Text
                    ББК 31.277.1
П61
УЦК 621.311.2/1.004.2(07)
Пособие для изучения Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей
П 61 (электрическое оборудование) /Под общ. ред. Ф.Л. Когана. - М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2000. -
356 с: ил.
18ВЫ 5-93196-025-2
В пособии приведены пояснения к разделу 5 Правил технической эксплуатации
электрических станций и сетей Российской Федерации: РД 34.20.501-95. Учтены
замечания и вопросы, возникшие при изучении предыдущих изданий Пособия.
Пояснительный текст значительно скорректирован, расширен и дополнен рисунками и
диаграммами.
Пособие предназначено для персонала электростанций, электрических сетей и
энергосистем при приеме на работу, при подготовке к очередной проверке знаний ПТЭ.
ББК 31.277.1
I8ВN 5-93196-025-2 © АО «Фирма ОРГРЭС», 2000
© «Издательство НЦ ЭНАС», 2000


Предисловие Настоящее издание Пособия по изучению Правил технической эксплуатации (ПТЭ) электрических станций и сетей Российской Федерации, изд. 15, РД 34.20.501 - 95 (М.: СПО ОРГРЭС, 1996), в части раздела 5 «Электрическое оборудование электростанций и сетей» существенно отличается от предыдущего. Это определяется не только тем, что предыдущее пособие было издано в 1992 г., а в 1996 г. вышло в свет новое, 15-е издание ПТЭ, переработанное и дополненное с учетом накопленного опыта эксплуатации и появления за последние годы большого количества нового оборудования и устройств релейной защиты и автоматики. При работе над данным изданием авторы учли замечания и вопросы, возникшие при изучении предыдущих изданий Пособия, пояснительный текст значительно скорректирован, расширен и в ряде случаев дополнен рисунками и диаграммами. Это позволит читателям намного лучше усвоить причины, по которым выдвинуты конкретные требования ПТЭ, а понимание их очень важно для сознательного выполнения своих обязанностей персоналом, который в своей работе должен неукоснительно соблюдать эти требования, как залог надежной работы всех многочисленных видов оборудования, электроустановки в целом и, в конечном счете, Единой энергетической системы России. Авторами Пособия являются специалисты АО «Фирма ОРГРЭС», связанные в своей повседневной работе со всеми рассматриваемыми здесь вопросами, инженеры: Ва- литов В.А. (гл. 5.1 и 5.2), Климов СП. (гл. 5.3), Сатин В.Б. (гл. 5.4), Гончарова В.С. (гл. 5.5), Коновалов Е.Ф. (гл. 5.6, 5.10, 5.11), Герасимов В.М. (гл. 5.7), Кричко В.А. (гл. 5.8), Борухман В.А. (гл. 5.9), Фейгин СИ. (гл. 5.12),Тищенко Б.А. (гл. 5.13), Шува- ринД.В. (гл. 5.14). Изучение Пособия особенно важно для персонала электростанций, элеетричес- ких сетей и энергосистем при приеме на работу, при переводе на другую должность и при подготовке к очередной проверке знаний ПТЭ. Основательное знакомство с Пособием полезно для работников проектных институтов, заводов, выпускающих и эксплуатирующих электротехническое оборудование, поскольку это позволит им своевременно избежать ошибок, которые нередко являются следствием недостаточного учета особенностей электроэнергетической отрасли и требований эксплуатации. Очень полезно изучение Пособия для выпускников вузов и техникумов электроэнергетических специальностей. Замечания и предложения по настоящему изданию Пособия следует направлять по адресу: 105023, Москва, Семеновский пер., д. 15, АО «Фирма ОРГРЭС». 3
Глава 5Л ГЕНЕРАТОРЫ И СИНХРОННЫЕ КОМПЕНСАТОРЫ 5.1.1. При эксплуатации генераторов и синхронных компенсаторов должны быть обеспечены их бесперебойная работа в допустимых режимах, надежное действие систем возбуждения, охлаждения, мас- лоснабжения, устройств контроля, защиты, автоматики и диагностики. Генераторы и синхронные компенсаторы являются сложными электрическими машинами, надежная работа которых зависит от надежной работы ряда также сложных вспомогательных устройств. К таким устройствам, в первую очередь, относятся системы возбуждения и охлаждения. Устройство возбуждения представляет собой систему электрических машин и аппаратов, с помощью которой в обмотку ротора подается постоянный ток для возбуждения синхронной машины. Собственно возбудитель может быть непосредственно связан с ротором синхронной машины (электромашинные возбудители постоянного или переменного тока, с помощью которых создаются так называемые системы независимого возбуждения, бесщеточные возбудители). Системы самовозбуждения с управляемыми тиристорными преобразователями получают питание от шин генераторного напряжения (через выпрямительный трансформатор) или от вспомогательной обмотки статора. В последние годы находят применение системы самовозбуждения, питаемые от секций надежного питания шин собственных нужд электростанций. При протекании тока в обмотках, прохождении переменного магнитного потока по участкам магнитопровода статора, а также в процессе трения вращающихся частей ротора возникают потери, вызывающие нагрев машины. Для охлаждения машины требуется устройство принудительной циркуляции охлаждающей среды, поскольку эффективность естественного охлаждения недостаточна. Турбогенераторы по способу охлаждения разделяются на машины с воздушным, водородным и жидкостным (водяным, масляным) охлаждением или комбинированным. Гидрогенераторы из-за больших объемов и трудностей герметизации не изготовляются с водородным охлаждением, поэтому гидрогенераторы до мощности 250 МВт выполняются с воздушным охлаждением сердечника статора и обмоток. Мощные гидрогенераторы изготовляются с водяным охлаждением обмотки статора и воздуш- 4
ным форсированным охлаждением ротора. Гидрогенераторы с водяным охлаждением обмотки ротора широкого применения не получили. Синхронные компенсаторы мощностью до 30 МВ* А изготовлялись с воздушным охлаждением активных частей. Более мощные компенсаторы (до 160 МВ'А) выполняются с водородным охлаждением сердечника статора, обмоток и щеточно-контаюг- ного аппарата. Машины с воздушным охлаждением могут иметь разомкнутую и замкнутую системы вентиляции. При разомкнутой системе вентиляции в закрытую машину воздух подается извне обычно за счет вентиляторов на валу машины и, пройдя через нее, выбрасывается наружу. Такой вид вентиляции применяется только для машин малой мощности. При замкнутом цикле охлаждения в машине циркулирует один и тот же объем охлаждающего воздуха. При этом количество пыли, попадающей в машину, сведено до минимума и имеет место только за счет присосов воздуха через неплотности вентиляционного тракта В новых сериях турбогенераторов с воздушным охлаждением надлежащая степень герметизации зон выхода вала из корпуса машины и разъемных соединений шумозащитных кожухов обеспечивается системой наддува, которая осуществляет заполнение корпуса машины очищенным воздухом под небольшим избыточным давлением от специальных вентиляторов, установленных вне генератора. Охлаждение воздуха, циркулирующего в замкнутой системе вентиляции, производится в специальных трубчатых тсплообменных аппаратах-воздухоохладителях, в которых отводимые воздухом потери передаются охлаждающей воде. Наибольшее распространение получили схемы разомкнутого водоснабжения воздухоохладителей, в которых охлаждающая вода забирается из циркуляционной системы водоснабжения электростанции или подстанции, посредством подъемных насосов поступает в воздухоохладители, а затем подогретой сливается в сбросной циркводовод. В воздухоохладители гидрогенераторов средненапорных ГЭС охлаждающая вода поступает самотеком из спиральных камер гидроагрегатов. Недостатками таких схем являются безвозвратная потеря тепла, отводимого от машины, и опасность закупорки внутренних поверхностей трубок воздухоохладителей минеральными и биологическими отложениями. В целях утилизации потерь генератора и исключения загрязнения трубок воздухоохладителей на ряде тепловых электростанций предусматривается включение воздухоохладителей в отдельный замкнутый контур, заполняемый химически очищенной водой или конденсатом. Циркуляция чистой воды в замкнутом контуре осуществляется насосами, а для ее охлаждения используются специальные охладители ОГК, где циркулирует конденсат турбины и ОГЦ с циркуляционной водой. Это позволяет использовать выделяющиеся в турбогенераторе потери для начального подогрева конденсата турбины, что повышает экономичность работы энергоблока. По аналогичным схемам выполняется подключение к системам технического водоснабжения газоохладителей и теплообменников генераторов и синхронных компенсаторов с водородным и жидкостным охлаждением активных частей. Повышение единичной мощности электрических машин первоначально осуществлялось за счет увеличения габаритных размеров. Это продолжалось до тех 5
пор, пока механические нагрузки различных элементов машин, и в первую очередь, бочек и бандажных колец роторов турбогенераторов, спроектированных на частоту вращения 3000 об/мин, не достигли предельных. Дальнейшее повышение мощностей происходило в основном за счет повышения электромагнитных нагрузок используемых в конструкции материалов (плотности тока в обмотках, частично индукции в магнитопроводе) и интенсификации охлаждения. Интенсификация охлаждения первоначально обеспечивалась путем перехода на косвенное водородное охлаждение турбогенераторов и синхронных компенсаторов, повышения давления водорода в корпусе машин и, в последующем, перехода на непосредственное водородное охлаждение турбогенераторов и, далее, на непосредственное жидкостное (водой, маслом) охлаждение обмоток, активной стали и других конструктивных узлов в турбогенераторах и водяное охлаждение обмоток в гидрогенераторах. Применение водорода в качестве охлаждающего агента потребовало установки специальных масляных уплотнений вала в турбогенераторах и оснащения турбогенераторов и синхронных компенсаторов вспомогательным оборудованием - системами газового охлаждения, а в турбогенераторах - и системами маслоснабжения уплотнений вала. Принципиальная схема газовой системы турбогенераторов с водородным или водородно-водяным охлаждением приведена на рис. 5.1.1. Система обеспечивает выполнение переводов с воздушной среды на водородную и обратно с использованием в качестве промежуточной среды инертного газа (углекислого газа или азота), поддержание заданных величин давления, чистоты и влажности водорода, контроль параметров водорода, сигнализацию появления водорода в элементах конструкции, заполненных воздухом (картеры подшипников, токопроводы и пр.), а также - сигнализацию появления воды или масла в корпусе генератора (компенсатора). Масляные уплотнения вала предназначены для герметизации мест выхода вала ротора из корпуса турбогенератора, заполненного водородом. Уплотнения вала являются конструктивно сложным, трудоемким в настройке и уязвимым в эксплуатации узлом машины из-за определенных трудностей в реализации предъявляемых к ним требований, главными из которых являются: отсутствие пропуска водорода, обеспечение заданной чистоты водорода, сохранность деталей уплотнения и вала при нарушениях маслоснабжения и возврат к нормальному режиму работы после восстановления подачи масла, обеспечение приемлемой температуры вкладышей, предотвращение попадания масла внутрь машины. Применяемые типы уплотнений вала и системы их маслоснабжения имеют существенные различия в конструктивном исполнении, схемных решениях и эксплуатационных характеристиках. Более подробно о конструктивных особенностях торцевых и кольцевых уплотнений вала сказано в пояснении к п. 5.1.6. Состав вспомогательного оборудования и аппаратуры, входящих в современную систему маслоснабжения кольцевых уплотнений вала, показан на рис. 5.1.2. В синхронных компенсаторах с водородным охлаждением по причине отсутствия выступающих концов вала масляные уплотнения не предусматриваются. Вместе с тем, 6
Газовый пос) -М- Генератор \Сторона возбудителя / Сторона турбины -М- Централизованная подача ( водорода от ресиверов \ Централизованная подача сжатого воздуха Централизованная подача инертного газа от ресиверов Рис. 5.1.1. Газовая система водородного охлаждения турбогенератора: / - углекислотный коллектор (нижний коллектор); 2 - водородный коллектор (верхний коллектор); 3 - термометр; 4 - испаритель; 5 - фреоновый компрессор; 6- терморегулирующий вентиль; 7- индуктивный указатель жидкости; 8 - автоматический газоанализатор содержания водорода в картерах подшипников и кожухах нулевых и линейных выводов; 9 - автоматический газоанализатор для измерения чистоты водорода в корпусе генератора; 10 - ротаметр; 11 - регулятор давления; 12 - электроконтактный манометр; 13 - манометр; 14 - предохранительный клапан; 15 - съемный элемент
Рис. 5.1.2. Схема маслоснабжения уплотнений вала кольцевого типа турбогенераторов единой серии мощностью 60-300 МВт: / - маслонасос с приводом постоянного тока; 2 - маслонасос с приводом переменного тока, 3 - маслоохладитель; 4 - масляный фильтр; 5 - магнитный фильтр, 6 - регулятор давления, 7 - смотровое окно; 8- демпферный бак; 9 - противосифонный клапан; 10 - маслоконтрольный патрубок, // - маслоуловитель; 12-эксгаустер сливного коллектора; 13 - эксгаустер маслобака; 14 - маслобак турбины, 15 - гидравлический затвор; 16- вестовая труба наряде компенсаторов мощностью 100 и 160 МВ-А используется охлаждение водородом узла контактных колец и щеточного аппарата. Для возможности отделения камеры контактных колец от газового объема корпуса на случай проведения ревизий щеточного аппарата без выпуска водорода из машины предусматривается установка кольцевого масляного уплотнения, в которое подается масло от системы смазки подшипников. Слив масла из уплотнения на сторону вскрытой камеры контактных колец осуществляется в вентилируемый резервный маслобак, как это показано на рис. 5.1.3. Переход на жидкостное охлаждение обмоток, активной стали и других узлов Турбо- и гидрогенераторов потребовал оснащения последних дополнительным вспомогательным оборудованием, обеспечивающим циркуляцию жидкости, регулирование ее расхода, давления и температуры, очистку от механических и ферромагнитных частиц, поддержание высоких диэлектрических свойств охлаждающей жидкости. Состав оборудования, входящего в систему водяного охлаждения обмотки статора, показан на рис. 5.1.4. 8
Корпус машины Резервный маспобак Объем 2м Откачка масла из резервного бака Рис. 5.1.3. Схема принудительной смазки подшипников синхронного компенсатора с водородным охлаждением В состав вспомогательного оборудования турбогенераторов серии ТВМ помимо системы маслоснабжения статора входит также система подготовки и дегазации изоляционного масла, общая для нескольких однотипных генераторов. Гидрогенераторы с водяным охлаждением обмоток или тиристорных преобразователей дополнительно оснащаются установками для получения дистиллята. Обеспечение бесперебойной работы всего вспомогательного оборудования - одна из основных задач эксплуатации, так как ухудшение охлаждения приводит к необходимости резкого снижения нагрузки или отключения генератора (компенсатора). В эксплуатации на электростанциях России находятся турбогенераторы с системами охлаждения, указанными в табл. 5.1.1. По условиям функционирования энергосистем и электростанций необходима работа генераторов и синхронных компенсаторов в широком диапазоне нагрузок и режимов. Допустимые нагрузки машин лимитируются нагревом их частей и зависят от параметров охлаждающих сред, а в режимах недовозбуждения могут также ограничиваться и требованием сохранения устойчивости параллельной работы в сети. 9
