстанции или ремонтно-ревизионном участке и получившие удостоверение с присвоением квалификационной группы. Действующими Правилами техники безопасности определены пять квалификационных групп: I, II, III, IV и V (I - низшая, V- высшая квалификационные группы). Присвоение той или иной квалификационной группы определяется выполняемой работой, занимаемой должностью, стажем работы в установках высокого напряжения, знаниями в области электротехники и самой электроустановки, знанием Правил техники безопасности, умением вести надзор за работающими и др. Начальники участков электроснабжения, тяговых подстанций и ремонтноревизионных участков организуют обучение и повышение квалификации персонала в целях приобретения и закрепления навыков выполнения работ с соблюдением требований Правил техники безопасности. В отношении лиц, нарушающих Правила техники безопасности, принимаются строгие меры наказания. В целях повышения ответственности работников участков электроснабжения, тяговых подстанций, ремонтно-ревизионных участков, энергодиспетчерской группы за соблюдение Правил техники безопасности специальным распоряжением МПС для различных должностей и профессий установлена периодичность испытания: старшие инженеры, инженеры участка электроснабжения, например, 1 раз в 3 года; старшие энергодиспетчеры, энергодиспетчеры, начальники, старшие электромеханики и электромеханики тяговых подстанций и ремонтно-ревизионных участков, электромонтеры и рабочие всех профессий ежегодно. Работы, производимые в электроустановках, в отношении мер безопасности делят на три категории: - выполняемые при полном снятии напряжения; - выполняемые без снятия напряжения вблизи и на токоведущих частях, находящихся под напряжением; - выполняемые без снятия напряжения вдали от токоведущих частей, находящихся под напряжением. Для обеспечения безопасных условий работы в электроустановках должны выполняться организационные и технические мероприятия. Организационными мероприятиями, обеспечивающими безопасность работы в электроустановках, являются: а) оформление работы нарядом-допуском, распоряжением или перечнем работ, выполняемых в порядке текущей эксплуатации; б) допуск к работе; в) надзор во время работы; г) оформление перерыва в работе, переводов на другое рабочее место, окончания работы. Работа в электроустановках производится по наряду, распоряжению, в порядке текущей эксплуатации. Наряд — это задание на производство работы, оформленное на специальном бланке установленной формы и определяющее содержание, место работы, время ее начала и окончания, условия безопасного проведения, состав бригады и лиц, ответственных за безопасность выполнения работы и пр. По наряду могут производиться работы в электроустановках, выполняемые: -со снятием напряжения -без снятия напряжения на токоведущих частях и вблизи них. Распоряжение — это задание на производство работы, определяющее ее содержание, место, время, меры безопасности и лиц, которым поручено ее выполнение. Распоряжение 49 может быть передано непосредственно или с помощью средств связи с последующей записью в оперативном журнале. Текущая эксплуатация — это проведение оперативным персоналом самостоятельно на закрепленном за ним участке в течении одной смены по перечню, оформленному в соответствии с правилами. Порядок выдачи и оформления наряда. Наряд выписывается оперативному персоналу непосредственно перед началом подготовки рабочего места. Выдавать наряд производителю работ накануне проведения работ не разрешается. Наряд на работу выписывается в двух экземплярах. Он заполняется под копирку при соблюдении четкости и ясности записей в обоих экземплярах. Исправления и перечеркивания написанного текста не допускается. Допускается передача наряда по телефону лицом, выдающим наряд, старшему лицу и оперативного персонала данного объекта или ответственному руководителю. При этом наряд заполняется в трех экземплярах: один экземпляр заполняет лицо, выдающее наряд, а два — лицо, принимающее его по телефону. При передаче наряда по телефону лицо, выдающее наряд, диктует его текст, (в форме телефонограммы), а