123089 (592761), страница 4

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 4)

Недокомпенсація припустима у схемі блоку генератор - трансформатор, тому що в ній виникнення несиметрії ємностей фаз щодо землі практично не можливо, за винятком випадку, коли у трансформаторній групі блоку виведена з роботи одна фаза для ремонту (при неповнофазному режимі роботи трансформаторної групи).

Результати вибору настроювань для різних схем сполучення мережі повинні бути оформлені у вигляді таблиці (табл. 5).

Таблиця 5

Настроювання дугогасильних реакторів

мережі _______кв_______енерго

Незалежно від способу визначення ємнісного струму й струму ДГР обране настроювання компенсації відносно найменшого струму замикання на землю повинно перевіряться виміром цього струму при металевому замиканні на землю фази мережі. Одночасно осцилографуванням магнітоелектричним осцилографом доцільно оцінити складові вищих гармонік у струмі замикання на землю й час , необхідний для відновлення напруги до нормальної фазної напруги мережі після відключення замикання на землю.

Оперативні дії з дугогасильними реакторами виконуються тільки за вказівкою чергового диспетчера енергосистеми або мережного району.

Зміни настроювання дугогасильних реакторів виконуються в наступному порядку:

1. Черговий диспетчер робить вибір настроювання у зв'язку зі зміною конфігурації мережі або поділом її на частини. Після цього він дає вказівку черговому персоналу електростанцій або підстанцій, на яких установлені ДГР, про зміну настроювань.

1. 2. Черговий персонал по сигнальних пристроях на щиті й у ДГР, а також по відсутності гулу в реакторах переконується у відсутності в мережі замикання на землю.

2. 3. ДГР відключається від мережі роз'єднувачем.

3. 4. Черговий персонал встановлює обране відгалуження, і ДГР підключається роз'єднувачем до мережі.

Якщо відгалуження сигнальної обмотки дугогасильного реактора не виведені на його перемикач, то для забезпечення надійної роботи сигналізації ДГР при зміні його настроювання, необхідно змінити підключення сигнальної обмотки перестановкою кінця сигнального ланцюга з одного незаземленого низьковольтного введення на іншому, відповідному встановленому положенню перемикача відгалужень.

7.2. Експлуатація ДГР

Для перекладу дугогасильного реактора з одного трансформатора або генератора на інший необхідно зробити спочатку відключення реактора, а потім включити його на інший трансформатор або генератор.

Перемикання відгалужень без відключення дугогасильного реактора від мережі роз'єднувачем не допускається за умовами безпеки, тому що під час перемикання не виключається ймовірність виникнення замикання на землю й поява на реакторі фазної напруги мережі. Перемикання відгалужень без відключення від мережі й при замиканні на землю припустимо тільки для спеціальних підстроюваних реакторів, що мають пристрій автоматичного швидкодіючого перемикання під струмом.

Відключення або включення роз'єднувача ненавантаженого трансформатора, до нейтралі якого підключений дугогасильний реактор, виконується лише після відключення реактора, тому що неодночасність розмикання або замикання контактів роз'єднувача може привести до появи небезпечних перенапруг у мережі, що виникають внаслідок неповнофазної компенсації ємностей фаз щодо землі.

Для підтримки настроювань компенсації, може використатися часткова або повна автоматизація компенсації ємнісних струмів. Часткова автоматизація полягає в автоматичному вимірі розстройки компенсації. При цьому підстроювання до резонансу виконується експлуатаційним персоналом.

Повна автоматизація полягає в автоматичних вимірах розстройки й перебудовах індуктивностей дугогасильних апаратів.

Часткова або повна автоматизація компенсації доцільна тоді, коли вартість зниження збитків за рахунок автоматизації перевищує або дорівнює витратам на автоматизацію.

Автоматизація потрібна:

1. У всіх кабельних мережах 35 кВ.

2. Повітряних мережах 35 кВ, коли 30% ПЛ мають довжину 25-30 км.