Таб л ица 5.1.1 Характеристика систем охлаждения турбоагрегатов, находящихся в эксплуатации на электростанциях России и СНГ Вид охлаждения обмотки статора Косвенный Косвенный Косвенный Косвенный Непосред- 1 ственный Непосредственный Непосредственный Непосредственный Непосредственный ротора Косвенный Косвенный (при мощности до 32 МВт) Непосредственный (при мощности св. 32 МВт) Косвенный Непосредственный Непосредственный Непосредственный Непосредственный Непосредственный Непосредственный Охлаждающая ее статора обмотки Воздух Воздух Водород Водород Водород Вода Вода Масло Вода сердечника Воздух Воздух Водород Водород Водород Водород Водород Масло Вода >еда ротора обмотки Воздух Воздух Водород Водород Водород Водород Вода Вода Вода Серии и типы генераторов, находящихся в эксплуатации, и их мощности Серия Т до 12 МВт включительно; серия Т2 (25-50-100 МВт), снятая с производства Новые серии ТС, ТФ, 1 ТФГ, ТФП, ТЗФП (20- 110 МВт) для сочленения с газовыми или паровыми турбинами ТГВ-25, ТВС-30, серии ТВ и ТВ2 (25-150 МВт), снятые с производства, ТВС-32 (32МВт) Серия ТВФ (60-200 МВт), снятая с производства, единая серия ТВФ (63, 110 МВт) Серия ТГВ (200, 300 МВт), снятая с производства Серия ТВВ (150-1200 МВт), снятая с производства, единая серия ТВВ (160-800 МВт), ТГВ-200М (200 МВт), АСТГ-200(200МВт) ТГВ-200-2М(220МВт) ТГВ-500 (500 МВт), снятая с производства Серия ТВМ (60, 300 и 500 МВт), выпуск временно прекращен Серия ТЗВ (60-800 МВт) 10
•*- Конденсат после насосов *— Конденсат на входе насосов | Циркуляционная вода Рис. 5.1.4. Принципиальная схема непосредственного водяного охлаждения обмотки статора турбогенератора типа ТВВ: 1 - расширительный бак; 2 - регулятор уровня; 3 - реле уровня; 4 - эжектор; 5 - насос; б - предохранительный клапан; 7 - теплообменник; 8 - фильтр; Р- ионообменный фильтр; 10- магнитный фильтр; 77 - измерительная шайба; 12 - солеметр; 13 - электроконтактный манометр; 14 - газовая ловушка; 15 - вакуумметр; 16- ртутный термометр; 77- термометр сопротивления; 75 - термосигнализатор
Нормальные условия длительной работы генераторов и синхронных компенсаторов с номинальной и допустимыми нагрузками обеспечиваются только при соблюдении установленных требований к расходу и температуре воды, поступающей в газоохладители и теплообменники, температуре и расходу охлаждающей среды (воздух, водород, дистиллят, масло), выходящей из охладителя, давлению водорода. Кроме того, для турбогенераторов и синхронных компенсаторов с воздушным охлаждением, должно учитываться требование их установки на высоте не более 1000 м над уровнем моря, так как в противном случае температура газообразной охлаждающей среды должна быть соответственно снижена согласно указаниям завода-изготовителя. Для машин с водородным или жидкостным охлаждением это требование касается, в основном, только вспомогательного оборудования и щеточно-контактных аппаратов, работающих в воздушной среде. Каждый генератор (синхронный компенсатор) оборудуется необходимым количеством приборов электрического, теплового, вибрационного и технологического контроля, устройств сигнализации, автоматики и защиты. В последние годы генераторы кроме традиционных приборных средств контроля стали оснащаться специальными датчиками и преобразователями, работающими с локальными автоматизированными системами контроля и диагностики (АСКДГ), либо с агрегатными (блочными) измерительно-вычислительными и управляющими комплексами (АСУ ТП). Наличие этих приборов и устройств позволяет эксплуатационному персоналу вести необходимый режим работы машины, следить за ее параметрами, состоянием активных и конструктивных частей, контролировать исправность вспомогательных систем машины, а в аварийных условиях (короткие замыкания, прекращение циркуляции охлаждающей среды и т.п.) - автоматически отключать синхронную машину от сети, предотвращая тем самым развитие электрического или технологического повреждения. В целях предупреждения возможных повреждений генераторов или синхронных компенсаторов при ненормальных режимах, таких как несимметричные режимы, перегрузки и т.п., установленные виды защит должны быть всегда готовы к действию, равно как и защиты, установленные для уменьшения последствий внутренних повреждений синхронных машин. Исправное состояние элементов синхронных машин (статор, ритор, система возбуждения, уплотнений при использовании водорода в качестве охлаждающей среды) и вспомогательного оборудования (газоохладители и теплообменники, система газомасляного хозяйства, система водяного хозяйства) обеспечивают их длительную бесперебойную эксплуатацию. 5.1.2. Автоматические регуляторы возбуждения (АРВ) должны быть постоянно включены в работу. Отключение АРВ или отдельных их элементов (ограничение минимального возбуждения и др.) допускается только для ремонта или проверки. Настройка и действие АРВ должны быть увязаны с допустимыми режимами работы генераторов (синхронных компенсаторов), общестанционными и системными устройствами автоматики. 12
На электростанциях и в АО-энерго должны быть данные об основных параметрах настройки АРВ. На резервных возбудителях должна быть обеспечена форсиров- ка возбуждения кратностью не ниже 1,3 номинального напряжения ротора. Устойчивость синхронной машины зависит от электромагнитного момента, пропорционального ЭДС, напряжению сети, синусу угла сдвига векторов между ЭДС и напряжением сети и обратно пропорционального индуктивному сопротивлению синхронной машины и сети. Значение ЭДС зависит от возбуждения. Устойчивая работа возможна, если максимум электромагнитного момента превышает вращающий момент турбины (для синхронных компенсаторов - тормозной момент потерь). Таким образом, при прочих равных условиях устойчивость синхронной машины зависит от возбуждения, и основным средством повышения устойчивой работы генератора или синхронного компенсатора в сети параллельно с другими синхронными машинами при кратковременных глубоких снижениях напряжения является автоматическое регулирование возбуждения или форсирование возбуждения. Внезапное изменение напряжения и сопротивления сети может происходить из- за КЗ (уменьшение внешнего сопротивления при КЗ и увеличение при его отключении), включения или отключения нагрузки, асинхронных пусков крупных электрических машин и т.п. Поэтому назначением АРВ, помимо поддержания заданного уровня напряжения при его колебаниях в сети, является обеспечение быстрого увеличения возбуждения (ЭДС) генератора (синхронного компенсатора) с целью увеличения электромагнитного момента и выработки дополнительной реактивной мощности для поддержания опасно понизившегося напряжения в сети. Вместе с тем, в результате действия АРВ, реагирующего на отклонение напряжения от заданного уровня, ток ротора синхронной машины при глубоких снижениях напряжения может достигать опасных значений по тепломеханическому воздействию на обмотку, а при возможных повышениях напряжения в сети может уменьшаться до такого значения, при котором не обеспечивается устойчивая работа. В турбогенераторах с непосредственным охлаждением обмоток помимо обеспечения устойчивости параллельной работы могут возникать дополнительные ограничения, связанные с нагревом элементов торцевой зоны статора, и прежде всего, крайних пакетов сердечника в режимах недовозбуждения. Для предупреждения возможных повреждений обмотки ротора вследствие ее чрезмерных перегрузок по току и предотвращения перегрева торцевой зоны статора при развозбуждении машины АРВ крупных машин имеют специальные устройства ограничения максимального тока ротора и минимального возбуждения. Настройка этих устройств на каждой машине должна быть увязана с допустимыми кратностями и продолжительностями перегрузок по току ротора и допустимыми границами работы в режимах недовозбуждения (по диаграмме мощности), которые приводятся в заводских инструкциях на конкретные типы машин. 13
В связи с этим автоматические регуляторы возбуждения со всеми указанными устройствами должны постоянно находиться в работе и не должны отключаться при останове и пуске генераторов и синхронных компенсаторов, что обусловливает автоматический ввод этих устройств в работу после синхронизации машины с сетью. Поскольку АРВ относятся к разряду общесистемных устройств, определяющих устойчивость параллельной работы генераторов и синхронных компенсаторов в реальной энергосистеме, то данные о параметрах настройки АРВ каждой синхронной машины должны иметься в диспетчерских и режимных службах каждого АО-энерго. Современные АРВ являются сложными устройствами, поэтому на резервных возбудителях, используемых только при неисправностях основных систем возбуждения генераторов станции, их можно не устанавливать, что значительно упрощает коммутацию вторичных цепей при переводе машин с рабочего на резервное возбуждение и обратно. Однако и на этих возбудителях (обычно агрегатах, состоящих из машины постоянного тока и приводного асинхронного двигателя) необходимо применять простейшие релейные устройства, действующие при значительных (опасных по возможности нарушения устойчивости) снижениях напряжения в сети и обеспечивающих форсировку возбуждения генераторов кратностью не ниже 1,3 номинального напряжения ротора. 5.1.3. Автоматические регуляторы возбуждения и устройства форсиров- ки рабочего возбуждения должны быть настроены так, чтобы при заданном понижении напряжения в сети были обеспечены: • предельное установившееся напряжение возбуждения не ниже двухкратного в рабочем режиме, если это значение не ограничено нормативно-техническими документами для отдельных старых типов машин; • номинальная скорость нарастания напряжения возбуждения; • автоматическое ограничение заданной длительности форсировки. Длительность переходного процесса после отключения КЗ или при набросе нагрузки зависит от возбуждения генератора. Способность генератора или синхронного компенсатора сохранять устойчивую работу резко повышается с увеличением возбуждения. В связи с этим все генераторы и синхронные компенсаторы согласно действующему ГОСТ 21558-88 должны иметь системы возбуждения, предельные значения напряжения которых значительно превышают их номинальные значения, причем оговорено не только предельное установившееся напряжение возбуждения, но и номинальная скорость нарастания напряжения. Кратность предельного установившегося напряжения возбуждения (кратность форсировки), а также кратность предельного тока возбуждения (потолок по току) должны быть не менее 2, а номинальная скорость нарастания напряжения возбуждения - не менее 2 отн.ед./с. 14
Предельное потолочное напряжение возбуждения может превосходить указанное установившееся его значение и на ряде машин достигать трех-четырехкратного номинального напряжения возбуждения. При этом ограничение предельного установившегося тока возбуждения должно осуществляться в соответствии с максимально допустимым по ГОСТу или ТУ током ротора синхронной машины. Системы возбуждения должны удовлетворять указанные требования к кратности форсировки и быстродействию при снижении напряжения на выводах машины (на входе АРВ) на 5-20 % номинального. Для реатизации заложенных в системах возбуждения возможностей повышения устойчивости работы генераторов и синхронных компенсаторов устройства АРВ и форсировки возбуждения должны быть настроены так, чтобы при заданном понижении напряжения в сети обеспечивались установленные ГОСТом и ТУ значения предельного потолочного и предельного установившегося (кратности форсировки) напряжений возбуждения, а также номинальная скорость нарастания напряжения возбуждения. Для машин с косвенным охлаждением обмоток согласно ГОСТ 183-74 предусматривается длительность полуторакратной перегрузки по току статора в течение 2 мин. Исходя из соответствующего дополнительного нагрева обмотки, устанавливаются допустимые длительности перегрузок других кратностей, при этом, как показала практика, не достигаются предельные нагревы обмотки ротора, допускаемые ГОСТ 533-85 при перегрузке ее двукратным током в течение 50 с. Поэтому каких-либо защитных устройств для прекращения действия форсировки на таких машинах не предусматривается. У машин с непосредственным охлаждением обмоток длительность допустимой ГОСТ 533-85 полуторакратной перегрузки сокращается до 1 мин, а длительность работы при двукратном токе возбуждения ограничивается 20-10 с. Этого времени, как правило, достаточно для нормализации процесса в сети, хотя в отдельных случаях имели место глубокие и длительные (до 30-40 с) понижения напряжения при отказе основных защит, когда часть генераторов (преимущественно гидрогенераторы) выходила из синхронизма, а действие противоаварийной автоматики в энергосистеме запаздывало. В целях предотвращения возможного повреждения обмоток роторов генераторов с непосредственным охлаждением обмоток в тех случаях, когда продолжительность действия форсировки возбуждения может иметь место сверх допустимого времени, эти генераторы снабжаются устройствами, автоматически снижающими через установленное время ток возбуждения дсгноминального значения. 5.1.4. Генераторы должны быть введены в эксплуатацию на основном возбуждении. В условиях эксплуатации переводы с основного возбуждения на резервное и обратно должны выполняться без отключения генераторов от сети. В целях повышения надежности работы тепловых электростанций и сохранения технологического процесса выработки электроэнергии при выходе из строя возбуди- 15
теля предусматривается установка агрегатов резервного возбуждения. При этом мощность резервного агрегата возбуждения должна быть достаточной для обеспечения работы самого крупного турбогенератора данной тепловой электростанции. Гидрогенераторы, как правило, участвуют в покрытии пиков нагрузки (кроме паводкового периода), часть из них находится в резерве. Отключение одного из гидрогенераторов из-за отказа системы возбуждения не вызывает серьезных нарушений в электроснабжении потребителей, так как всегда имеется возможность быстрого ввода в работу резервного гидроагрегата с исправной системой возбуждения. Поэтому установка резервных возбудителей для них не предусматривается. Резервные агрегаты возбуждения также не предусматриваются для бесщеточных систем возбуждения серийных турбогенераторов, у которых отсутствуют контактные кольца и электрощетки. Однако до получения опыта эксплуатации на первых генераторах такого типа в качестве резерва контактные кольца оставлены для возможности перевода возбуждения на резервное при повреждении основного бесщеточного. Не предусматривается установка агрегатов резервного возбуждения на турбогенераторах, оснащенных тиристорными системами возбуждения со 100 %-ным резервированием. Такие системы выполняются с двумя одинаковыми и автономными преобразовательно-регулирующими каналами. Вступление в работу резервного канала осуществляется автоматически при неисправности в рабочем канале (без изменения режима работы генератора). Назначением резервных возбудителей является замена рабочего возбудителя на случай неполадки последнего, поэтому резервные агрегаты возбуждения рассчитаны на относительно кратковременную работу. Кроме того, по своим характеристикам они снижают надежность работы генератора, так как, будучи рассчитаны на кратковременную работу, имеют пониженные требования в части предельного значения возбуждения и скорости его нарастания. С учетом вышеизложенного, ввод генераторов в эксплуатацию должен производиться на основном возбуждении. Включение агрегата резервного возбуждения должно предусматриваться по схеме, по которой переключение возбудителей могло бы быть выполнено в наикратчайшее время без отключения от сети основного генератора. В зависимости от применяемых систем возбуждения турбогенераторов переход на резервное возбуждение и обратный переход должны осуществляться в соответствии с требованиями местной инструкции. 5.1.5. На всех генераторах и синхронных компенсаторах, не имеющих обмоток отрицательного возбуждения, должна быть установлена и постоянно находиться в работе защита обмотки ротора от перенапряжений (разрядник, гасительное сопротивление и т.п.). Для снижения размеров разрушений в случаях внутренних повреждений генераторов и синхронных компенсаторов, повреждений на их выводах, шинопроводах, в трансформаторе блока или трансформаторе собственных нужд, присоединенном на генераторном напряжении, кроме отключения машины от сети, необходимо возмож- 16