лицо, принимающее текст, заполняет бланки наряда с обратной проверкой. При этом вместо подписи лица, выдающего наряд, указывается его фамилия, подтверждаемая подписью принимающего текст. Допуск к работе по наряду, переданному по телефону, производится в общем порядке. Наряд выписывается на одного производителя работ с одной бригадой. На руки производителю выдается только один наряд. На однотипные работы, выполняемые без снятия напряжения одной бригадой, может быть выдан один общий наряд для поочередного производства их на нескольких присоединениях, в одном или разных РУ, в разных помещениях подстанции. Оформление перевода с одного рабочего места на другое требуется только при переходе из одного РУ в другое, с одного этажа РУ на другой. Число нарядов, выдаваемых одновременно на одного ответственного руководителя, определяет в каждом случае лицо, выдающее наряд. В электроустановках, где напряжение снято со всех токоведущих частей, в том числе и с выводов ВЛ и КЛ, и заперт вход в соседние электроустановки, допускается выдавать один наряд для одновременной работы на всех присоединениях. При расширении рабочего места или изменении числа рабочих мест должен выдаваться новый наряд. Состав бригады определяет лицо, выдающее наряд. Состав бригады по численности и квалификации, а также квалификация производителя работ (наблюдающего) определяются с учетом условий выполнения работ и исходя из возможности обеспечения необходимого надзора за членами бригады со стороны производителя работ. При работе по наряду бригада должна состоять не менее чем из двух человек: производителя работ и члена бригады. В бригаду, руководимую производителем работ, на каждого ее члена с группой по электробезопасности 3 может быть включен один человек из электротехнического или электротехнологического персонала с группой 1, но общее число членов бригады с группой 1 должно быть не более двух. Оперативный персонал во время дежурства по разрешению вышестоящего лица из оперативного персонала может быть привлечен к участию в работе ремонтной бригады без включения в наряд с записью в оперативном журнале. Допуск бригады к работе по наряду. Перед допуском к работе ответственный руководитель и производитель работ совместно с допускающим проверяют выполнение технических мероприятий по подготовке рабочего места. После проверки подготовки рабочих мест и инструктажа бригады ответственный руководитель работ должен расписаться в предназначенной для этого строке на оборотной стороне наряда (только в первичном допуске). В случае, когда ответственный руководитель не назначается, подготовку рабочего места проверяет производитель работ, который расписывается в наряде. Изменять предусмотренные нарядом меры по подготовке рабочих мест запрещается. После проверки выполнения технических мероприятий производится допуск бригады, который заключается в том, что допускающий: 50 - проверяет состояние бригады и квалификации включенных в нее лиц записи в наряде. Если допускающий не знает фамилий и группы по электробезопасности лиц, включенных в состав бригады, проверка проводится по именным удостоверениям; - зачитывает по наряду фамилии ответственного руководителя, производителя работ, членов бригады и содержание порученной работы; объясняет бригаде, откуда снято напряжение, где наложено заземление, какие части ремонтируемого и соседних присоединений остались под напряжением и какие особые условия производства работ должны соблюдаться; указывает бригаде границы рабочего места; убеждается, что все изложенное им бригадой понято; - доказывает бригаде, что напряжение отсутствует: в установках напряжением выше 35 кВ — показом наложенных заземлений; в установках напряжением 35 кВ и ниже там, где заземления не видны с места работы, — прикосновением к токоведущим частям рукой после предварительной проверки отсутствия напряжения указателем напряжения или штангой. При наличии заземлений, наложенных непосредственно у места работы, прикосновения к токоведущим частям не требуется; - сдает рабочее место производителю работ, что с указанием даты и времени в обоих бланках наряда