Раздел 1. Изучение организации эксплуатации, наладки и ремонта электрооборудования, устройств релейной защиты и автоматики, контрольно - измерительных приборов для понижающего трансформатора и тупиковой линии.
1.1 Техническое обслуживание и ремонт предусматривает выполнение комплекса работ, направленных на обеспечение исправного состояния оборудования, надежной, безопасной и экономичной его эксплуатации, проводимых с определенной периодичностью и последовательностью, при оптимальных трудовых и материальных затратах.
1.2 На каждой гидроэлектростанции:
- устанавливается состав работ по текущему техническому обслуживанию и периодичность (график) их выполнения для каждого вида гидрогенерирующего оборудования с учетом требований завода-изготовителя и условий эксплуатации;
- назначаются ответственные исполнители работ по техническому обслуживанию из персонала электростанции или заключается договор с подрядным предприятием на выполнение этих работ;
вводится система контроля за своевременным проведением и выполненным объемом работ при текущем техническом обслуживании;
- оформляются журналы технического обслуживания по видам оборудования, в которые должны вноситься сведения о выполненных работах, сроках выполнения и исполнителях.
Состав работ и их периодичность устанавливается местной инструкцией по эксплуатации гидрогенераторов конкретных типов.
1.3 Все гидрогенераторы должны периодически подвергаться капитальному, среднему и текущему ремонтам, которые должны совмещаться соответственно с капитальным, средним и текущим по заранее установленному в энергосистеме графику.
Порядок планирования, периодичность и продолжительность ремонта основного оборудования определяется стандартами организации ОАО РАО «ЕЭС России» в области ремонтного обслуживания.
1.4 Плановый ремонт оборудования основан на изучении и анализе ресурса работы деталей и узлов с установлением технически и экономически обоснованных норм и нормативов.
1.5 Плановый ремонт подразделяется на следующие виды: капитальный, средний и текущий.
1.6 Капитальный ремонт гидрогенераторов совмещается с капитальным ремонтом гидротурбин и должен, как правило, проводиться по техническому состоянию 1 раз в 5- 7 лет. В отдельных случаях с разрешения управляющей компании допускается отклонение от установленных сроков.
1.7 Номенклатура и регламентный объем работ при капитальном ремонте гидрогенератора и его вспомогательного оборудования приведены в стандартах организации ОАО РАО «ЕЭС России» в области ремонтного обслуживания
Для среднего и текущего ремонтов номенклатура и объем работ утверждаются управляющей (генерирующей) компанией.
1.8 Ремонт гидрогенератора необходимо производить в соответствии с руководством по капитальному (среднему) ремонту или техническими условиями на ремонт, а также в соответствии с технической документацией, специально подготовленной организацией, производящей ремонт, в соответствии с планируемыми работами (в зависимости от состояния гидрогенератора и объема ремонта).
1.9 При текущем ремонте производится выполнение работ связанных с плановыми остановками генератора (ремонт, испытания), а также устранение дефектов, не связанных с большими объемами разборки узлов.
В объем текущего ремонта входят: осмотр, проверка состояния конструктивных узлов гидрогенератора (элементов ротора, лобовых частей обмотки и спинки сердечника статора), регламентные работы по обслуживанию системы возбуждения, чистка узла контактных колец и цепи возбуждения, контроль изоляции доступных узлов (ротор, статор, подшипники, подпятник, крестовина), проверка состояния системы водоснабжения и проведение других работ, если они указаны в инструкциях заводов-изготовителей и ремонтной документации.
1.10 Первые ремонтные работы на вновь введенных гидрогенераторах для своевременного выявления и устранения возможных дефектов изготовления и монтажа (включая усиление крепления лобовых частей, переклиновку пазов статора, проверку крепления шин и кронштейнов, проверку крепления и плотности запрессовки сердечника статора и др.) должны быть произведены не позднее чем через 6000 ч. работы после ввода в эксплуатацию.
Выемка роторов генераторов при последующем ремонте должна осуществляться по мере необходимости или в соответствии с положениями нормативных документов.
Увеличение срока проведения первых ремонтных работ допускается лишь тогда, когда этот срок приходится на период осенне-зимнего максимума нагрузки. В этом случае через 6 мес. после пуска должен быть проведен осмотр гидрогенератора. Если при осмотре будут обнаружены признаки повреждений узлов гидрогенератора (следы истирания изоляции и контактной коррозии, ослабленные бандажи, выпавшие клинья, дистанционные распорки, выползшие подклиновые прокладки и другие дефекты), то он должен быть остановлен для ликвидации отмеченных дефектов в ближайшее же время.