но быстрее уменьшить создаваемое обмоткой ротора магнитное поле, а следовательно, и ЭДС машины до минимального значения порядка 350 В, при котором прекращается горение дуги в месте повреждения. В связи с этим, системы возбуждения (в том числе и резервная) всех генераторов и синхронных компенсаторов снабжаются специальными устройствами гашения поля. Обмотки возбуждения синхронных машин имеют большие индуктивности и малое сопротивление, поэтому простое отключение обмотки от возбудителя без принятия специальных мер приведет к опасным для ее изоляции перенапряжениям, а при замыкании обмотки накоротко гашение поля недопустимо затягивается. Процесс гашения может быть ускорен только приложением к кольцам ротора напряжения про- тивоположной полярности, что практически достигается применением устройств, обеспечивающих включение обмотки на сопротивление гашения (постоянное или нелинейное) или изменением полярности возбудителя (перевод тиристорных преобразователей в инверторный режим) При этом скорость гашения поля возрастает с повышением прикладываемого к обмотке обратного напряжения и ограничивается предельным допустимым для изоляции уровнем напряжения. Согласно ГОСТ 21558-88 мгновенные значения напряжения на обмотке возбуждения не должны превышать 50 % амплитуды испытательного напряжения этой обмотки относительно корпуса, что соответствует примерно семикратному значению по отношению к номинальному напряжению возбуждения машины. Этим уровнем напряжения и определяется наибольшее сопротивление гашения, а у автоматов серии АГП - допустимое число дуговых промежутков камеры. Следует отметить, что существенные преимущества в отношении уменьшения времени гашения поля имеют получившие широкое распространение устройства с применением аппаратов серии АГП, у которых за счет использования свойства коротких электрических дуг сохранять постоянное падение напряжения (около 20 В) в широком диапазоне изменения проходящих в них токов гашение поля машины происходит практически с неизменным напряжением на обмотке в течение всего процесса, то есть с наибольшей скоростью. На турбогенераторах, имеющих системы возбуждения с управляемыми преобразователями, гашение поля может осуществляться инвертированием преобразователя, которое обеспечивает быстрое изменение полярности на обмотке возбуждения, а это в сочетании с форсировкой возбуждения обусловливает быстрое снижение тока возбуждения до нулевого значения, после чего эта цепь уже не обтекается током (остается разомкнутой), и дальнейший процесс определяется токами в демпферном контуре. Процесс гашения поля в машине аналогичен процессу при использовании АГП с ду- гогасительной решеткой. На генераторах и синхронных компенсаторах ГОСТ 21558-88 предписывает применение резервных (дополнительных) устройств, обеспечивающих при подаче соответствующего импульса гашение поля машины независимо от срабатывания основного устройства, что может осуществляться, например, гашением поля элекгромашинных возбудителей постоянного и переменного тока, прекращением выдачи управляющих импульсов на тиристорные преобразователи (после инвертирования) и т.д. На резервные устройства не распространяются требования ускорения гашения поля машины. 17
На генераторах и синхронных компенсаторах, снабженных дополнительным устройством гашения поля, воздействующим на возбудитель или управляемый преобразователь, гашение поля персоналом на отключенной от сети синхронной машине должно выполняться, как правило, этим устройством с целью уменьшения воздействия повышенного напряжения на изоляцию обмотки возбуждения синхронной машины. При срабатывании основных устройств гашения поля с использованием автоматов серии АГП, а также режима инвертирования тиристорных преобразователей после снижения тока ротора до нуля обмотка возбуждения машины в течение некоторого времени (0,3-2 с в зависимости от вида машины) до момента ее шунтирования сопротивлением самосинхронизации (пусковым у синхронных компенсаторов) оказывается разомкнутой, что в ряде случаев может приводить к появлению на ней недопустимых перенапряжений. Это возможно, например, при гашении поля в режиме несимметричного КЗ, когда из-за наличия в токе ротора составляющей с частотой 100 Гц он может периодически кратковременно снижаться до нуля, при этом дуга в решетке АГП обрывается, а процесс инвертирования тиристорных преобразователей прекращается, хотя апериодическая составляющая тока ротора и ток обратной последовательности в обмотке статора остаются еще достаточно большими. Особенно опасны подобные условия при задержке отключения машины от сети вследствие большого времени отключения выключателя. Для предупреждения повреждений изоляции обмотки ротора на всех генераторах и синхронных компенсаторах, оборудованных основными устройствами гашения поля, после действия которых обмотка ротора остается разомкнутой, должны быть установлены и постоянно находиться в работе защитные разрядники многократного действия, шунтирующие обмотку на защитное сопротивление в случаях появления на ней перенапряжений свыше 0,7 амплитуды полного испытательного напряжения изоляции. На синхронных компенсаторах с реверсивной бесщеточной системой возбуждения обмотки положительного и отрицательного возбуждения размещаются на одних и тех же полюсах и питаются от разных возбудителей. Защита их от перенапряжений при гашении поля не требуется, так как для обеих волн перенапряжений обмотки попеременно закорачиваются через диодные преобразователи. 5.1.6. Резервные источники маслоснабжения уплотнений генераторов с водородным охлаждением должны автоматически включаться в работу при отключении рабочего источника и понижении давления масла ниже установленного предела. Для резервирования основных источников маслоснабжения уплотнений генераторов мощностью 60 МВт и более должны быть постоянно включены демпферные (буферные) баки. Запас масла в демпферных баках должен обеспечивать подачу масла и поддержание положительного перепада давлений масло - водород на уплотнениях вала в течение всего времени выбега 18
турбоагрегата со срывом вакуума в случаях отказа всех источников маслоснабжения. В турбогенераторах с водородным охлаждением предотвращение утечки водорода в месте выхода вала ротора из корпуса генератора осуществляется посредством специальных масляных уплотнений вала, размещаемых между торцевыми щитами и опорными подшипниками. Принцип действия уплотнения вала заключается в запирании водорода непрерывным встречным потоком масла, подаваемым в узкий зазор между валом ротора и вкладышем уплотнения под давлением, превышающим давление водорода. В зависимости от конструктивных особенностей уплотнений вала и их размеров значение перепада давлений масло - водород находится в пределах 0,04-0,09 МПа (0,4-0,9 кгс/см2). Номинальное значение перепада устанавливается заводом-изготовителем, корректируется в процессе наладки системы маслоснабжения уплотнений вала и на работающем генераторе автоматически поддерживается неизменным специальной регулирующей аппаратурой. Все известные конструкции уплотнений вала можно разделить на два основных типа - кольцевые и торцевые (рис. 5.1.5). Рабочие поверхности вкладышей уплотнений обоих типов залиты баббитом и имеют специальную разделку. Варианты выполнения разделки рабочих поверхностей вкладышей уплотнений торцевого типа показаны на рис. 5.1.6. Уплотняющее масло под давлением, превышающим давление водорода в корпусе генератора, подается в кольцевую камеру корпуса уплотнения, а затем через радиальные отверстия в корпусе поступает в кольцевую канавку вкладыша. Масло заполняет радиальные канавки и клиновые скосы в баббите вкладыша, растекается по обе стороны от кольцевой канавки, образуя сплошную масляную пленку, препятствующую выходу водорода. Большая часть масла, прошедшего через уплотнение и снявшего потери трения, сливается на сторону воздуха в картер подшипника, меньшая часть масла сливается на сторону водорода, а затем по трубопроводу в гидравлический затвор системы маслоснабжения уплотнений. При нормальном маслоснабжении уплотнений в масляном слое между упорным диском и вкладышем уплотнения торцевого типа возникает гидродинамическое усилие (за счет клиновых площадок), которое, суммируясь с гидростатическим давлением, уравновешивает усилие прижатия вкладыша, создаваемое давлением водорода, пружин (прижимающего масла) и уплотняющего масла или иной комбинацией прижимающих усилий. В кольцевых уплотнениях гидравлическое радиальное усилие в масляном слое уравновешивается только массой вкладыша. При кратковременном снижении давления масла нарушается равновесие усилий, действующих на вкладыш, что приводит к тому, что вкладыш прижимается плоскими площадками к упорному диску (в торцевых уплотнениях) или оседает на шейку вала (в кольцевых уплотнениях). Для обоих типов уплотнений это сопровождается прорывом водорода в картер подшипника или сливные камеры на воздушной стороне. Кольцевые уплотнения при оседании вкладыша на вал не повреждаются, так как вкладыш 19
Рис. 5.1.5. Конструктивные схемы наиболее распространенных уплотнений вала: а - торцевого типа 1 - упорный диск, 2 - вкладыш, 3 - пружины, 4 - корпус уплотнения, Ру~~ Давление уплотняющего масла; Рг- давление газа; Рпм~ Давление прижимающего масла; Н^ - сторона водорода, б - кольцевого типа. 1 - вал ротора; 2 - вкладыш; 3 - корпус уплотнения, •/ - кацавка 0тЖИмаюцдего масла; 5 - большой вкладыш; б - малый вкладыш, 7 - крышка, Рк - давление компенсирующего масла
Рис. 5.1. б. Конструкции рабочих поверхностей вкладышей торцевых уплотнений: а - конструкция, примененная АО «Электросила»; б - конструкция, примененная заводом «Элек- тротяжмаш» на турбогенераторе типа ТГВ-300; I - внутренний кольцевой уплотняющий поясок; 2 - кольцевая канавка, 3 - радиальная канавка; 4 - клиновая несущая поверхность; 5 - радиальная плоская площадка; б - наружный кольцевой поясок; 7 - отсек кольцевой канавки; 8 - отверстие для подвода масла; 9 - перегородка сопрягается с валом на незначительной площади, и баббит не перегревается. Кроме того, оседания вкладыша может и не быть, если силы трения при перемещении вкладыша в корпусе достаточно большие. Подача масла в кольцевое уплотнение восстанавливает его работоспособность. В торцевом уплотнении при достаточно высоких удельных давлениях прижатия вкладыша к валу в режиме полусухого трения происходит выплавление баббитовой заливки и повреждение упорных дисков вала ротора, что требует проведения ремонтных работ. В качестве источников маслоснабжения для турбогенераторов мощностью 200 МВт и менее применяются инжекторы, а резервные маслонасосы устанавливаются с электродвигателями переменного и постоянного тока; для турбогенераторов мощностью 300 МВт и более - рабочий насос на переменном токе и резервные на переменном и постоянном токе. В последнее время трехнасосная схема питания уплотнений вала применяется и на генераторах меньшей мощности. Пуск резервных насосов при отключении рабочего или снижении давления масла - автоматический. В эксплуатации возможны кратковременные снижения давления масла при нарушении работы системы маслоснабжения (например, при ручных переключениях маслонасосов, действии АВР маслонасосов и т.п.). Опыт эксплуатации показал, что аварийный переход с рабочего на резервный источник маслоснабжения крупных генераторов часто сопровождался прорывом водорода через уплотнение 21
и выплавлением баббита вкладыша. Для повышения надежности работы уплотнений вала турбогенераторов мощностью 60 МВт и выше предусмотрена обязательная установка демпферных баков в целях поддержания положительного перепада давления масла и водорода при автоматических и ручных переключениях источников маслоснабжения. Соединение демпферного бака по маслу должно быть последовательное или последовательно-параллельное. Этим обеспечивается наличие в трубопроводах и баке всегда теплого масла; кроме того, масло в трубе при таком соединении всегда находится в состоянии движения, поэтому потребность во внезапном повышении расхода масла удовлетворяется с меньшей инерционностью, чем если бы масло в трубопроводах находилось в состоянии покоя. Вместимость демпферного бака ограничена (1,5-2 м3), он способен обеспечить безнасосное питание уплотнений маслом в течение нескольких минут при рабочей частоте вращения и, как правило, рассчитывается на обеспечение выбега турбоагрегата со срывом вакуума в течение 15 мин. Поэтому для предотвращения опорожнения бака и повреждений уплотнений предусматривается специальная технологическая защита от снижения уровня в баке с действием на останов турбины, отключение генератора от сети и гашение его поля. 5.1.7. Турбогенераторы и синхронные компенсаторы с водородным охлаждением после монтажа и капитального ремонта должны вводиться в эксплуатацию при номинальном давлении водорода. Для турбогенераторов, имеющих непосредственное водородное или водородно-водяное охлаждение активных частей, работа на воздушном охлаждении под нагрузкой запрещается. Непродолжительная работа таких машин при воздушном охлаждении разрешается только в режиме холостого хода без возбуждения с температурой воздуха не выше указанной в заводской инструкции. Для турбогенераторов серии ТВФ допускается кратковременное возбуждение машины, отключенной от сети. Номинальные нагрузки машин устанавливаются исходя из допустимого нагрева их частей и видов охлаждения. Турбогенераторы и синхронные компенсаторы с косвенным охлаждением активных частей, рассчитанные на водородное охлаждение, допускают работу с воздушным охлаждением. Однако вследствие худших показателей охлаждения воздухом по сравнению с охлаждением водородом работа таких машин на воздухе допускается, как правило, при нагрузках не выше 60 % номинальной. При этом нагревы активных элементов (обмотки статора и ротора, активная сталь статора) примерно такие же или несколько выше, чем при работе с номинальной нагрузкой на водородном охлаждении. Кроме того, при работе на воздушном охлаждении потери на вентиляцию генераторов в 6-10 раз выше, чем при водородном охлаждении (разница больше у мощных турбогенераторов). 22
Для турбогенераторов с водородным непосредственным охлаждением активных элементов машины работа без водорода не допускается из-за чрезмерно высоких нагревов и потерь при работе на воздухе; вращение на воздушном охлаждении разрешается только для проведения балансировки ротора на холостом ходу без возбуждения (для генераторов серии ТВФ с форсированным охлаждением ротора дополнительно допускается кратковременное возбуждение машины, отключенной от сети) при условии, что температура воздуха не превышает значения, указанного в заводской инструкции по эксплуатации генератора. По этим причинам турбогенераторы и синхронные компенсаторы с водородным или водородно-водяным охлаждением должны вводиться в эксплуатацию на водородном охлаждении с номинальным давлением водорода. Газомасляная система таких машин сразу же должна быть отлажена на осуществление автоматического управления и контроля (поддержание давления водорода в корпусе и перепада давления между маслом и газом на уплотнениях, контроль температуры газа и масла на входе и выходе, а также температуры баббита вкладышей уплотнений, отсутствие водорода в картерах подшипников и т.п). 5.1.8. Устройства для пожаротушения генераторов и синхронных компенсаторов должны быть в постоянной готовности и обеспечивать возможность их быстрого приведения в действие. Изоляция обмоток генераторов и элементы крепления обмоток выполняются с использованием горючих материалов. При наличии воздушной среды, в которой присутствует кислород, эти элементы, загоревшись от каких-либо внешних причин, могут гореть длительное время. Основными причинами возгорания изоляции являются повреждения обмоток, сопровождающиеся бурным выделением тепла (витковые замыкания обмотки статора, когда по замкнувшимся виткам обмотки статора протекает ток, в несколько раз превышающий номинальное значение, междуфазные замыкания, нарушения контакта в местах паек и т.п.). Гашение возникшего пожара машин с воздушным охлаждением наиболее эффективно производить распыленной водой, так как при работе генератора возможны при- сосы наружного воздуха. Очаг разрушения при тушении водой получается наименьшим. Подача воды должна осуществляться после отключения генератора от сети и снятия возбуждения (при погашенном поле) вручную или автоматически. Наилучшие результаты тушения пожара достигаются на генераторах, оборудованных специальной спринклерной системой в зоне лобовых частей обмотки статора. Устройства пожаротушения должны всегда находиться в готовности к действию, что должно периодически проверяться (без подачи воды в машину). В генераторах и синхронных компенсаторах с водородным охлаждением его внутренняя область герметически отделена от внешней среды, и кислород в ней практически отсутствует. Горение в этих условиях поддерживаться не может. На случай пожара при работе таких машин с косвенным охлаждением в режиме с воздушным охлаждением тушение пожара предусматривается с помощью инертного газа, применя- 23