оформляется подписями допускающего и производителя работ. Один экземпляр наряда, по которому сделан допуск, должен находиться у производителя работ, другой — у оперативного персонала в папке действующих нарядов. Если при получении наряда у оперативного персонала или производителя работ возникают какие-либо сомнения, они обязаны потребовать разъяснения у ответственного руководителя или лица, выдавшего наряд. Надзор во время работы, изменение состава бригады. С момента допуска бригады к работе за ней в целях предупреждения нарушений требований техники безопасности возлагается на производителя работ или наблюдающего. Производитель работ и наблюдающий должны все время находиться на месте работы по возможности на том участке. где выполняется наиболее ответственная работа. Наблюдающему запрещается совмещать надзор с выполнением другой работы. Допускается кратковременная отлучка одного или нескольких членов бригады. В этом случае производитель работ (наблюдающий) должен дать этим лицам необходимые указания по технике безопасности. Количество членов бригады, оставшихся на рабочем месте, должно быть не менее двух, включая производителя работ. Возвратившиеся члены бригады могут приступить к работе только с разрешения производителя работ. При необходимости отлучки производитель работ (наблюдающий), если на это время его не могут заменить ответственный руководитель ответственный руководитель или лицо из оперативного персонала, обязан вывести бригаду из распределительного устройства и запереть за собой дверь; оформить перерыв в работе. Изменения в составе бригады должно оформлять в наряде лицо, выдавшее наряд, а в его отсутствие — лицо, имеющее право выдачи наряда по данной электроустановке, сведения об этих изменениях при необходимости могут быть переданы по телефону. Оформление перерыва в работе, переводов на другое рабочее место, окончания работы. При перерыве в работе на протяжении рабочего дня бригада выводится из РУ. Наряд остается на руках у производителя работ. Плакаты. ограждения и заземления остаются на месте. ни один из членов бригады не имеет права войти после перерыва в РУ в отсутствие производителя работ или наблюдающего. Допуск бригады после такого перерыва оперативным персоналом не производится. производитель работ сам указывает бригаде место работы. Оперативный персонал до возвращения производителем работ наряда с отметкой о полном окончании работ не имеет права включать выведенное для ремонта электрооборудование или вносить в схему изменения, сказывающиеся на условиях производства работ. В аварийных случаях при необходимости оперативный персонал может включить оборудование в отсутствие бригады до возвращения наряда при соблюдении следующих условий: временные ограждения, заземления и плакаты должны быть сняты, постоянные ограждения установлены на место, плакаты «Работать здесь» должны быть заменены плака- 51 тами «Стой. Напряжение»; до прибытия производителя работ и возвращения им наряда в местах производства работы должны быть расставлены люди. Обязанные предупредить как производителя работ, так и членов бригады о том, что установка включена и возобновление работ недопустимо. Работа на нескольких рабочих местах одного и того же присоединения по одному наряду может производиться при соблюдении следующих условий: все рабочие места данного присоединения подготавливаются оперативным персоналом и принимаются производителем работ и ответственным руководителем работ до начала работ; производитель работ с бригадой допускается на одно из рабочих мест присоединения; в электроустановках с постоянным оперативным персоналом перевод бригады на другое рабочее место осуществляется допускающим; на электроустановках без постоянного оперативного персонала перевод бригады на другое рабочее место при отсутствии допускающего производится ответственным руководителем; При работах без снятия напряжения на токоведущих частях оформление допуска на другое рабочее место требуется только при переводе бригады из ОРУ одного напряжения в ОРУ другого напряжения или из одного помещения ЗРУ в другое. После полного окончания работы