1.11 Вид ремонта вспомогательного оборудования может отличаться от вида ремонта основного оборудования установки.
На электростанции должна быть установлена и утверждена номенклатура вспомогательного оборудования с указанием места его установки, ремонт которого производится:
- в сроки, определяемые сроками ремонта основного оборудования;
- в процессе эксплуатации основного оборудования;
- при нахождении в резерве основного оборудования.
Порядок планирования, периодичность и продолжительность ремонта вспомогательного оборудования устанавливаются электростанциями с учетом положений, исходя из местных условий, при этом периодичность капитального ремонта не должна быть менее 2 лет.
Продолжительность ремонта вспомогательного оборудования также может быть определена по его техническому состоянию после диагностирования оборудования.
1.12 Сроки проведения работ по техническому перевооружению и модернизации основного и вспомогательного оборудования должны быть совмещены, как правило, со сроками проведения плановых ремонтов.
Эксплуатация кабельных линий имеет свои особенности, так как обнаружить дефекты в ней простым осмотром не всегда удается. Поэтому осуществляются проверки состояния изоляции, контроль за нагрузкой и температурой кабеля.
Кабели с точки зрения проверки изоляции являются наиболее трудным элементом электрооборудования. Это связано с возможной большой длиной кабельных линий, неоднородностью грунта по длине линии, неоднородностью изоляции кабеля.
Для выявления грубых дефектов в кабельных линиях производят на напряжение 2500 В. Однако показания мегаомметра не могут служить основанием для окончательной оценки состояния изоляции, поскольку они в значительной степени зависят от длины кабельной линии и дефектов концевых заделок.
Связано это с тем, что емкость силового кабеля велика и в течение времени измерения сопротивления она не успевает полностью зарядиться, поэтому показания мегаомметра будут определяться не только установившимся током утечки, но и зарядным током, а измеренное значение сопротивления изоляции будет значительно занижено.
Основным методом контроля состояния изоляции кабельной линии является. Цель испытаний состоит в выявлении и своевременном устранении развивающихся дефектов изоляции кабеля, муфт и концевых заделок, с тем чтобы предупредить возникновение повреждений в процессе работы. При этом, кабели напряжением до 1 кВ повышенным напряжением не испытывают, а измеряют сопротивление изоляции мегаомметром напряжением 2500 В в течение 1 мин. Оно должно быть не ниже 0,5 МОм.
Проверка коротких кабельных линий в пределах одного распределительного устройства выполняется не чаще 1 раза в год, т. к. они меньше подвержены механическим повреждениям и их состояния чаще контролируется персоналом. Испытание повышенным напряжением кабельных линий более 1 кВ проводят не реже одного раза в 3 года.
Основным способом испытания изоляции кабельных линий является проверка повышенным напряжением постоянного тока. Это объясняется тем, что установка на переменном токе при равных условиях имеет гораздо большую мощность.
В состав испытательной установки входят: трансформатор, выпрямитель, регулятор напряжения, киловольтметр, микроамперметр.
При проверке изоляции напряжение от мегаомметра или испытательной установки подводится к одной из жил кабеля, при этом остальные его жилы надежно соединяют между собой и заземляют. Напряжение плавно повышается до нормируемого значения и выдерживается требуемое время.
Состояние кабеля определяется по току утечки. При удовлетворительном его состоянии подъем напряжения сопровождается резким возрастанием тока утечки за счет зарядки емкости, затем снижается до 10 - 20 % максимального значения. Кабельная линия считается пригодной к эксплуатации, если при испытаниях не произошло пробоя или перекрытия по поверхности концевой муфты, не наблюдается резких толчков тока и заметного роста тока утечки.
Перегрузки кабеля, носящие систематический характер, приводят к ухудшению изоляции и сокращению длительности работы линии. Недогрузки связаны с недоиспользованием проводникового материала. Поэтому при эксплуатации кабельной линии периодически проверяют, чтобы токовая нагрузка в них соответствовала установленной при вводе объекта в эксплуатацию. Максимально допустимые нагрузки кабелей определяются требованиями
Контролируют нагрузки кабельных линий в сроки, определяемые главным энергетиком предприятия, но не реже 2 раз в год. При этом один раз указанный контроль производится в период осенне-зимнего максимума нагрузки. Контроль осуществляется наблюдением за показаниями амперметров на питающих подстанциях, а при отсутствии их — с помощью переносных приборов или.