емого для вытеснения при переходе с воздушного на водородное охлаждение или обратно (углекислота или азот). Для машин с водородным охлаждением в случае возникновения пожара в местах нарушения уплотнений необходимо немедленно приступить к вытеснению из корпуса водорода углекислотой (азотом) и отключить такую машину от сети с последующим ее остановом, а для турбогенераторов - переводом на вращение посредством валоповоротного устройства. Последнее необходимо для предотвращения возникновения остаточного прогиба вала. Во всех случаях давление газа внутри корпуса должно поддерживаться выше атмосферного давления. Наибольшую опасность для оборудования электростанций представляет загорание водорода с маслом в процессе развития аварий, начинающихся с разрушения проточной части паровых турбин. Для указанных аварий, сопровождающихся крупными пожарами общестанционного характера, типична следующая картина протекания событий: разрушение лопаточного аппарата и диафрагм ЦНД - механический разбаланс валопровода - заклинивание отдельных вращающихся частей турбоагрегата - разрушение подшипников и уплотнений вала - залповый выброс в машзал большого количества водорода и масла с их воспламенением или взрывом - загорание кровли машзала с последующим обрушением перекрытий и возможным распространением пожара на другие энергоблоки. До разработки комплексной автомагической системы предотвращения развития загораний водорода и масла по указанным выше причинам ликвидация таких пожаров должна осуществляться в соответствии с рекомендациями, изложенными в п. 2.8 Сборника распорядительных документов по эксплуатации энергосистем (теплотехническая часть), Москва, АО «Фирма ОРГРЭС», 1998 г. При этом время подачи масла на уплотнения вала от маслонасосов, а затем от демпферного бака должно перекрывать время вытеснения водорода из турбогенератора во избежание прорыва водорода в маслобак турбины. При угрозе для жизни дежурного персонала управление операциями вытеснения водорода целесообразно осуществлять с байпасного газового поста или дистанционно. 5.1.9. При пуске и во время эксплуатации генераторов и синхронных компенсаторов должен осуществляться контроль электрических параметров статора, ротора и системы возбуждения; температуры обмотки и стали статора, охлаждающих сред (в том числе и оборудования системы возбуждения), уплотнений вала, подшипников и подпятников; давления, в том числе перепада давлений на фильтрах, удельного сопротивления и расхода дистиллята через обмотки и другие активные и конструктивные части; давления и чистоты водорода; давления и температуры масла, а также перепада давлений масло - водород в уплотнениях вала; герметичности систем жидкостного охлаждения; влажности газа в корпусе турбогенераторов с водородным и полным водяным охлаждением; уровня масла в демпферных баках и поплавковых гид- 24
розатворах турбогенераторов, в масляных ваннах подшипников и подпятников гидрогенераторов; вибрации подшипников и контактных колец турбогенераторов, крестовин и подшипников гидрогенераторов. На каждом генераторе или синхронном компенсаторе имеется заводской щиток, на котором указаны номинальные паспортные данные машины, т.е. напряжение, токи и мощности, на которые данная машина была рассчитана при ее изготовлении для работы в определенных условиях охлаждения. Во избежание нагрева генераторов и синхронных компенсаторов эти параметры не должны длительно превышать допустимые значения. При параллельной работе генераторов с энергосистемой требуется также распределение нагрузок по генераторам, с тем чтобы получить наилучшие экономические и технические показатели. Кроме того, в эксплуатации возможны кратковременные и продолжительные повышения токовых нагрузок по сравнению с номинальными или другие отклонения от номинальных значений. Поэтому режим работы генераторов должен постоянно контролироваться. Контроль за режимами работы всех генераторов и синхронных компенсаторов, параметрами их вспомогательных систем ведется посредством штатных контрольно- измерительных приборов, которые в настоящее время дополняются или заменяются более современными средствами контроля и диагностики на базе использования устройств вычислительной техники. Прохождение в обмотках статора тока, выше номинального, сопровождается увеличением потерь в них, что вызывает дополнительный нагрев. Повышение нагрева машины может вызвать преждевременный износ изоляции и снижение надежности работы. Все это говорит о необходимости ведения непрерывного контроля за величиной тока статора. У крупных генераторов и синхронных компенсаторов работа с несимметричной нагрузкой может сопровождаться быстрым повышением нагрева отдельных элементов ротора генератора и выходом его из строя (см. пояснение к п. 5.1.26). Поэтому для генераторов и синхронных компенсаторов мощностью 15 МВА и выше предусматривается контроль за симметрией токов в фазах посредством амперметров, устанавливаемых в каждой фазе, дополняемый измерением тока обратной последовательности с помощью специального прибора. Все генераторы и синхронные компенсаторы рассчитаны на длительную работу с номинальной мощностью при напряжении, изменяющемся в пределах ±5 % номинального. Для сохранения номинальной мощности при понижении напряжения более чем на 5 % потребуется повышение тока более чем на 5 % номинального, что сопряжено с повышенным нагревом проводников. Допустимое значение нагрузки при этом должно быть указано в инструкции завода-изготовителя. При повышении напряжения сверх предусмотренного предела может иметь место повышенный нагрев активной стали (особенно в зубцовом слое), что может также вызвать ограничение мощности. Поэтому необходим контроль за напряжением статора. 25
При работе синхронных машин реактивную мощность (и напряжение на зажимах статора) можно регулировать изменением тока возбуждения. Наиболее устойчивым режимом работы является такой, при котором возбуждение превышает значение, которое соответствует режиму работы с коэффициентом мощности, равным единице при данной нагрузке (режим перевозбуждения). Ток статора как в режиме недовоз- буждения, так и в режиме перевозбуждения может быть одинаковым, но воздействие этих режимов на нагрев генератора различно. При недовозбуждении увеличиваются аксиальные составляющие поля рассеяния, вызывающие местные нагревы крайних пакетов стали статора, нажимных плит и других конструктивных элементов зон лобовых частей обмотки, что может потребовать ограничения нагрузки, кроме того, снижается устойчивость работы генераторов. Контроль за напряжением возбуждения позволяет в сочетании с контролем за током возбуждения выявлять неисправности в цепи возбуждения (при возникновении витковых замыканий, например, имеет место снижение сопротивления обмотки, определяемого отношением напряжения к току). Контроль за активной мощностью генератора ведется в целях предотвращения его перегрузки и для проверки работы турбины. С точки зрения режима самого генератора по условиям его нагрева важен контроль за активной и реактивной мощностью (или полной мощностью и созф). Этим определяется правильность загрузки по току. Кроме того, контроль за активной и реактивной мощностью ведется в целях поддержания заданного диспетчером графика нагрузки и напряжения. Для синхронных компенсаторов важен контроль только за реактивной (практически полной) мощностью, так как значение активной мощности, которую они потребляют из сети, определяется только потерями в синхронном компенсаторе и какого-либо влияния на режим работы не оказывает. В процессе работы синхронной машины может иметь место снижение сопротивления изоляции цепи возбуэвдения вследствие, например, загрязнения или повреждения ее. Замыкание обмотки возбуждения на корпус в одном месте не сказывается на работе синхронной машины. Однако в случае возникновения замыканий в двух местах системы возбуждения возможны повреждения обмотки и стали ротора дугой, а в многополюсных машинах из-за несимметрии магнитного потока - и механические повреждения, вызываемые значительными вибрациями. Необходимо поэтому контролировать состояние изоляции цепи возбуждения в процессе эксплуатации. Контроль изоляции цепи возбуждения при работе генераторов и синхронных компенсаторов осуществляется специальным штатным вольтметром, с помощью которого определение сопротивления изоляции проводится по методу трех измерений напряжений (между кольцами и вал-кольцо каждого полюса), либо по специальному прибору, входящему в комплект защиты генератора от замыкания на землю в одной точке цепи возбуждения. Существенное значение в работе обмоток электрических машин и их изоляции имеет температура в процессе эксплуатации. Температура обмотки и стали машины зависит не только от электрического режима (тока, напряжения), но и от температуры охлаждающей среды. Поэтому во время работы генераторов и синхронных компенсаторов необходимо вести контроль как за температурой обмотки и стали статора, так и за температурой охлаждающей среды. 26
Температура обмотки и стали статора контролируется с помощью заложенных заводом температурных индикаторов, в качестве которых в настоящее время используются, в основном, термопреобразователи сопротивления (термосопротивления). Термосопротивления в виде плоских элементов из бифилярно намо- Те№осопро- таннои медной проволоки закладываются заводом-изготовителем при изготовлении машины на дно паза (для из- Рис. 5.1.7. Расположение термометров сопротив- мерения температуры стали) ления в пазу статора и между стержнями (для измерения температуры обмотки), в местах предполагаемого наибольшего нагрева машины не менее чем по одному в каждую фазу между стержнями и на дно паза (рис. 5.1.7). У машин с непосредственным охлаждением обмотки статора водой термометры сопротивления устанавливаются под клин всех тех стержней, которые являются последними в цепи данной ветви водяного охлаждения. Наряду с термосопротивлениями, устанавливаемыми под клин, предусматривается установка термосопротивлений на боковой поверхности каждого нижнего стержня в районе выхода его из сердечника. Следует отметить, что измеряемая таким методом температура зависит от системы охлаждения машины, теплового потока и толщины изоляции. Поэтому она не может служить указателем допустимой перегрузки машины, так как не соответствует действительному нагреву меди обмотки в наиболее горячей точке. Однако она указывает на изменения в нагревах, которые могут возникнуть вследствие загрязнения, неисправностей в машине и системе охлаждения или при отклонении режима работы от номинального (допустимого). У машин с непосредственным газовым охлаждением (турбогенераторы ТГВ-200, ТГВ-300) температура обмотки и сердечника статора измеряется также с помощью термосопротивлений, установленных в струе водорода, выходящего из обмотки и сердечника. В ряде конструкций машин с непосредственным водяным охлаждением обмотки статора термосопротивления устанавливаются на выходе подогретого дистиллята из каждого стержня (турбогенераторы серии ТЗВ) или каждого верхнего стержня и аг- дельных нижних стержней (турбогенераторы ТГВ-200М, ТГВ-500). Температура охлаждающей среды контролируется непосредственно перед входом и на выходе из машины. Для машины с воздушным охлаждением обычно используют- 27
ся ртутные термометры или термосопротивления, устанавливаемые перед вентилятором или в специальных карманах торцевых щитов. Для машин с водородным охлаждением температура охлаждающей среды измеряется с помощью термосопротивлений, установленных в струе газа на входе и выходе из каждого охладителя и дублируемых термометрами расширения, помещенными в карманы внутри корпуса машины. У некоторых турбогенераторов с непосредственным охлаждением (серия ТГВ) температура охлаждающей среды измеряется также термосопротивлениями, установленными в тракте холодного газа до и после компрессора. Контроль за температурой ведется как с целью поддержания ее на требуемом уровне, так и с целью ее выравнивания по охладителям машины. Разность температур охлаждающей среды на входе и выходе из генератора позволяет судить о состоянии машины и своевременно обнаружить отклонение от нормального режима работы. С понижением температуры охлаждающей среды ниже определенного уровня возможна конденсация влаги на трубопроводах, охладителе и т.п. (отпотевание). Температура, при которой имеет место конденсация влаги, зависит от местных условий и, как правило, ниже 20 °С. Существенное значение также имеет контроль за температурой воды, подаваемой в газоохладители. По разнице температур газа на выходе из газоохладителя и охлаждающей воды на входе в газоохладитель судят о загрязненности трубок последнего или о недостатке охлаждающей воды. Контроль температуры воды на выходе из газоохладителей позволяет оценить правильность раздачи воды по охладителям. В установках с высокочастотными диодными или тиристорными преобразователями применяется как воздушное, так и смешанное воздушно-водяное охлаждение. Работа с температурой воздуха внутри шкафа преобразователей и охлаждающего дистиллята выше установленных заводом недопустима, и в этом случае предусматривается автоматическое отключение установки. Таким образом, для надежной работы генератора или синхронного компенсатора необходим тщательный контроль за температурой охлаждающей среды устройств системы возбуждения. В турбо- и гидрогенераторах с непосредственным водяным охлаждением обмоток важным показателем является расход дистиллята, циркулирующего по полым проводникам обмоток. Номинальное значение расхода устанавливается заводом-изготовителем, исходя из условия максимального подогрева дистиллята на выходе из обмотки 25-30 °С, что гарантирует достаточно низкий уровень нагрева обмоток. Допустимое отклонение расхода дистиллята не должно превышать 10 % номинального значения. Более значительное снижение расхода приводит к ламинарному характеру течения струи внутри полого проводника, что существенно ухудшает теплоотдачу, ведет к росту температуры меди и возможному закипанию дистиллята с нарушением его циркуляции. Повышение расхода также нежелательно из-за опасности эрозии стенок внутренних каналов в проводниках. В качестве измерителей расхода используются измерительные диафрагмы в комплекте с дифманометрами и вторичными приборами. Возможно применение и других методов контроля, в частности, ультразвуковых расходомеров. Дистиллят помимо того, что он является теплоносителем, выполняет роль диэлектрика, отделяющего обмотку статора, напряжение на которой может достигать 24 кВ, 28