рабочее место приводится в порядок, принимается ответственным руководителем, который после вывода бригады производителем работ расписывается в наряде об окончании работы и сдает его оперативному персоналу либо при отсутствии последнего оставляет в папке действующих нарядов. Если ответственный руководитель не назначался, то наряд оперативному персоналу сдает производитель работ. Закрытие наряда оформляется записью в оперативном журнале. Наряд может быть закрыт оперативным персоналом лишь после осмотра оборудования и мест работы, проверки отсутствия людей, посторонних предметов, инструмента и при надлежащей чистоте. Оборудование может быть включено после закрытия наряда. Если на отключенном присоединении работы производились по нескольким нарядам, то оно может быть включено в работу только после закрытия всех нарядов. Наряды, работы по которым полностью закончены, должны храниться 30 суток, после чего они могут быть уничтожены. Для подготовки рабочего места при работах со снятием напряжения должны быть выполнены в указанном порядке следующие технические мероприятия: - произведены необходимые отключения и приняты меры, препятствующие подаче напряжения на место работы вследствие ошибочного или самопроизвольного включения коммутационной аппаратуры; - на приводах ручного и на ключах дистанционного управления коммутационной аппаратуры вывешены запрещающие плакаты; - проверено отсутствие напряжения на токоведущих частях, которые должны быть заземлены для защиты людей от поражения электрическим током; - наложено заземление (включены заземляющие ножи, а там, где они отсутствуют, установлены переносные заземления); - вывешены предупреждающие и предписывающие плакаты, ограждены при необходимости рабочие места и оставшиеся под напряжением токоведущие чести. В зависимости от местных условий токоведущие части ограждаются до или после наложения заземлений. При оперативном обслуживании электроустановки двумя и более лицами в смену перечисленные мероприятия должны выполнять двое. При единоличном обслуживании их может выполнять одно лицо, кроме наложения переносных заземлений в электроустановках напряжением выше 1000 В и производства переключений, проводимых на двух и более присоединениях в электроустановках напряжением выше 1000 В, не имеющих действующих устройств блокировки разъединителей от неправильных действий. 52 На месте производства работ со снятием напряжения в электроустановках напряжением выше 1000 В должны быть отключены: - токоведущие части, на которых будет производиться работа; - неогражденные токоведущие части, к которым возможно приближение людей, используемых или ремонтной оснастки и инструмента, механизмов и грузоподъемным машин на расстояние ближе указанного в Правилах. Если токоведущие части не могут быть отключены, то они должны быть ограждены. Непосредственно после проведения необходимых отключений на приводах разъединителей, отделителей и выключателей нагрузки напряжением выше 1000 В, на ключах и кнопках дистанционного управления ими, на коммутационной аппаратуре напряжением до 1000 В (автоматы. рубильники, выключатели), отключенных при подготовке рабочего места, должны быть вывешены плакаты «Не включать. Работают люди». У разъединителей, управляемых оперативной штангой, плакаты вывешиваются на ограждениях, а у разъединителей с полюсным приводом—на приводе каждого полюса. На присоединениях напряжением 1000В, не имеющих автоматов, выключателей или рубильников, плакаты вывешиваются у снятых предохранителе, при установке которых может быть подано напряжение на место работы. Перед началом всех видов работ в электроустановках со снятием напряжения необходимо проверить отсутствие напряжения на участке работы. Проверка отсутствия напряжения на отключенной для производства работ части электроустановки должна быть проведена допускающим после вывешивания запрещающих плакатов. В электроустановках проверять отсутствие напряжения необходимо указателем напряжения заводского изготовления, исправность которого перед применением должна быть установлена посредством предназначенных для этой цели специальных