Допустимые токовые нагрузки для длительного нормального режима работы кабельных линий определяются с помощью таблиц, приводимых в электротехнических справочниках. Эти нагрузки зависят от способа прокладки кабеля и вида охлаждающей среды (земля, воздух).
Для кабелей, проложенных в земле, длительно допустимая нагрузка принимается из расчета прокладки одного кабеля в траншее на глубине 0,7 - 1 м при температуре земли 15°С. Для кабелей, проложенных на открытом воздухе, температура окружающей среды принимается равной 25°С. Если расчетная температура окружающей среды отличается от принятых условий, то вводится поправочный коэффициент.
За расчетную температуру земли принимается наивысшая среднемесячная температура из всех месяцев года на глубине прокладки кабеля.
За расчетную температуру воздуха принимается наибольшая среднесуточная температура, повторяющаяся не менее трех раз в году.
Длительно допустимая нагрузка кабельной линии определяется по участкам линий с наихудшими условиями охлаждения, если длина этого участка не менее 10 м. Кабельные линии до 10 кВ при коэффициенте предварительной нагрузки не более 0,6 - 0,8 могут кратковременно перегружаться. Допустимые нормы перегрузок с учетом их длительности приводятся в технической литературе.
Для более точного определения нагрузочной способности, а также при изменении температурных условий эксплуатации осуществляется температурный контроль кабельной линии. Контролировать непосредственно температуру жилы на работающем кабеле невозможно, т. к. жилы находятся под напряжением. Поэтому одновременно производят измерение температуры оболочки (брони) кабеля и тока нагрузки, а затем пересчетом определяют температуру жилы и максимально допустимую токовую нагрузку.
Измерение температуры металлических оболочек кабеля, проложенного открыто, проводят обычными термометрами, которые укрепляются на броне или свинцовой оболочке кабеля. Если кабель проложен в земле, измерение производится с помощью термопар. Рекомендуется устанавливать не менее двух датчиков. Провода от термопар укладываются в трубу и выводятся в удобное и безопасное от механических повреждений место.
Температура токопроводящей жилы не должна превышать:
для кабелей с бумажной изоляцией до 1 кВ — 80° С, до 10 кВ — 60° С;
для кабелей с резиновой изоляцией — 65° С;
для кабелей в поливинилхлоридной оболочке — 65° С.
В том случае, когда токоведущие жилы кабеля нагреваются выше допустимой температуры, принимают меры по устранению перегрева — уменьшают нагрузку, улучшают вентиляцию, заменяют кабель на кабель большего сечения, увеличивают расстояние между кабелями.
При прокладке кабельных линий в почве, агрессивной по отношению к их металлическим оболочкам (солончаки, болота, строительный мусор), возникает почвенная коррозия свинцовых оболочек и металлического покрова. В подобных случаях периодически проверяют коррозийную активность грунта, беря пробы воды и грунта. Если при этом будет установлено, что степень почвенной коррозии угрожает целостности кабеля, то принимают соответствующие меры — устраняют загрязнение, заменяют грунт и т. д.
Определение мест повреждения кабельной линии
Определение мест повреждения кабельных линий представляет довольно сложную задачу и требует применения специальной аппаратуры. Работы по ликвидации повреждений кабельной линии начинаются с установления вида повреждения. Во многих случаях это удается сделать с помощью мегаомметра. Для этой цели с обоих концов кабеля проверяют состояние изоляции каждой жилы по отношению к земле, исправность изоляции между отдельными фазами, отсутствие обрывов в жилах.
Определение места повреждения обычно проводят в два этапа — сначала определяют зону повреждения с точностью 10 - 40 м, а после этого уточняют место возникновения дефекта на трассе.
При определении зоны повреждения учитываются причины его возникновения и последствия отказа. Наиболее часто наблюдается обрыв одной или нескольких жил с заземлением их или без него, возможно также сваривание токоведущей жилы с оболочкой при длительном протекании тока короткого замыкания на землю. При профилактических испытаниях чаще всего возникает замыкание токоведущей жилы на землю, а также заплывающий пробой.
Для определения зоны повреждения используется несколько методов: импульсный, колебательного разряда, петлевой, емкостной.