3. У кабельних мережах 6-10 кВ при повному ємнісному струмі не менш 60 А та 20 кабельних лініях, підключених до шин живильних підстанцій.

У повітряних мережах 6-10 кВ автоматизація компенсації не потрібна.

Мережі з ізольованої нейтралью та з компенсацією ємнісних струмів призначені для нормального електропостачання споживачів при наявності в мережі замикання на землю, тривалість якого нормується експлуатаційними міркуваннями залежно від місця й характеру ушкодження, небезпеки поразки струмом людей й імовірності розвитку ушкодження в аварію.

Дії експлуатаційного персоналу по відновленню нормального режиму роботи мережі полягає у визначенні приєднання з ушкодженням і характеру ушкодження, в огородженні або виділенні місця ушкодження, підготовці й проведенні відбудовного ремонту.

Для визначення приєднання з ушкодженням затрачається не багато часу. При цьому використаються всі засоби сигналізації й визначення місця замикання на землю (пристрою селективної сигналізації замикань на землю для визначення ушкодженого приєднання; сигналізація, за допомогою якої визначається ушкоджена ділянка лінії; переносні пристрої й прилади для визначення місця ушкодження на лінії, а також почергові виділення й короткочасні відключення приєднань із використанням АПВ).

Характер ушкодження встановлюється при огляді встаткування розподільного пристрою або лінії.

Операції по відшуканню місця замикання на землю повинні виконуватися по можливості швидко, тому що кожне відключення спричиняє деяку розстройку компенсації в кожній з окремих частин лінії. Переклад якої-небудь лінії із частини мережі із замиканням на землю в частину без замикання збільшує перекомпенсацію в першій, у той час як у другій частині настроювання наближається до резонансного.

Для короткочасного відключення з метою відшукання замикання на землю повинні використатися встановлені на лініях АПВ.

Одночасно з оперативними діями по відшуканню місця ушкодження виконується огляд працюючих дугогасильних реакторів і трансформаторів, до нейтралей яких вони підключені. При огляді записуються початкові показання термометрів ДГР; звертається увага на потріскування усередині бака; у схемі первинного ланцюга перевіряється відсутність коронування, іскріння контактів; оглядається газове реле з метою виявлення в ньому повітря або газу; перевіряється робота світлової сигналізації в роз'єднувачах.

За приладами встановлюється ретельне спостереження. Про кожну зміну показань, пов'язану з оперативними діями по відшуканню в мережі ушкодженої лінії або ж зі зміною стану ушкодження, доповідається черговому диспетчерові.

Якщо відшукання замикання на землю затягується або за умовами навантаження лінія з ушкодженням не може бути виведена в ремонт, то після двогодинної роботи із замиканням на землю необхідно вести ретельне спостереження за температурою верхніх шарів масла ДГР, записуючи показання термометра через кожні 30 хв.

При зазначених обставинах допускається підвищення температури верхніх шарів масла до 100 °С.

У випадку якщо ДГР установлені на підстанціях без обслуговуючого персоналу, аварійна бригада після відшукання місця ушкодження повинна негайно зробити огляд дугогасильних реакторів, звернувши увагу на показання відбійних стрілок приладів і термометрів.

Після відключення місця ушкодження оперативний персонал повинен записати показання термометрів дугогасильних реакторів, ввести в дію звукову й перевірити світлову сигналізації, поставити в робоче положення вказівні реле, зняти стрічки із приладів, що реєструють, і записати на них час, струм або напругу й поставити у вихідні положення відбійні стрілки приладів.

Короткочасні пробої ізоляції на землю варто враховувати, тому що вони свідчать про можливості стійкого замикання на землю. Приєднання, на яких селективно діючою сигналізацією виявлені короткочасні пробої ізоляції, повинні бути відключені для позачергової профілактики й визначення місця ушкодження.