приборов или приближением к токоведущим частям, расположенным поблизости и заведомо находящимися под напряжением. В электроустановках напряжением выше 1000 В пользоваться указателем напряжения необходимо в диэлектрических перчатках. Проверка отсутствия напряжения у отключенного оборудования должна производиться на всех фазах, а у выключателя и разъединителя — на всех шести вводах, зажимах. Техническими являются следующие мероприятия: производство необходимых отключений и принятие мер, препятствующих подаче напряжения к месту работы вследствие ошибочного или самопроизвольного включения коммутационной аппаратуры: вывешивание плакатов («Не включать — работают люди», «Не включать — работа на линии») и установка ограждений; присоединение к «земле» переносных заземлений и проверка отсутствия напряжения на токоведущих частях, на которые должно быть наложено заземление; наложение заземлений; ограждение рабочего места и вывешивание плакатов («Стой — высокое напряжение», «Не влезай убьет», «Работать - здесь», «Влезать здесь»). В условиях эксплуатации электрических установок обязательно применяют специальные защитные средства, служащие для защиты эксплуатационного персонала от поражения электрическим током, воздействия электрической дуги, электрического поля и др. Защитные средства подразделяются на три группы: изолирующие, ограждающие и предохранительные. Изолирующие защитные средства делятся на основные и дополнительные. Основные изолирующие средства способны длительно выдерживать рабочее напряжение установки и поэтому ими разрешается касаться токоведущих частей, находящихся под напряжением. К ним относятся: в электроустановках до 1000 В — диэлектрические перчатки, изолирующие штанги, изолирующие и электроизолирующие клещи, слесарно-монтажный инструмент с изолирующими рукоятками и указателями напряжения; в электроустановках выше 1000 В — изолирующие штанги (оперативные, измерительные, универсальные), изолирующие и электроизмерительные клещи, указатели напряжения, а также средства для ремонтных работ под напряжением выше 1000 В. Изолирующие штанги, предназначенные для операций с однополюсными разъединителями, наложения временных переносных защитных заземлений, проверки распределения напряжения по изоляторам гирлянды, измерения сопротивления контактных зажимов и др., применяют в электроустановках напряжением до 500 кВ. Изолирующие клещи, используе- 53 мые для постановки и снятия предохранителей под напряжением, изолирующих накладок и перегородок, применяют в установках до 35 кВ включительно, а электроизмерительные клещи — в установках до 10 кВ включительно. Дополнительные изолирующие защитные средства не способны выдерживать рабочее напряжение и поэтому предназначаются лишь для усиления действия основных средств. К дополнительным средствам относятся в электроустановках до 1000 В — диэлектрические галоши, ковры и изолирующие подставки; в электроустановках выше 1000 В — диэлектрические перчатки, боты, ковры и изолирующие подставки. Ограждающие защитные средства предназначены для временного ограждения токоведущих частей и для предупреждения ошибочных операций с коммутационными аппаратами. К ним относятся переносные ограждения, изолирующие накладки, временные переносные заземления и предупредительные плакаты. Предохранительные защитные средства предназначены для индивидуальной защиты персонала. К ним относятся защитные очки, специальные рукавицы, защитные каски, предохранительные монтерские пояса, монтерские когти, страховочные канаты. Перед началом всех видов работ в электроустановках со снятием напряжения необходимо проверить отсутствие напряжения на участке работы. Проверка отсутствия напряжения производится при помощи указателей низкого (УНН) и высокого напряжений (УВН). В УВН начинает светиться неоновая лампа при протекании через нее емкостного (зарядного) тока конденсатора, включенного последовательно с лампой. УВН изготавливают на номинальное напряжение электроустановок 2 220 кВ. Пользоваться УВН можно лишь после проверки его исправности. Исправность УВН проверяют, приближая щуп указателя к токоведущим