от заземленных частей водяной системы. Поэтому в эксплуатации необходим контроль за величиной электрического сопротивления дистиллята посредством солемеров. Исправное состояние оборудования схемы водоснабжения обмоток и других конструктивных узлов может оцениваться по показаниям манометров, устанавливаемых в разных точках тракта циркуляции. Так, повышенный перепад давления на фильтрах механической очистки свидетельствует об их засорении и необходимости чистки. У генераторов и синхронных компенсаторов с водородным охлаждением важно поддерживать требуемое давление, чистоту и влажность водорода. Общий характер зависимости допускаемой нагрузки в относительных единицах при изменении давления водорода для машин с косвенным и непосредственным охлаждением проводников приведен на рис. 5.1.8. Как видно из кривых, изменение давления водорода имеет существенное значение для отдаваемой мощности или нагрева машины. Допустимые отклонения давления от номинального при нормальной работе указаны в п. 5.1.14. Повышая давление водорода выше номинального, можно допускать длительную перегрузку генератора по току. Однако чрезмерное повышение давления водорода, сопровождаемое излишней деформацией торцевых щитов, может вызвать нарушение работы уплотнений (в первую очередь вала) и опасную утечку водорода, приводящую к пожару или взрыву. Поэтому в заводских инструкциях всегда указывается максимально допустимое давление водорода. При вынужденном снижении давления масла из-за неисправности в работе газомасляной системы и необходимости сохранения в работе генератора впредь до устранения этой неисправности должно быть соответственно снижено давление водорода в корпусе для обеспечения необходимого перепада давления масло - водород. В машинах с водяным охлаждением обмотки статора и водородным охлаждением обмотки ротора и стали Рис. 5.1.8 Зависимость нагрузки турбогенераторов 8/8н с водородным охлаждением от давления водорода Р^: 1 - турбогенераторы с косвенным охлаждением ТВ2-30-2, ТВ-50-2; 2 - турбогенераторы с косвенным охлаждением ТВС-30, ТВ2-100-2; 3 - 1урбогенераторы с непосредственным охлаждением обмотки ротора и косвенным охлаждением обмотки статора ТВФ-60-2; ТВФ-100-2, 4 - турбогенераторы с непосредственным охлаждением водородом обмоток ротора и статора ТГВ-200, ТГВ-300,5 - турбогенераторы с непосредственным охлаждением водородом обмотки ротора и водяным охлаждением обмотки статора ТВВ-165-2, ТВВ-200-2А, ТГВ-200М 29
статора снижение давления водорода должно сопровождаться снижением нагрузки по условиям нагрева обмотки ротора. Допустимая нагрузка для некоторых типов турбогенераторов при аварийных ситуациях в системе газоснабжения приведена в табл. 5.1.2. Поддержание чистоты водорода важно с точки зрения как взрывобезопасности, так и экономичности работы. Достаточно сказать, что для машин с непосредственным охлаждением обмотки статора снижение чистоты водорода с 98 до 93 % вызывает увеличение вентиляционных потерь примерно в 1,5 раза, что приводит к снижению КПД генератора примерно на 0,15 %. Табл ица 5.1.2 Допустимая мощность турбогенераторов при различных избыточных давлениях водорода Тип турбогенератора ТБВ-165-2 ! ТВВ-200-2А ТГВ-200М ТГВ-200 ТГВ-300 ТВВ-320-2 ТВВ-320-2* ТВВ-500-2 ТГВ-500 ТВВ-800-2 Мощность, % номинальной полной (при созф не ниже номинального) при избыточном давлении водорода, Мпа (кгс/см2) 0,5 (5,0) - 100 0,45 (4,5) - 100 0,4 (4,0) - 100 100 87 75 035 (3,5) 100 100 100 87 75 0,3 (3,0) 100 100 100 100 87 75 62 100 0,25 (2,5) 85 85 85 85 73 60 50 100 0,2 (2,0) 73 75 75 72 60 50 40 90 0,15 ) (К5) ! 60 ' 60 60 60 47 35 75 * Относится к генераторам с тангенциальной системой вентиляции. Периодический или непрерывный контроль за влажностью охлаждающего водорода позволяет судить о герметичности гидравлических соединений элементов водяной системы охлаждения, находящихся внутри машины (водоподводы к обмотке статора, газоохладители и пр.), и эффективности работы штатных устройств осушки газа. Контроль влажности газа должен дополняться осмотрами дренажей из нижних точек корпуса машины, в которых возможно скопление воды. Контроль за величинами давлений на стороне всасывания и нагнетания маслона- сосов уплотнений вала, на входе и выходе сетчатых фильтров, до и после автоматических регуляторов давления, на входе в каждое уплотнение, перепада давлений масло - водород, уровнями масла в поплавковом гидрозатворе и демпферном баке помогает выявить неисправности отдельных элементов схемы маслоснабжения и судить о правильном их функционировании. Важными показателями работы уплотнений вала являются температура вкладышей и масла на сливе из уплотнений в сторону воздуха, которые характеризуют состояние баббитовой заливки вкладышей. Повышение указанных температур свидетельствует об износе несущих поверхностей вкладышей, приводящем к уменьшению толщины масляной пленки, снижению расхода масла и ухудшению теплоотвода. 30
Своевременное выявление и устранение случаев нарушения герметичности во- доохлаждаемых элементов турбогенераторов с непосредственным водяным охлаждением приобретает особое значение в связи с негативным воздействием влаги на изоляцию обмоток, бандажные кольца и другие элементы конструкции. Нарушение герметичности водяной системы иногда имеет место в эксплуатации и обусловлено рядом причин: нарушением пайки проводников в наконечниках, появлением трещин в местах заделки фторопластовых шлангов, возникновением трещин в полых проводниках и т.п. В целях предупреждения увлажнения изоляции стержней необходимо поддерживать давление водорода выше давления воды на 50 кПа (0,5 кгс/см2). Однако следует иметь в виду, что попадание водорода в стержень может привести к снижению расхода дистиллята через стержень. Опыт эксплуатации показал, что аварийное снижение расхода дистиллята через стержень примерно в 2 раза можно считать предельно допустимым, но такое значительное понижение расхода воды в стержне в суммарном расходе остается трудно различимым. Существующий контроль за попаданием водорода осуществляется с помощью газовой ловушки, подключенной к дренажной системе из верхних точек сливного и напорного юл лекторов; попадание водорода в газовую ловушку определяется по наличию пузырьков водорода. Такая система действенна лишь при больших утечках водорода, когда дистиллят уже полностью насыщен водородом. При малых утечках водорода и хорошей дегазации дистиллята утечка водорода может быть не обнаружена. Для выявления малых утечек водорода в дистиллят может быть использован метод хроматографии, с помощью которого утечка водорода может быть определена на ранней стадии возникновения. Поскольку метод достаточно сложен, он может быть рекомендован для применения перед выводом генератора в ремонт, в первую очередь на тех турбогенераторах, где имели место нарушения герметичности водяного тракта. При пусках и во время эксплуатации гидрогенераторов для обеспечения нормальных условий работы подшипников и подпятников, кроме наблюдения за нагревами, необходимо контролировать также температуру и уровень масла в их масляных ваннах. В процессе эксплуатации синхронных машин имеют место случаи повышения уровня вибрации отдельных узлов, приводящие к необходимости увеличения объема плановых ремонтов или проведения внеплановых ремонтов с реконструкцией повреждающихся узлов. Так, повышенная вибрация подшипниковых опор генераторов и синхронных компенсаторов может быть вызвана как недостаточно хорошей балансировкой ротора на заводе или после ремонта, так и возникновением новых возмущающих сил при сопряжении генератора с другими вращающимися частями (турбиной, возбудителем и т.п.). При эксплуатации могут возникнуть также и иные причины, которые могут изменить величину и характер вибрации. Вибрация вызывает повышенный износ отдельных частей и может привести к повреждению генератора или синхронного компенсатора. Во избежание таких повреждений, устанавливаются нормы допустимой вибрации, измеряемой в условиях эксплуатации, различные для машин с разной частотой вращения. Значение имеет не только абсолютная величина вибрации, но и внезапное ее изменение или изменение характера вибрации, что часто может являться признаком 31
возникновения неисправности или дефекта (возникновения витковых замыканий, теплового дисбаланса из-за нарушения условий охлаждения обмотки и т.д.). Поэтому необходимо вести тщательный контроль за вибрационным состоянием всего агрегата в целом и своевременно принимать меры к выявлению причин, вызвавших изменение вибрационного состояния агрегата (см. п. 5.1.36). Степень вибрации контактных колец ротора турбогенератора, в первую очередь, определяет надежность работы щеточного аппарата. Поэтому ее следует контролировать до и после каждого ремонта с выемкой ротора генератора и принимать необходимые меры, если уровень вибрации превышает норму. 5.1.10. Периодичность определения показателей работы газомасляной и водяной систем генераторов и синхронных компенсаторов, находящихся в работе или резерве, должна быть следующей: • температуры точки росы (влажности) водорода в корпусе генератора - не реже 1 раза в неделю, а при неисправной системе индивидуальной осушки газа или влажности, превышающей допустимую, - не реже 1 раза в сутки; • влажность газа внутри корпуса турбогенератора с полным водяным охлаждением должна контролироваться непрерывно автоматически; • газоплотности корпуса машины (суточной утечки водорода) - не реже 1 раза в месяц; • чистоты водорода в корпусе машины - не реже 1 раза в неделю по контрольным химическим анализам и непрерывно по автоматическому газоанализатору, а при неисправности автоматического газоанализатора - не реже 1 раза в смену; • содержания водорода в газовой ловушке, в картерах подшипников, экранированных токопроводах, кожухах линейных и нулевых выводов - непрерывно автоматическим газоанализатором, действующим на сигнал, а при неисправности или отсутствии такого газоанализатора- переносным газоанализатором или индикатором не реже 1 раза в сутки; • содержания кислорода в водороде внутри корпуса машины, в поплавковом гидрозатворе, бачке продувки и в од о род о отделительном баке маслоочистительнойустановки генератора- в соответствии с утвержденным графиком по данным химического контроля; • показателей качества дистиллята в системе водяного охлаждения обмоток и других частей генератора - в соответствии с типовой инструкцией по эксплуатации генераторов. 32
Работа турбогенераторов и синхронных компенсаторов с повышенным влагосо- держанием охлаждающего газа (водорода) вредно сказывается на изоляции обмоток и механической прочности бандажей ротора, вызывает конденсацию влаги на конструктивных элементах внутри корпуса генератора, способствует повышенной коррозии стали ит.п Поэтому рекомендуется поддерживать влажность водорода в корпусе машины не более 12-13 г/м3 при рабочих значениях давления и температуры холодного газа, что соответствует примерно 30-40 % относительной влажности. Повышение влажности водорода в корпусе турбогенераторов вызывается, в первую очередь, попаданием паров воды через уплотнения вала из увлажненного турбинного масла при больших расходах масла в сторону водорода. Как у турбогенераторов, так и у синхронных компенсаторов повышение влажности водорода может происходить также при возникновении течей в газоохладителях, в узлах водоподвода обмоток турбогенераторов, а также при заполнении корпусов водородом повышенной влажности. Контроль влажности водорода производился ранее с помощью психрометра Ас- смана. Однако этот метод для машин с рабочим избыточным давлением водорода выше 50 кПа (0,5 кгс/см2) недостаточно точен и постепенно заменен более совершенным методом, предложенным ОАО «Фирма ОРГРЭС». Суть метода состоит в том, что отобранная проба газа охлаждается при рабочем давлении посредством ацетона. По зеркальной поверхности определяется момент выпадения капелек влаги и температура точки росы, при которой это произошло. Затем при необходимости по таблице вычисляется относительная влажность водорода при рабочей температуре. Выпускаемые промышленностью измерители влажности газа, как правило, оснащаются чувствительными элементами, реагирующими на изменение относительной влажности и температуры контролируемой среды, с последующим автоматическим вычислением температуры точки росы. Недостатком этих приборов является то, что их датчики конструктивно не приспособлены для установки внутри машины, измерения выполняются при атмосферном давлении, не обеспечивается необходимая степень взрывозащиты чувствительных элементов при работе в водородной среде. Штатные силикагелевые осушители, все еще используемые в системах циркуляции водорода машин раннего выпуска, недостаточно эффективны из-за их малой влаго- емкости. Поэтому повсеместно используются другие способы снижения влагосодер- жания газа, в частности, способ удаления влаги посредством понижения температуры водорода с помощью холодильной установки, в испарителе которой влага конденсируется на трубках и периодически удаляется. Подобная система сушки теперь поставляется заводами - изготовителями генераторов, практически, для всех новых машин, включая турбогенераторы с воздушным охлаждением. Хорошо зарекомендовал себя вихревой способ осушки водорода (ВСОВ), предложенный СКТБ ВКТ Мосэнерго. При этом способе осушка газа производится в испарительной камере под вакуумом. Вышеуказанному влагосодержанию газа соответствует температура точки росы 15 °С, что и установлено в качестве предельной нормы (п. 5.1.11). Влажность водорода, оцениваемая температурой точки росы водорода, должна контролироваться не реже 1 раза в неделю. При неисправности штатных осушителей, а также в случаях, когда влажность превышает допустимую, - не реже 1 раза в сутки. 33
6 турбогенераторах с полным водяным охлаждением, имеющих большое количество разъемных гидравлических соединений, которые могут неожиданно утратить водоплотность, должен быть предусмотрен непрерывный автоматический контроль влажности воздуха, заполняющего корпус машины. Периодический контроль влажности газа целесообразен и в турбогенераторах с воздушным охлаждением. Синхронные машины с водородным охлаждением имеют большое число узлов, состояние которых влияет на газоплотность корпусов: резиновые уплотнения торцевых щитов, выводов и охладителей, а у турбогенераторов, кроме того, - уплотнения токоподвода к ротору, разъемные соединения гидравлического тракта обмоток с водяным охлаждением и масляные уплотнения вала. С нарушением газоплотности корпусов машин и устройств водоподвода к обмоткам расход водорода на выполнение утечек повышается. Таким образом, газоплотность генератора или синхронного компенсатора с водородным охлаждением является важным показателем надежности его работы. Нормы расхода водорода на покрытие утечек газа приведены в п. 5.1.18. Вот почему проверка газоплотности корпуса машины или, практически, определение суточной утечки водорода должно выполняться не реже 1 раза в месяц. Опасность при работе с газообразным водородом заключается в возможности образования взрывоопасной смеси водорода с воздухом в корпусе генератора, в аппаратах и трубопроводах газомасляной системы при нарушении режима ее эксплуатации, а также его загорания при выходе через неплотности корпуса, газового тракта, оборудования системы маслоснабжения уплотнений. Смесь водорода с воздухом является взрывоопасной при содержании в ней водорода от 4 до 75 % по объему. Взрывоопасная смесь может воспламениться от открытого огня, местного нагрева, при быстром истечении (особенно при наличии продуктов коррозии на стенках труб и аппаратов). Давление, развиваемое взрывом водородно-воздушной смеси, тем выше, чем больше начальное давление и начальная температура смеси. При атмосферном начальном давлении и бедной смеси (менее 15 % и более 65 % водорода в воздухе) воспламенение смеси повышает давление до 0,7-0,8 МПа (7-8 кгс/см2), что близко к предельному давлению, которое выдерживает оболочка корпуса турбогенератора. В корпусе генератора (синхронного компенсатора) образование взрывоопасной смеси водорода с воздухом особенно опасно, так как в больших замкнутых объемах возможно детонационаное воспламенение смеси, протекающее при распространении пламени со сверхзвуковыми скоростями и развивающее давление, во много раз превосходящее испытательное давление корпуса (0,8 МПа). Взрывоопасная смесь в корпусе может образовываться в следующих случаях: - при неполной продувке генератора инертным газом в процессе вытеснения водорода или воздуха; - при попадании в генератор, заполненный воздухом, водорода через неплотности арматуры на газовом посту при невыполнении видимого разрыва на трубопроводе водорода; 34