Импульсный метод применяется при однофазных и междуфазных замыканиях, а также при обрыве жил. К методу колебательного разряда прибегают при заплывающем пробое (возникает при высоком напряжении, исчезает при низком). Петлевой метод используется при одно-, двух- и трехфазных замыканиях и наличии хотя бы одной неповрежденной жилы. Емкостной метод находит применение при обрывах жил. В практике эксплуатации наибольшее распространение получили первые два метода.
При использовании импульсного метода применяются достаточно простые приборы. Для определения зоны повреждения от них в кабель посылаются кратковременные импульсы переменного тока. Дойдя до места повреждения, они отражаются и возвращаются обратно. О характере повреждения кабеля судят по изображению на экране прибора. Расстояние до места повреждения можно определить, зная время прохождения импульса и скорость его распространения.
Применение импульсного метода требует снижения переходного сопротивления в месте повреждения до десятков и даже долей ома. С этой целью изоляцию прожигают за счет преобразования электрической энергии, подводимой к месту повреждения, в тепловую. Прожиг осуществляют постоянным или переменным током от специальных установок.
Метод колебательного разряда заключается в том, что поврежденная жила кабеля заряжается от выпрямительного устройства до напряжения пробоя. В момент пробоя в кабеле возникает колебательный процесс. Период колебаний этого разряда соответствует времени двукратного пробега волны до места повреждения и обратно.
Продолжительность колебательного разряда измеряется осциллографом или электронным миллисекундомером. Погрешность измерений данным методом составляет 5 %.
Уточняют место повреждения кабеля непосредственно на трассе с использованием акустического или индукционного метода.
Акустический метод основан на фиксации колебаний грунта над местом повреждения КЛ, вызываемых искровым разрядом в месте нарушения изоляции. Метод используется при повреждениях типа "заплывающий пробой" и обрыве жил. При этом определяется повреждение в кабеле, находящемся на глубине до 3 м и под водой до 6 м.
В качестве генератора импульсов обычно используют установку высокого напряжения постоянного тока, от которой посылаются импульсы в кабель. Колебания грунта прослушиваются специальным прибором. Недостаток метода заключается в необходимости использовать передвижные установки постоянного тока.
Индукционный метод отыскания мест повреждения кабеля базируется на фиксации характера изменений электромагнитного поля над кабелем, по жилам которого пропускается ток высокой частоты. Оператор, продвигаясь вдоль трассы и используя рамочную антенну, усилитель и наушники, определяет место повреждения. Точность определения места повреждения достаточно высока и составляет 0,5 м. Этот же метод может быть использован для установления трассы кабельной линии и глубины заложения кабелей.
Ремонт кабелей
Ремонт кабельных линий производится по результатам осмотров и испытаний. Особенностью выполнения работ является то обстоятельство, что кабели, подлежащие ремонту, могут находиться под напряжением, и кроме того они могут располагаться близко к действующим кабелям, находящимся под напряжением. Поэтому необходимо соблюдать личную безопасность, нельзя повреждать близлежащие кабели.
Ремонт кабельных линий может быть связан с раскопками. Во избежание повреждений близлежащих кабелей и инженерных коммуникаций на глубине более 0,4 м земляные работы выполняются только лопатой. При обнаружении каких-либо кабелей или подземных коммуникаций работы прекращаются и ставится в известность ответственный за выполнение работ. После вскрытия необходимо позаботиться о том, чтобы не повредить кабель и муфты. С этой целью под него подкладывается прочная доска.
Основными видами работ при повреждении кабельной линии являются: ремонт броневого покрова, ремонт оболочек, муфт и концевых заделок.
При наличии местных разрывов брони концы ее в месте дефекта обрезают, спаивают со свинцовой оболочкой и покрывают антикоррозийным покрытием (лак на битумной основе).
При ремонте свинцовой оболочки учитывается возможность попадания влаги внутрь кабеля. Для проверки поврежденное место погружают в парафин, нагретый до 150°С. При наличии влаги погружение будет сопровождаться потрескиванием и выделением иены. Если установлен факт наличия влаги, то поврежденный участок вырезают и монтируют две соединительные муфты, в противном случае восстанавливают свинцовую оболочку путем наложения на поврежденное место разрезанной свинцовой трубы и последующей ее запайки. Для кабелей до 1 кВ раньше применялись чугунные муфты. Они отличаются громоздкостью, дороговизной, недостаточной надежностью. На кабельных линиях 6 и 10 кВ в основном используются эпоксидные и свинцовые муфты. В настоящее время, при проведении ремонта кабельных линий активно используются. Существует хорошо разработанная технология установки кабельных муфт. Работа выполняется квалифицированным персоналом, прошедшим соответствующее обучение.