частям, заведомо находящимся под напряжением. Персонал, обслуживающий электроустановки, должен быть снабжен всеми необходимыми защитными средствами. Для проверки диэлектрических свойств все изолирующие защитные средства подвергают периодическим электрическим испытаниям повышенным напряжением. Нормы и сроки электрических испытаний устанавливаются Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей. Персонал тяговой подстанции и ремонтно-ревизионных участков должен быть хорошо знаком с правилами оказания пострадавшим первой медицинской помощи. Основными условиями успеха при оказании первой помощи пострадавшим от электрического тока и при других несчастных случаях являются быстрота действий, находчивость и умение подающего помощь. 4.2 Разработка технологической карты и оформление наряда-допуска при выводе в ремонт преобразователя ПВЭ-3М В этом подразделе следует составить технологическую карту на вывод в ремонт заданного силового оборудования рассматриваемой тяговой подстанции. Карта должна быть составлена в соответствии с формой, утвержденной приказом ЭТБ-29/87 начальником службы электрификации и электроснабжения Свердловской ж.д. от 01.07.96 г. Данная форма имеет пять обязательных для заполнения пунктов: 1 Необходимые переключения. В данном пункте необходимо вначале перечислить те коммутационные аппараты, которые надо включить или отключить, чтобы обеспечить бесперебойность электроснабжения при выводе в ремонт заданного оборудования. После этого следует перечислить коммутационные аппараты, которые необходимо отключить для снятия напряжения с заданного оборудования. Также необходимо указать, какие плакаты следует вывесить на ключи управления выключателей и приводы разъединителей. 2 Заземления. перечислить заземляющие ножи, которые надо включить, и переносные заземления, которые следует установить, чтобы заземлить со всех сторон выводимое в ремонт оборудование. 54 3 Плакаты. В этом пункте необходимо указать плакаты, которые необходимо вывесить на приводы разъединителей после включения заземляющих ножей, и канаты с плакатами, ограждающие место проведения работ. 4 Состав бригады. Указать состав бригады, привести группу по электробезопасности. 5 Наличие опасных мест. Этот пункт при выполнении курсовой работы можно опустить, если нет особого указания преподавателя. Ниже приведена технологическая карта на вывод в ремонт преобразовательного агрегата ПВЭ-3М. Составление технологической карты производится на основании разработанной в подразделе 2.1 эксплуатационной схемы для отключения преобразователя. Технологическая карта № 1 Вывод в ремонт преобразовательного агрегата ПВЭ-3М Категория работ Необходимые переключения Заземления Плакаты Состав бригады Со снятием напряжения 1.Отключить АВР. 2.Отключить МВ В1, вывесить плакат «Не включать! Работают люди». 3.Отключить БВ В1, вывесить плакаты «Не включать! Работают люди». 4.Отключить АВ1, ДВ1 вывесить плакат «Не включать! Работают люди». 5. Выкатить тележку МВ В1 в ремонтное положение, закрыть дверь ячейки, вывесить плакат «Не включать! Работают люди». 6.Включить разъединители Р-RC в шкафу RC. 1. Включить заземляющие ножи в ячейке АВ1,ДВ1. 2. Включить заземляющие ножи МВ В1. 3. Установить ПЗ №7 на шины переменного напряжения В1. 4. Установить ПЗ №8 на шины постоянного напряжения В1. Примечание: Заземляющие ножи включаются, а переносные заземления устанавливаются после проверки отключенного состояния соответствующих коммутационных аппаратов и проверки отсутствия напряжения на шинах, где устанавливаются заземления. Проверка осуществляется с помощью высоковольтной штанги. 1. «Стой! Напряжение» – на соседнее оборудование 2. «Работать здесь», «Влезать здесь»– на месте работ 3. «Заземлено» – в местах установки заземления 1. Ответственный руководитель работ — с группой не ниже 5 2. Производитель работ — с группой не ниже 4 3. Члены бригады — с группой не ниже 3 Оформление наряда-допуска приведено в приложении 4. 