- при попадании в генератор, заполненный водородом, воздуха при невыполнении видимого разрыва на трубопроводе воздуха; - при постепенном загрязнении водорода воздухом, диффундирующим из масла в уплотнениях вала, и отсутствии продувки. В картерах подшипников (сливных камерах), экранированных токопроводах, кожухах линейных и нулевых выводов, газовой ловушке системы водяного охлаждения обмотки статора турбогенераторов взрывоопасная смесь может образовываться при нарушении герметичности уплотнений вала, токоведущих стержней и изоляторов выводов, узлов водоподвода к обмотке статора, отсутствии вентиляции, отсутствии контроля за содержанием водорода в воздушных объемах вышеназванных узлов. Образование опасных концентраций кислорода в водородных объемах поплавкового гидрозатвора, бачка продувки, водородоотделительного отсека бака маслоочисти- тельной установки возможно из-за выделения воздуха из масла, сливаемого в эти баки. Скопление водорода, выделившегося из воды, может иметь место и в аппаратах замкнутой системы водоснабжения газоохладителей из-за неплотности их трубок и нарушения уплотнений водяных камер. Для обеспечения безопасной работы турбогенераторов и синхронных компенсаторов чистота водорода в корпусе машины должна непрерывно контролироваться автоматическими газоанализаторами, независимо от того остановлена машина или работает. Правильность показаний газоанализатора следует проверять один раз в неделю по данным химического анализа проб газа из корпуса машины. При неисправности автоматического газоанализатора контрольные химические анализы проводятся 1 раз в смену. Содержание водорода в газовой ловушке, в картерах подшипников (сливных камерах), экранированных токопроводах, кожухах линейных и нулевых выводов турбогенераторов должно контролироваться непрерывно автоматическими газоанализаторами, действующими на сигнал. При неисправности или отсутствии автоматического газоанализатора необходимо не реже 1 раза в сутки определять наличие водорода в указанных точках с помощью переносного газоанализатора (ПГФ-2М-И4А, СТХ-17-10 и др.) или индикатора. При обнаружении водорода индикатором следует производить химический анализ воздуха из данной точки с помощью лабораторного газоанализатора или хроматографа. Контроль содержания кислорода в корпусе генератора (синхронного компенсатора), поплавковом гидрозатворе, бачке продувки и водородоотделительном баке мас- лоочистительной установки генератора проводится согласно утвержденному местному графику по данным химического контроля. При непосредственном водяном охлаждении обмоток генератора к дистилляту предъявляются особые требования по его диэлектрическим свойствам, поскольку дистиллят циркулирует между медью обмотки и заземленным корпусом машины в изоляционных рукавах (шлангах). Длина шлангов и высокие изоляционные свойства дистиллята гарантируют работу генератора с допустимыми токами утечки через водопод- водящие шланги. Понижение удельного сопротивления дистиллята ниже допустимого предела может вызвать электрический пробой вдоль шланга. Такой пробой может привести к вскипанию дистиллята, толчкообразному повышению давления в шланге и воз- 35
можному его разрыву с тяжелыми последствиями для машины. Поэтому наряду с обычным контролем удельного сопротивления дистиллята, осуществляемым повседневно с помощью солемера, действующего на сигнал при повышении солесодержания дистиллята сверх допустимого уровня, удельное сопротивление дистиллята не реже 1 раза в месяц проверяется с помощью мегаомметра и тарированной стеклянной трубки с электродами. При неисправности солемера такой контроль удельного сопротивления дистиллята производится чаще с периодичностью, определяемой местной инструкцией. При эксплуатации генераторов с водяным охлаждением обмоток имеют место случаи образования отложений продуктов коррозии меди на внутренних поверхностях полых элементарных проводников стержней с частичной или полной закупоркой проходных сечений. Такие случаи представляют особую опасность , так как могут привести к недопустимому перегреву изоляции стержней и повреждению генератора. Необходимая чистота поверхностей системы водяного охлаждения обеспечивается правильной организацией водно-химического режима, своевременным проведением химических очисток, принятием мер против попадания продуктов разрушения уплотнительных материалов в систему охлаждения и выполнением других рекомендаций, изложенных в п. 6.16 «Об организации водно-химического режима системы охлаждения обмоток статора турбо- и гидрогенераторов» Сборника руководящих материалов. Электрическая часть (М.: СПО ОРГРЭС, 1992). Нормы на качество дистиллята в системе водяного охлаждения обмоток статоров, генераторов приводятся в Типовой инструкции по эксплуатации генераторов на электростанциях, РД 34.45.501-88 (М.: ПО Союзтехэнерго, 1989). 5.1.11. Чистота водорода должна быть не ниже: в корпусах генераторов с непосредственным водородным охлаждением и синхронных компенсаторов всех типов - 98 %, в корпусах генераторов с косвенным водородным охлаждением при избыточном давлении водорода 0,5 кгс/см2 (50 кПа) и выше - 97 %, при избыточном давлении водорода до 0,5 кгс/см2 (50 кПа) - 95 %. Температура точки росы водорода в корпусе генератора при рабочем давлении должна быть не выше 15 °С и всегда ниже температуры воды на входе в газоохладители. Температура точки росы газа в корпусе генератора с полным водяным охлаждением должна быть не выше значения, устанавливаемого заводской инструкцией по эксплуатации. Чистота водорода в корпусе турбогенераторов и синхронных компенсаторов с водородным охлаждением должна контролироваться во избежание увеличения потерь, ухудшения охлаждения или образования взрывоопасной смеси. Приведенные нормативные показатели являются оптимальными и вполне выполнимыми. Влагосодержание водорода, оцениваемое обычно массой водяного пара, содержащегося в 1 м3газа при рабочем давлении, должно быть минимальным (см. пояснения к п. 5.1.10). С повышением влагосодержания при данной температуре газа или с пониже- 36
нием температуры водорода при том же влагосодержании пары воды могут подходить к состоянию насыщения (точке росы). В результате возможна их конденсация на отдельных элементах машины и, в первую очередь, на газоохладителях. Для предотвращения «отпотевания» газоохладителей температура точки росы водорода при рабочем давлении должна быть ниже, чем температура воды на входе в газоохладители. Вместе с тем темпе- рапира точки росы не должна превышать 15 °С, что косвенно определяет допустимое в эксплуатации влагосодержание газа не более 12,8 г/м3 и относительную его влажность при рабочих температурах 20-40 °С не более 75-25 % соответственно. 5.1.12. Содержание кислорода в водороде в корпусе генератора (синхронного компенсатора) должно быть не более 1,2 %, а в поплавковом гидрозатворе, бачке продувки и водородоотделительном баке мас- лоочистительной установки генератора - не более 2 %. Согласно ГОСТ 3022-80 пределы содержания газов во взрывоопасных смесях водорода с кислородом и водорода с воздухом следующие (по объему): Смесь водорода с кислородом нижний предел - содержание водорода 4 %, кислорода - 96 %; верхний предел - содержание водорода 94 %, кислорода - 6 %. Смесь водорода с воздухом нижний предел - содержание водорода 4 %, воздуха - 96 %; верхний предел - содержание водорода 75 %, воздуха - 25 %. Во избежание возникновения взрывоопасной смеси нормативные показатели содержания кислорода в корпусе машины, поплавковом затворе, в бачке продувки и водородоотделительном баке маслоочистительной установки установлены с запасом, причем для корпуса машины более жесткие. Это объясняется тем, что объем газа в корпусе больше, поэтому загрязнение его кислородом или воздухом через масло будет ниже, чем в других местах, особенно в водородоотделительном баке. В то же время из-за наличия в корпусе машины продольных и поперечных ребер жесткости возможно образование слабо вентилируемых местных объемов газа с повышенным содержанием кислорода или воздуха по сравнению с определяемым по контрольным анализам. 5.1.13. Содержание водорода в картерах подшипников, в экранированных токопроводах, кожухах линейных и нулевых выводов должно быть менее 1 %. Работа турбогенератора при содержании водорода в токопроводах, кожухах линейных и нулевых выводов 1 % и выше, а в картерах подшипников более 2 % запрещается. Контроль за содержанием водорода в рассматриваемых элементах турбогенератора позволяет судить о состоянии уплотнений вала и выводов. Норма содержания водорода установлена с запасом исходя из требований взрывобезопасности. Независимо от того, оснащены эти узлы автоматическими газоанализаторами, или контроль ведется переносными приборами, в случае появления недопустимых концентраций 37
водорода следует принимать срочные меры по подаче в соответствующий узел инертного газа, останову турбоагрегата с немедленным вытеснением водорода из корпуса машины сразу же после ее отключения от сети и выводу генератора в ремонт для ревизии уплотнений. 5.1.14. Колебания давления водорода в корпусе генератора (синхронного компенсатора) при номинальном избыточном давлении водорода до 1 кгс/см2 (100 кПа) должны быть не более 20 %, а при большем избыточном давлении допускаются не более ±0,2 кгс/см2 (±20 кПа). Возможные в эксплуатации изменения давления водорода в нижнюю сторону от номинального обусловливаются утечками водорода через уплотнения элементов статора и ротора, а также масляные уплотнения вала. Колебания давления газа вверх или вниз от номинального значения зависят от температуры охлаждающего газа внутри генератора или компенсатора, которая изменяется по мере изменения полной нагрузки машины. Интенсивность охлаждения турбогенератора или синхронного компенсатора с водородным охлаждением зависит от давления водорода (см. п. 5.1.9). Колебание давления водорода в указанных пределах практически не оказывает влияния на изменение нагрева активных частей машины и охлаждающей среды. 5.1.15. На всасывающих магистралях маслонасосов синхронных компенсаторов при работе на водородном охлаждении должно быть обеспечено избыточное давление масла не менее 0,2 кгс/см2 (20 кПа). При эксплуатации заполненных водородом синхронных компенсаторов ранних выпусков были отмечены случаи проникновения внутрь корпуса воздуха из-за подсасывания его через дефектные сальниковые уплотнения насосов маслоснабжения подшипников, что иногда приводило к взрыву и даже разрушению машины. Взрывоопасные условия предотвращаются созданием на всасывающих магистралях маслонасосов избыточного давления масла не менее 20 кПа (0,2 кгс/см2), которое обеспечивается поднятием маслобака над магистралью на высоту 2-3 м. 5.1.16. Давление масла в уплотнениях при неподвижном и вращающемся роторе генератора должно превышать давление водорода в корпусе машины. Низший и высший пределы перепада давлений должны указываться в инструкции завода-изготовителя. Выше (см. п. 5.1.6) отмечалось, что длительная надежная работа уплотнений вала зависит от перепада давлений масло - водород. Предотвращение пропуска водорода через масляную пленку во всех режимах работы вращающегося, а также остановленного генератора обеспечивается подачей масла, давление которого превышает давление водорода на некоторую величину. Значение перепада давлений 38
масло - водород зависит от конструкции уплотнений и приводится в инструкции завода-изготовителя, где обычно задаются верхнее и нижнее значения. Оптимальная величина перепада устанавливается опытным путем при наладке маслосисте- мы по условиям отсутствия пропуска водорода на сторону воздуха, обеспечения приемлемой температуры баббита вкладыша и минимального расхода масла в сторону водорода и в дальнейшем поддерживается неизменной во всех режимах работы специальной регулирующей аппаратурой. 5.1.17. В системе маслоснабжения уплотнений вала турбогенераторов должны быть постоянно включены в работу регуляторы давления масла (уплотняющего, прижимного, компенсирующего). Опломбирование запорной арматуры системы маслоснабжения уплотнений вала должно соответствовать требованиям п. 4.4Л7 настоящих Правил. При работе турбогенераторов в переходных режимах (пуски, остановы, сбросы нагрузок и т.п.), а также при продувках и повышенных утечках давление газа в корпусе и давление масла на уплотнениях не остаются постоянными, а могут изменяться в довольно широких пределах, превышающих заданный перепад давления. Давление масла зависит от характеристики источника маслоснабжения и влияния на нее изменения расхода масла (инжектор, вид насоса: центробежный, винтовой, шестеренчатый). Ручное регулирование перепада давления между маслом и водородом требует присутствия дежурного персонала и ненадежно в эксплуатации. Поэтому регулятор давления уплотняющего масла должен действовать автоматически и быть постоянно включенным в работу. Устанавливаемые в маслосистемах регуляторы давления уплотняющего масла являются дифференциальными регуляторами прямого действия грузового типа с проточными или вращающимися золотниками, предназначенными для автоматического поддержания постоянного перепада давлений масла и водорода. Общий вид регулятора с проточным золотником представлен на рис. 5.1.9. В ряде конструкций уплотнений вала масло используется также для прижима вкладыша (двухкамерные торцевые уплотнения) или для компенсации осевого усилия на вкладыш от давления водорода (кольцевые уплотнения). Автоматические регуляторы прижимного и компенсирующего масла также должны быть постоянно включены в работу. Эти регуляторы обеспечивают поддержание неизменного давления прижимающего или компенсирующего масла и конструктивно не отличаются от регуляторов уплотняющего масла. На случай неисправности регулятора уплотняющего (прижимающего, компенсирующего) масла предусматривается возможность перехода на ручное регулирование давления масла посредством байпасного вентиля. Вывод любого из регуляторов в ремонт допускается с разрешения технического руководителя электростанции. При этом запрещается производство каких-либо переключений в газовой схеме и масло- системе. 39
Давление масла (обратная связь) Рис. 5.1.9. Регулятор перепада давления типа РПД-14: / - крышка; 2 - ограничительный болт; 3 - груз; 4 - диск; 5 - золотник; 6 - букса; 7 - корпус; 8 - упор; Р-дно; 10 - входной патрубок; 11 - выходной патрубок Запорная арматура системы маслоснабжения уплотнений вала, ошибочное или самопроизвольное переключение которой может привести к нарушению режима работы системы, повреждению или останову оборудования, должна быть опломбирована в рабочем положении. 40