Концевые муфты разделяются на муфты, устанавливаемые внутри помещения и на открытом воздухе. В помещениях чаще делают сухую разделку, она более надежна и удобна в эксплуатации. Концевые муфты на открытом воздухе выполняют в виде воронки из кровельного железа и заливают мастикой. При проведении текущего ремонта проверяют состояние концевой воронки, отсутствие утечки заливочной массы, проводят доливку ее.
Раздел 3. Охрана труда и техника безопасности на производстве, и техника безопасности при при работе КРУ:
Разрешение на пуск оформляется в оперативном журнале начальника смены электростанции. Характеристики аккумуляторных батарей. На станциях и подстанциях применяют свинцово-кислотные аккумуляторы типа С в открытых стеклянных сосудах. Основными характеристиками аккумуляторов С являются номинальная емкость, продолжительность и токи разряда, минимальный ток заряда. Эти величины зависят от типа, размеров и числа пластин.
Емкость аккумуляторных батарей при эксплуатации
В эксплуатации емкость аккумулятора зависит от концентрации и температуры электролита и режима разряда. С ростом плотности электролита емкость аккумулятора возрастает. Однако крепкие растворы способствуют ненормальной сульфатации пластин.
Повышение температуры также приводит к возрастанию емкости аккумуляторной батареи, это можно объяснить снижением вязкости и усилением диффузии электролита в поры пластин. Но с повышением температуры увеличивается саморазряд аккумулятора и сульфатация пластин.
Опытным путем установлено, что для стационарных аккумуляторов типов С оптимальным является удельный вес электролита в начале разряда 1,2…1,21 г/см куб. при температуре 25 гр С. Температура воздуха в помещении, где установлена аккумуляторная батарея, должна поддерживаться в пределах 15…20 гр С.
Факторы, ограничивающие разряд аккумуляторных батарей
Факторами ограничивающими разряд аккумуляторной батареи, являются конечное напряжение на зажимах аккумулятора и плотность электролита. При 3…10 –часовом разряде снижение напряжения допускается до 1,8 В, и при 1…2-часовом до 1,75 В на элемент. Более глубокие разряды во всех режимах вызывают повреждения аккумуляторов. Слишком длительные разряды малыми токами прекращают, когда напряжение становится равным 1,9 В на элемент. При разряде контролируют напряжение аккумуляторов и плотность электролитов в них. Уменьшение плотности на 0,03 – 0,05 г/см куб говорит о том, что емкость исчерпана.
Надежность работы аккумуляторных батарей
Надежность работы аккумуляторных батарей зависит от состояния помещений, в которых батареи размещаются, и от правильной их эксплуатации.
Осмотры аккумуляторных батарей
При осмотрах аккумуляторных батарей поверяют:
1.Целость сосудов и уровень электролита в аккумуляторных батареях, правильность положения стекол, отсутствие течи, чистоту сосудов, стелажей стен и полов.
2.Отсутствие у сосудов аккумуляторных батарей отстающих элементов (обычно сосуд с отстающими элементами имеет пониженную плотность электролита и более слабое по сравнению с соседними сосудами газовыделение).
3.Причиной отставания чаще всего являются короткие замыкания между пластинами, которые приводят к образованию шлама, выпадению активной массы и короблению пластин.
4.Уровень электролита аккумуляторных батарей (пластины в элементах всегда должны быть в электролите, уровень которого поддерживают на 10…15 мм выше верхнего края пластин). При понижении уровня электролита в аккумуляторной батарее доливают дистиллированную воду, если плотность электролита выше 1,2 г/см куб, или раствор серной кислоты если плотность электролита ниже 1,2 г/см куб.
5.Отсутствие сульфатации (белого налета), коробления и слипания соседних пластин – не реже одного раза в 2…3 месяца. Основными признаками замыкания пластин у аккумуляторных батарей являются пониженное напряжение и плотность электролита в сосуде по сравнению с соседними.
6.Отсутствие корозии контактов.
7.Уровень и характер шлама в стеклянных сосудах аккумуляторных батарей (расстояние между нижним краем пластины и шламом должно быть не менее 10 мм, а шлам необходимо удалять во избежания закорачивания пластин).
8.Исправность зарядных и подзарядных агрегатов.
9.Исправность вентиляции и отопления (в зимнее время).
10.Температуру электролита (по контрольным элементам).