7.3. Огляди дугогасильних реакторів

Огляди дугогасильних реакторів повинні виконуватись в наступний термін:

1. 1. На підстанціях з постійним черговим персоналом у мережах 60-154 кВ один раз на добу, у мережах 35 кВ і нижче не рідше одного разу за три доби;

2. 2. На підстанціях без обслуговуючого персоналу - не рідше одного разу на місяць і після кожного замикання на землю в мережі.

Поточний ремонт ДГР повинен виконуватися один раз у рік (ДГР відключається від мережі).

В об'єм поточного ремонту входять:

1. 1. Огляд ізоляторів, кабельних і шинних підведень. Особлива увага варто обертати на очищення ізоляторів у місцях, підданих дії сольових опадів, цементного й вугільного пилу, кислотних парів, перевірка відсутності тріщин ізоляторів і відстаней ошиновки від заземлених частин розподільного пристрою.

2. 2. Перевірка кольорів і рівня масла й долівка його при необхідності.

3. 3. Перевірка маслопоказників.

4. 4. Перевірка повідомленності бака з розширником.

5. 5. Огляд газового реле, цілості ізоляції проводки в тих місцях, через які можливе вилучення масла, випуск повітря з реле.

6. 6. Огляд бака, при якому необхідно переконатися у відсутності течі масла з бака й армировки ізоляторів, якщо буде потреба переміняються ущільнювальні прокладки або підтягуються болти. Зовнішні поверхні бака й розширника очищаються від пилу, бруду й масла, бруд із грязевика розширника спускається, перевіряються справність спускних кранів і заземлюючої ошиновки бака. У випадку виявлення іржі вона зчищається.

7. 7. Підтягування контактів, огляд кабельних муфт і при необхідності доливки в них мастики.

8. 8. Перевірка опору ізоляції силових і сигнальних обмоток щодо корпуса й між обмотками.

9. 9. Перевірка ланцюгів сигналізації й контролю після огляду й чищення, перед самим включенням ДГР.

Всі результати огляду й опис проведених заходів заносяться в документацію дугогасильного реактора.

Періодичне спостереження за маслом у дугогасильних реакторах полягає у випробуванні масла на пробивну напругу, проведенні хімічних аналізів і при необхідності доливці масла.

Відбір проб масла для випробувань виконується в ті ж строки, що й для трансформаторів.

Вимір діелектричних втрат в обмотці разом з введеннями виконується не рідше одного разу в 6 років.

Капітальний ремонт дугогасильних реакторів повинен виконуватись один раз в 12 років.

Перед розкриттям дугогасильного реактора повинен бути зроблений його зовнішній огляд такий, як і при поточному ремонті.

Після виїмки сердечника виконується ретельний огляд обмотки й перемикача відгалужень із метою виявлення слідів перекриттів або розрядів.

При огляді повинна бути звернена увага на:

1. 1. Пружність дерев'яних й електрокартонних прокладок і щільність їхнього кріплення.

2. 2. Цілість і пружність електрокартонних циліндрів.

3. 3. Кріплення обмоток і відводів відгалужень, затягування всіх болтів. Всі ослаблені болтові сполуки повинні бути підтягнуті.

4. 4. Підведення відгалужень до перемикачів силової й сигнальної обмоток. Надійність контактів у всіх положеннях.

5. 5. Стан ізоляторів.

6. 6. Ізоляцію доступних болтів, що стягають сталь сердечників верхнього й нижнього ярма.

Після огляду сердечник й обмотки дугогасильного реактора обмиваються струменем масла.

По закінченні очищення проводяться виміри опору ізоляції обмоток реактора. Одночасно з оглядом й усуненням дефектів повинні бути зроблені роботи в об'ємі поточного ремонту.

Після закінчення зборки дугогасильний реактор заливається маслом, випробуваним в об'ємі скороченого аналізу, перевіряються всі ущільнення.

Бак перевіряється гідравлічним тиском (стовпом масла висотою 0,6 м протягом 15 хв.).

Характеристики

Список файлов ВКР