5.1 Л 8. Суточная утечка водорода в генераторе должна быть не более 5 %, а суточный расход с учетом продувок - не более 10 % общего количества газа при рабочем давлении. Суточный расход водорода в синхронном компенсаторе должен быть не более 5 % общего количества газа в нем. Нормы расхода водорода по каждой машине даются в процентах от общего количества водорода в корпусе при рабочем давлении, определяют газоплотность машины и необходимую потребность водорода для обеспечения нормальной работы турбогенераторов и синхронных компенсаторов. Более жесткие показатели расхода водорода у синхронных компенсаторов могут быть обеспечены благодаря тому, что вал их не имеете выхода из корпуса. Это значительно улучшает газоплотность и снижает загрязнение водорода в корпусе. 5.1 Л9. Генераторы, как правило, должны включаться в сеть способом точной синхронизации. При использовании точной синхронизации должна быть введена блокировка от несинхронного включения. Допускается использование при включении в сеть способа самосинхронизации, если это предусмотрено техническими условиями на поставку или специально согласовано с заводом-изготовителем. При ликвидации аварий в энергосистеме турбогенераторы мощностью до 220 МВт включительно и все гидрогенераторы разрешается включать на параллельную работу способом самосинхронизации. Турбогенераторы большей мощности разрешается включать этим способом при условии, что кратность сверхпереходного тока к номинальному, определенная с учетом индуктивных сопротивлений блочных трансформаторов и сети, не превышает 3,0. Турбо- и гидрогенераторы в нормальных условиях, как правило, должны включаться в сеть способом точной синхронизации автоматической или полуавтоматической. При отказе или отсутствии устройств автоматической синхронизации допускается включение способом ручной точной синхронизации. При включении в сеть способом точной синхронизации с включенным АРВ, снабженным устройством автоматической подгонки напряжения, различие напряжений сети и генератора не должно превышать 1 %. При отсутствии устройства автомагической подгонки напряжения, а также при ручном регулировании возбуждения различие напряжений генератора и сети не должно превышать 5 %. Во всех случаях включения способом точной синхронизации следует стремиться к тому, чтобы угол между напряжением генератора и сети в момент включения не превышал 10°, а частота подключаемой машины превышала частоту сети на 0,05-0,1 Гц, что соответствует движению стрелки синхроноскопа по часовой стрелке с периоде»! 1 оборот за 20-10 с. Включение в сеть с большим угловым сдвигом сопровождается про- 41
хождением больших токов и возникновением моментов, опасных для машины. В случае включения в противофазу (при неправильной настройке синхронизатора) начальные токи и моменты могут значительно превышать токи и моменты, возникающие при внезапном коротком замыкании на выводах генератора, на что он не рассчитан. Это может сопровождаться повреждением обмотки статора, вала и крепления машины к фундаменту. Для предотвращения включения генератора в сеть при расхождении частот более допустимого как при ручной синхронизации, так и при автоматической предусматривается блокировка от несинхронных включений. Включение синхронных генераторов в сеть способом самосинхронизации производится при вращении ротора с частотой, близкой к синхронной (в пределах ±2 %), и обмотке ротора, замкнутой на сопротивление. Возбуждение подается сразу же после включения в сеть. Сверхпереходное значение тока статора в момент включения машины в сеть методом самосинхронизации определяется отношением напряжения сети к сверхпереходному индуктивному сопротивлению генератора (х"а) и индуктивному сопротивлению трансформатора и сети и получается меньшим, чем при внезапном коротком замыкании на выводах машины. Так, при включении таким способом турбогенераторов и гидрогенераторов (последние имеют более высокий х"й, чем турбогенераторы и благодаря меньшему вылету лобовых дуг более устойчивы к сверхтокам), работающих в блоке с трансформаторами, кратность сверхпереходного тока не превышает 3;5 номинального значения. Существенно большие кратности сверхтоков и значительные посадки напряжения возникают при самосинхронизации генераторов, работающих на сборные шины. В связи с этим использование способа самосинхронизации при нормальных условиях работы энергосистемы допускается в тех случаях, когда это предусмотрено техническими условиями на поставку или специально согласовано с заводом - изготовителем генератора. При аварийных ситуациях в энергосистеме, когда возможны качания, изменения значений частоты и напряжения сети и требуется быстрый ввод дополнительной мощности, включение генераторов в сеть способом точной синхронизации при соблюдении упомянутых выше условий весьма затруднительно и может сильно затянуть ввод мощности или вызвать включение с опасно большим углом рассогласования фаз напряжений генератора и сети. В этих условиях безопаснее и эффективнее применять способ самосинхронизации, обеспечивающий быстрое включение машин и взятие ими нагрузки. Если учитывать, что такие операции проводятся сравнительно редко и усилия, возникающие в генераторах при этом, всегда меньше, чем при внешних коротких замыканиях, которые генераторы должны выдерживать, при ликвидации аварий, разрешается включать способом самосинхронизации все гидрогенераторы независимо от их мощности и турбогенераторы мощностью до 220 МВт. Турбогенераторы большей мощности допускается включать в сеть способом самосинхронизации тогда, когда кратность сверхпереходного тока, определенная с учетом индуктивных сопротивлений блочных трансформаторов и сети, не превышает трехкратного номинального значения тока статора. 42
5.1.20. Генераторы в случае сброса нагрузки и отключения, не сопровождающегося повреждением агрегата или неисправной работой системы регулирования турбины, разрешается включать в сеть без осмотра и ревизии. При внезапном отключении нагруженного генератора от сети исчезает его тормозной электромагнитный момент, а вращающий момент турбины, вследствие инерционности действия клапанов и наличия паровых и газовых объемов у паровых и газовых турбин или опасности возникновения гидравлического удара в водоводах гидротурбин, становится избыточным, обусловливая неизбежное повышение частоты вращения агрегата. Заброс частоты вращения при этом зависит от исходной нагрузки, конструктивных особенностей агрегата и характеристик регулирования турбины. В связи с указанным, к генераторам предъявляются требования о допустимости кратковременной работы с повышенной по сравнению с номинальной частотой вращения. Так, согласно ГОСТ 183-74 все турбогенераторы должны без повреждений и остаточных деформаций выдерживать в течение 2 мин повышение частоты вращения на 20 % сверх номинальной. Гидрогенераторы, выполненные по ГОСТ 5616-81 и ГОСТ 5616-89, должны выдерживать угонную частоту вращения. При этом средние расчетные напряжения материалов ротора не должны быть более 95 % предела текучести, а деформация обода ротора должна быть менее размера воздушного зазора. Отмеченные требования установлены с известным запасом на достаточно редкие наиболее тяжелые случаи. В практике эксплуатации приведенные предельные повышения частоты вращения обычно не достигаются за счет применения соответствующего регулирования турбин и специальных противоразгонных защит и устройств. По действующим правилам системы регулирования паровых и газовых турбин должны удерживать частоту вращения ротора ниже уровня настройки срабатывания автомата безопасности (110-112 % номинальной или другого значения, указанного заводом - изготовителем турбины) при полном сбросе максимальной нагрузки, а системы регулирования гидроагрегатов должны обеспечивать при сбросах 100 % нагрузки предотвращение превышения установленной заводом-изготовителем разгонной частоты вращения (как правило, около 160 % номинальной), предельного давления и разрежения в проточном тракте гидротурбины. С учетом сказанного, генераторы при исправной работе системы регулирования турбины после сброса нагрузки, не связанного с повреждением агрегата (например, вследствие КЗ во внешней сети, ошибочных действий персонала, отключения гидрогенератора из-за повышения напряжения и т.д.), могут включаться в сеть без осмотра и ревизии. 5.1.21. Скорость повышения напряжения на генераторах и синхронных компенсаторах не ограничивается. Скорость набора и изменения активной нагрузки для всех генераторов определяется условиями работы турбины или котла. Скорость изменения реактивной нагрузки генераторов и синхронных компенсаторов с косвенным охлаждением обмоток, тур- 43
богенераторов газотурбинных установок, а также гидрогенераторов с непосредственным охлаждением обмоток не ограничивается; на турбогенераторах с непосредственным охлаждением обмоток эта скорость в нормальных режимах должна быть не выше скорости набора активной нагрузки, а в аварийных условиях - не ограничивается. При возбуждении вращающегося генератора или синхронного компенсатора в обмотку ротора, подается ток, в сердечнике статора возникает магнитный поток, в обмотке статора наводится напряжение. При номинальном напряжении на холостом ходу ток возбуждения, как правило, не превышает половины номинального тока, ток статора отсутствует или незначителен, если генератор соединен с трансформатором (не превышает тока намагничивания трансформатора, который при номинальном напряжении обычно не более 1 % номинального тока генератора). При длительной работе на холостом ходу с номинальным напряжением происходит небольшой нагрев сердечника статора и ротора за счет потерь в стали и обмотке ротора, а также потерь на вентиляцию. Как бы быстро ни изменялось напряжение в цепи возбуждения, ток возбуждения, а следовательно, и напряжение на обмотке статора изменяются плавно, с постоянной времени машины, исчисляемой секундами. Поэтому скорость повышения напряжения на зажимах обмотки статора генераторов и синхронных компенсаторов не ограничивается. После включения генератора в сеть скорость набора активной нагрузки определяется условиями работы турбины или котлоагрегатов, поскольку они более чувствительны к скорости изменения активной нагрузки, чем генераторы. Скорость набора реактивной нагрузки (повышения токов статора и ротора) генераторов и синхронных компенсаторов с косвенным охлаждением обмоток, турбогенераторов газотурбинных установок, а также гидрогенераторов с непосредственным охлаждением обмоток не ограничивается, а у турбогенераторов с непосредственным охлаждением обмоток реактивная нагрузка в нормальных условиях должна увеличиваться пропорционально увеличению активной нагрузки. Это вызвано тем, что при значительной длине активных частей турбогенераторов тепловые расширения обмоток и стальных частей значительно отличаются друг от друга. Обмотки с непосредственным охлаждением имеют постоянную времени нагрева, примерно в 10-15 раз меньшую, чем сердечник. Такое различие в скорости достижения установившейся температуры приводит к тому, что разность температур в стали и в меди ротора в начальном периоде пуска может оказаться такой большой, что вызовет механические напряжения в меди обмотки ротора, превышающие предел ее текучести. Это, в свою очередь, при частых повторениях может вызвать деформацию обмотки ротора. Перемещения обмоток или чрезмерные усилия при частых повторениях могут вызвать повреждения изоляции или деформацию меди, поэтому при нормальных пусках турбогенераторов с непосредственным охлаждением обмоток введено ограничение на скорость повышения тока статора, а это же автоматически накладывает ограничение на скорость повышения тока ротора. Все пуски турбогенераторов с непосредственным охлаждением обмоток производятся с включенными устройствами АРВ. В случае аварии в энергосистеме требуется 44
увеличение возбуждения вплоть до форсировки. Это допустимо, поскольку повреждения изоляции от перемещения или возникновения деформации обмотки ротора зависят от числа циклов нагрева и остывания. Редкие случаи совпадения действия форсировки возбуждения с пуском турбогенератора из холодного состояния не могут вызывать описанных выше возможных повреждений изоляции и деформации обмоток. 5.1.22» Номинальная мощность генераторов при номинальном коэффициенте мощности (для всех турбогенераторов мощностью 30 МВт и более и всех турбогенераторов газотурбинных и парогазовых установок, также длительная максимальная мощность при установленных значениях коэффициента мощности и параметров охлаждения) и номинальная мощность синхронных компенсаторов должны сохраняться при одновременных отклонениях напряжения до ±5 % и частоты ±2,5 % номинальных значений при условии, что при работе с повышенным напряжением и пониженной частотой сумма абсолютных значений отклонений напряжения и частоты не превышает 6 %, если в стандартах на отдельные типы машин не оговорены иные условия по отклонению напряжения и частоты. Наибольший ток ротора, полученный при работе с номинальной мощностью и при отклонениях напряжения в пределах ±5 %, длительно допустим при работе с номинальными параметрами охлаждающих сред. В случае работы с длительной максимальной мощностью наибольший ток ротора при отклонении напряжения до ±5 % длительно допустим только при соответствующих параметрах охлаждения. Для всех генераторов и синхронных компенсаторов наибольшее рабочее напряжение должно быть не выше 110 % номинального. При напряжении выше 105 % допустимая полная мощность генератора и синхронного компенсатора должна быть установлена в соответствии с указаниями инструкций завода-изготовителя или по результатам испытаний. При напряжении на генераторе или синхронном компенсаторе ниже 95 % номинального ток статора должен быть не выше 105 % длительно допустимого. Повышение напряжения на 5 % сверх номинального сопровождается увеличением потерь в стали и повышением ее нагрева, частично компенсируемого снижением температуры обмотки вследствие соответствующего уменьшения тока статора. При снижении напряжения до 95 % номинальный ток статора возрастает на 5 %, и соответственно увеличивается нагрев обмотки, который частично компен- 45
сируется за счет снижения потерь и температуры стали сердечника. Дополнительные повышения температур стали или обмотки относительно уровня их нагревов в номинальном режиме при этом зависят от системы охлаждения машины и, как правило, не превышают 5 °С. Изменение частоты сопровождается изменением потерь, условий охлаждения (для машин с установленными на валу вентиляторами) и тока возбуждения. С понижением частоты ухудшается охлаждение генератора (синхронного компенсатора) водородом (воздухом) от осевого вентилятора на валу машины. В то же время потери в стали статора при неизменной индукции снижаются. С повышением частоты увеличиваются потери в активной стали и улучшаются условия охлаждения машины. Изменение частоты в пределах ±2,5 % практически не сказывается на нагреве машины. Поэтому изменения нагрузки не требуются. Допускаемая нагрузка и продолжительность работы при отклонениях частоты свыше ±2,5 % оговариваются техническими условиями на машины конкретных типов. Режимы работы генератора (компенсатора) с полной номинальной или длительной максимальной мощностью при одновременном повышении напряжения на 5 % и снижении частоты на 2,5 % от номинальных значений могут привести к недопустимому повышению тока ротора. По этой причине вводятся ограничения по сумме абсолютных значений отклонений напряжения и частоты (не выше 6 %). За наибольший длительно допустимый ток ротора при номинальных параметрах охлаждающих сред принимается такое его значение, которое является наибольшим при работе генератора (синхронного компенсатора) с полной номинальной нагрузкой и значениями напряжения на выводах 95, 100 и 105 % номинального при номинальном коэффициенте мощности (для турбогенераторов это обычно имеет место при 105 % номинального напряжения). Паровые и газовые турбины при определенных условиях могут развивать мощность, превышающую номинальную. Поэтому ГОСТ 533-85 для всех турбогенераторов мощностью более 32 МВт предусматривает возможность работы с соответствующей максимальной длительной нагрузкой при установленных значениях коэффициента мощности и параметров охлаждающих сред. Эта максимальная мощность также сохраняется при отклонениях напряжения и частоты аналогично номинальной мощности. Наибольший ток ротора, полученный для указанных условий, является длительно допустимым, но только при соответствующих параметрах охлаждения. На основании испытаний на нагрев, обязательно проводимых на каждой машине, определяются наибольшие температуры обмоток и сердечника статора в номинальным режиме, а у турбогенераторов также для максимальной длительной нагрузки при номинальных или соответственно оговоренных параметрах охлаждающих сред (температуре и расходе воды в газоохладителях и теплообменниках, температуре и давлении водорода, температуре и расходе охлаждающего обмотки дистиллята и т.д.). Эти температуры должны быть не выше тех, которые указываются в ГОСТе и ТУ как предельно допустимые. Если при испытаниях отмечаются температуры, превышающие нормы ГОСТа и ТУ, то необходимо перевести гене- 46