4.3 Разработка технологической карты и оформление наряда-допуска при выводе в ремонт НКФ–220 в РУ-220 кВ Технологическая карта разрабатывается на основании раздела 3.1 и эксплуатационной схемы (рисунок 3.1). Технологическая карта № 2 Вывод в ремонт трансформатора напряжения НКФ-220 Категория работ Со снятием напряжения 55 Необходимые переключения Заземления Плакаты Состав бригады 1.Отключить ШР ТН-1, вывесить плакат «Не включать! Работают люди». 2. Перевести блок-измерения в испытательное (измерительное) положение. 1. Включить ЗН ШР ТН-1 со стороны трансформатора напряжения. 2. Установить ПЗ №6 на обмотке высокого напряжения. Примечание: Заземляющие ножи включаются, а переносные заземления устанавливаются после проверки отключенного состояния соответствующих коммутационных аппаратов и проверки отсутствия напряжения на шинах, где устанавливаются заземления. Проверка осуществляется с помощью высоковольтной штанги. 1. «Стой! Напряжение» – на соседнее оборудование. 2. «Работать здесь», «Влезать здесь»– на месте работ. 3. «Заземлено» – в местах установки заземления. 1. Ответственный руководитель работ — с группой не ниже 5. 2. Производитель работ — с группой не ниже 4. 3. Члены бригады — с группой не ниже 3. Оформление наряда-допуска приведено в приложении 5. Заключение В курсовой работе решены следующие вопросы: 1. Описан, охарактеризован и выбран один из методов оперативно технического обслуживания комплексный метод с дежурством на ТП в 2 лица. Разработана схема и выбра- 56 но оборудование РУ – 220 кВ (приложение 1), например, силовой понижающий трансформатор - ТДТН-25000/220 2. Составлен годовой план-график ТО и Р оборудования РУ– 220 кВ (приложение 2), составлен месячный план-график ТО и Р оборудования РУ– 220 кВ (приложение 3). 3. Разработана схема подключения ПВЭ-3М на ТП (рисунок 2.2), описано конструктивное исполнение, составлен – текущий ремонт, профилактические испытания, капитальный ремонт ПВЭ-3М. 4. Разработана схема подключения НКФ-220 на ТП ( рисунок 3.1), описано конструктивное исполнение и основные параметры НКФ-220 (таблица 3.1, 3.2), составлен – текущий ремонт, профилактические испытания, капитальный ремонт НКФ-220. 5. Описана техника безопасности при выполнении технического обслуживания и ремонта ПВЭ-3М и НКФ-220. 6. Разработаны технологические карты при выводе в ремонт ПВЭ-3М и НКФ-220. 7. Приведен пример оформления наряда-допуска при работах на ПВЭ-3М и НКФ-220. Список использованных источников 1 Типовые нормы времени на текущий ремонт и профилактические испытания оборудования и устройств тяговых подстанций и постов секционирования электрифицированных железных дорог. - М.: Транспорт, 2001.-136с. 57 2 Типовые нормы времени на капитальный ремонт оборудования и устройств тяговых подстанций и постов секционирования электрифицированных железных дорог. - М.: Транспорт, 1997. 3 Типовые нормы времени на текущий ремонт и профилактические испытания полупроводниковых преобразователей тяговых подстанций электрифицированных железных дорог. - М.: Транспорт, 1985.-163с. 4 Инструкция по техническому обслуживанию и ремонту оборудования тяговых подстанций электрифицированных железных дорог (ЦЭ-936). Департамент электрификации и электроснабжения МПС РФ.- М.: Трансиздат, 2003.-80с. 5 Профилактические испытания электрооборудования и проверка релейных защит тяговых подстанций. Сборник справочных материалов. ЦЭ МПС РФ. - М., Трансиздат, 2001 г. – 511 с. 6 Правила технической эксплуатаций электроустановок потребителей и Правила техники безопасности при эксплуатаций электроустановок потребителей. - М.: Энергоатомиздат, 1986.-424с. 7 Бей, Ю. М. Тяговые подстанции: Учебник для вузов ж.-д. трансп. - М.: Транспорт, 1986. 8 Давыдова, И. К. Справочник по эксплуатации тяговых подстанций и постов секционирования. - М.: Транспорт, 1978. -416с. 9 Эксплуатация и ремонт тяговых подстанций электрифицированных железных дорог. ВолковН.Н., Кузнецов С.М., Маценко В.П., Панфиль Л.С. М., «Транспорт», 1975.-312с. 10 Почаевец, В.С. Электрические подстанции: Учеб. Для техникумов и колледжей ж.д. трансп. - М.: Желдориздат, 2001.─512с. 11 Выбор оборудования распредустройств тяговых и трансформаторных подстанций. Методическое пособие. - Екатеринбург, «Полиграфист», 2000. -68с.