ратор (синхронный компенсатор) на работу с пониженной нагрузкой, при которой контролируемая штатными устройствами температура не превышает допустимую, и принять меры по выявлению и устранению причин, вызвавших повышение температуры. Полученные в результате тепловых испытаний наибольшие температуры обмотки и стали статора (обычно с округлением до 5 °С в большую сторону для обеспечения возможности работы с отклонением напряжения до (5 % номинального), и обмотки ротора (также при наибольшем токе возбуждения) принимаются за наибольшие допустимые в эксплуатации и не должны превышаться любых длительных режимах работы машины (даже при наличии существенных запасов по отношению к нормам ГОСТа и ТУ). Все генераторы и синхронные компенсаторы могут длительно работать с отклонением напряжения на выводах более чем на ±5 % (но не выше ±10 %) номинального. По условиям возможных проявлений местных перегревов активной стали сердечника статора продолжительная работа машин с напряжением, более чем на 10 % превышающим номинальное не разрешается. С понижением напряжения более чем на 5 % номинального по аналогичным причинам ток статора не должен превышать 105 % длительно допустимого при данных параметрах охлаждающих сред. Ограничения, вводимые по полной мощности при отклонениях напряжения от номинального свыше ±5 %, зависят от конструктивных особенностей и параметров генераторов (синхронных компенсаторов) и указываются в инструкции завода-изготовителя или устанавливаются по результатам специальных испытаний. 5.1.23. Длительная перегрузка генераторов и синхронных компенсаторов по току сверх значения, допустимого при данных температуре и давлении охлаждающей среды, запрещается. В аварийных условиях генераторы и синхронные компенсаторы разрешается кратковременно перегружать по токам статора и ротора согласно инструкциям завода-изготовителя, техническим условиям и государственным стандартам. Если в них соответствующие указания отсутствуют, при авариях в энергосистемах допускаются кратковременные перегрузки генераторов и синхронных компенсаторов по току статора при указанной в табл. 5.1 кратности тока, отнесенной к номинальному значению. Допустимая перегрузка по току возбуждения генераторов и синхронных компенсаторов с косвенным охлаждением обмоток определяется допустимой перегрузкой статора. Для турбогенераторов с непосредственным водородным охлаждением обмотки ротора допустимая перегрузка по току возбуждения должна быть определена кратностью тока, отнесенной к номинальному значению тока ротора (табл. 5.2). 47
Таблица 5.1 Допускаемая кратность перегрузки генераторов и синхронных компенсаторов по току статора Продолжительность перегрузка, мин, не более 60 15 10 6 5 4 3 2 1 1 Косвенное охлаждение обмотки статора 1,1 1,15 1^ 1,25 и м 1,5 2,0 Непосредственное охлаждение обмотки статора водой 1,1 1,15 1,25 1,3 1,35 1,4 1,5 водородом 1 1,1 1,15 и 1,25 1,3 1,5 Таблица 5.2 Допустимая кратность перегрузки турбогенераторов по току ротора Продолжительность перегрузки, мин, не более 60 4 1 0,5 033 Турбогенераторы ТВФ, кроме ТВФ-120-2 1,06 1,2 1,7 2 ТГВ, ТВВ (до 500 МВт включительно), ТВФ-120-2 1,06 1,2 1,5 2,0 При авариях в энергосистеме (короткие замыкания в сети, отключение линий электропередачи, выход из строя генерирующей мощности и т.п.) возможны кратковременные перегрузки генераторов и синхронных компенсаторов, восполняющих недостаток активной или реактивной мощности. Длительность таких перегрузок ограничивается нагревом обмоток статора и ротора по условиям сохранения электрических и механических свойств изоляции, а у обмоток роторов, кроме того, и перепадом температуры меди обмотки и бочки ротора, при которой еще не возникает остаточных деформаций витков. В машинах с жидкостным охлаждением обмоток ограничение по длительности также вводится по условиям закипания дистиллята или теплового разложения охлаждающего масла, которые недопустимы. Исходные данные по допустимой перегрузке разного типа машин содержатся в ГОСТ 183-74, который устанавливает значение и длительность перегрузок по току статора без остаточных деформаций в его обмотке. Допустимая перегрузка по току ротора устанавливается отдельными ГОСТами на турбогенераторы, гидрогенераторы и синхронные компенсаторы в зависимости от конструктивного исполнения ма- 49
шин. В частности, длительность двукратной перегрузки по току возбуждения турбогенераторов с непосредственным охлаждением обмотки ротора ограничивается 20 с, а машин мощностью 800 МВт и более - еще меньшим значением. Для машин с косвенным охлаждением обмотки ротора допустимые длительности по току статора одновременно по своим характеристикам являются ограничивающими по току ротора. При форсировке возбуждения двукратная перегрузка по току ротора этих машин разрешается в течение до 50 с. Практически, такие перегрузки могут иметь место лишь в случаях возникновения неисправностей в системе возбуждения (например, при замыкании в шунтовом реостате цепи обмотки возбуждения электромашинного возбудителя постоянного тока). В таблицах даны значения перегрузок относительно номинального тока, а не длительно допустимого для данных параметров охлаждающих сред, которые в эксплуатации могут отличаться от параметров номинального режима. Это определяется трудностью изменения настройки соответствующих защит на действующих машинах (в частности защит и устройств ограничения перегрузок обмотки ротора, имеющих зависимые характеристики срабатывания с использованием интегрального принципа) при изменении условий их охлаждения и существенно облегчает ориентацию дежурного персонала в оценке допустимой длительности возникших перегрузок, хотя при этом не всегда реализуется полная перегрузочная способность машин, например, в случаях работы генераторов и синхронных компенсаторов при пониженной температуре охлаждающего газа, а турбогенераторов - при повышенном давлении водорода. Приведенные допустимые перегрузки рассматриваются как аварийные, и ими нельзя пользоваться повседневно при прохождении максимумов нагрузки. 5.1.24. При появлении однофазного замыкания на землю в обмотке статора или цепи генераторного напряжения блочный генератор (синхронный компенсатор) или блок при отсутствии генераторного включателя должен автоматически отключаться, а при отказе защиты - немедленно разгружаться и отключаться от сети: • на блоках генератор - трансформатор (компенсатор - трансформатор) без ответвлений на генераторном напряжении и с ответвлениями к трансформаторам собственных нужд - независимо от значения емкостного тока замыкания; • при замыкании на землю в обмотке статора блочных генераторов и синхронных компенсаторов, имеющих электрическую связь на генераторном напряжении с сетью собственных нужд или потребителей, - при токах замыкания 5 А и более. Такие же меры должны быть предусмотрены при замыкании на землю в обмотке статора генераторов и компенсаторов, работающих на сборные шины при естественном токе замыкания на землю 5 А и более. 49
При появлении замыкания на землю в цепях генераторного напряжения блочных генераторов (компенсаторов), имеющих электрическую связь с сетью собственных нужд или потребителей, и включенных на сборные шины генераторов (компенсаторов), когда емкостной ток замыкания не превышает 5 А и защиты действуют на сигнал или нечувствительны, работа генераторов (компенсаторов) допускается в течение не более 2 ч (для отыскания места замыкания, перевода нагрузки). При выявлении замыкания в обмотке статора генератор (компенсатор) должен быть отключен. Если установлено, что место замыкания на землю находится не в обмотке статора, по усмотрению технического руководителя электростанции или организации, эксплуатирующей электрическую сеть, допускается работа генератора или синхронного компенсатора с замыканием на землю в сети продолжительностью до б ч. Поскольку нейтраль генератора изолирована, то при возникновении замыкания на землю в одной фазе генераторного напряжения через место замыкания потекают емкостные токи всех трех фаз, которые могут вызвать нагрев в месте замыкания. Ток замыкания тем больше, чем больше емкость цепей присоединений, и особенно велик при наличии на генераторном напряжении протяженной кабельной сети. Одновременно происходит повышение напряжения здоровых фаз относительно земли. Если имеет место металлическое замыкание в сети, то напряжение на выводах здоровых фаз повышается в раз и становится равным линейному напряжению по отношению к земле. Напряжение нулевой точки смещается и становится равным фазному напряжению относительно земли. При замыкании на землю через дугу перенапряжения могут достигать 3-3,5-кратного фазного напряжения, а при определенных емкостных токах дуга может быть устойчивой. В связи с указанным резко возрастает вероятность повреждения ослабленной или дефектной изоляции на других фазах и возникновения режима двойного замыкания на землю с тяжелыми последствиями. Необходимо поэтому принимать срочные меры к выявлению участка сети с замыканием на землю и отключать его. Для ограничения перенапряжений от дуговых замыканий одной фазы на землю и компенсации емкостных токов в ряде случаев предусматривается установка дугога- сящих реакторов (см. п. 5.11.8). При замыкании на корпус в самом генераторе или синхронным компенсаторе через место пробоя изоляции начинает протекать ток, определяемый напряжением по отношению к земле и эквивалентным сопротивлением фаз, зависящим от емкости цепей сети, параметров дугогасящих реакторов (если применяется компенсация) и переходного сопротивления в месте замыкания. Установлено, что если этот ток превышает 5 А, то возможно повреждение активной стали сердечника. В крупных турбогенераторах, гидрогенераторах и синхронных ком- 50
пенсаторах, особенно в машинах с непосредственным охлаждением обмотки статора, имеющих более высокие уровни напряжения на выводах и индукции в воздушном зазоре, замыкания одной фазы на корпус или на землю в цепях генераторного напряжения даже с токами, равными 3 А, значительно чаще сопровождаются развитием повреждений вплоть до «пожара» активной стали или перехода в междуфазные замыкания. В связи с изложенным выше работа генераторов (синхронных компенсаторов) с замыканием на землю в обмотке статора не допускается. В некоторых схемах электрических соединений генераторов (компенсаторов) с косвенным охлаждением с емкостным током менее 5 А (например, при компенсации емкостного тока в сети генераторного напряжения) защита от замыкания на землю может оказаться нечувствительной или она включена с действием на сигнал. Работа таких машин с замыканием на землю одной фазы в цепях генераторного напряжения разрешается в течение не более 2ч- времени, достаточного для выявления дефектного участка схемы, перевода нагрузки и отключения места замыкания. В исключительных случаях и только тогда, когда достоверно установлено, что замыкание находится не в обмотке статора генератора или синхронного компенсатора, по решению технического руководителя электростанции или предприятия электрических сетей допускается работа машины с замыканием на землю в сети продолжительностью до 6 ч. При обнаружении замыкания на землю в обмотке статора генератор (компенсатор) должен быть разгружен и отключен немедленно. 5.1.25. При появлении сигнала или выявлении измерениями глубокого снижения сопротивления изоляции цепи возбуждения турбогенератора с непосредственным охлаждением обмотки ротора он должен быть не более чем за 1 ч, а при замыкании на землю - немедленно переведен на резервное возбуждение. Если при этом сопротивление изоляции восстановится, генератор может быть оставлен в работе, если оно останется пониженным, но выше предельного наименьшего значения, установленного инструкцией завода-изготовителя или другими нормативно-техническими документами, турбогенератор при первой возможности, но не позднее чем через 7 сут должен быть выведен в ремонт. При отсутствии системы резервного возбуждения или невозможности ее использования, а также при дальнейшем снижении сопротивления изоляции (ниже предельного наименьшего значения) при работе на резервном возбуждении турбогенератор должен быть в течение 1 ч разгружен, отключен от сети и выведен в ремонт. При появлении замыкания на землю (снижении сопротивления изоляции до 2 кОм и ниже) в цепи возбуждения турбогенератора с косвенным охлаждением обмотки ротора он должен быть переведен на резервное возбуждение. Если при этом замыкание 51
на землю исчезнет, допускается оставить генератор в работе. При обнаружении замыкания на землю в обмотке ротора турбогенератор должен быть при первой возможности выведен в ремонт. До вывода в ремонт при устойчивом замыкании обмотки ротора на корпус должна быть введена защита от двойного замыкания на землю в обмотке ротора с действием на сигнал или отключение. При появлении сигнала турбогенератор должен быть немедленно разгружен и отключен от сети. Если защита от двойного замыкания не предусмотрена или не может быть введена, то турбогенератор должен быть в течение 1 ч разгружен, отключен от сети и выведен в ремонт. Работа гидрогенераторов и синхронных компенсаторов с замыканием на землю в цепи возбуждения запрещается. Рабочее напряжение и емкость обмотки возбуждения генераторов и синхронных компенсаторов по отношению к корпусу невелики, поэтому повреждение изоляции обмотки в одном месте не сопровождается возникновением токов, способных повредить машину, если возбуждение осуществляется от коллекторной машины постоянного тока. С этой точки зрения замыкание на корпус обмотки возбуждения не представляет опасности. Несколько большую опасность представляет одиночное замыкание в обмотке возбуждения турбогенераторов с полупроводниковыми высокочастотными и с тиристорными системами возбуждения. Наличие в напряжении ротора составляющих высоких частот может вызвать протекание существенных емкостных токов, усугубляющих дефект в месте нарушения изоляции. Крайне опасно возникновение замыкания во второй точке обмотки или цепи возбуждения. В этом случае в многополюсных машинах возможно шунтирование обмотки возбуждения на части полюсов, что вызовет большую магнитную несимметрию и возникновение недопустимых вибраций. Известны случаи таких повреждений, сопровождающихся срывом синхронного компенсатора с фундаментных болтов и повреждением крышки подшипника. В двухполюсных машинах такая несимметрия магнитного потока выражена значительно меньше и не вызывает непосредственных механических повреждений машины. Однако вибрация машины может резко возрасти. В современных турбогенераторах с непосредственным охлаждением обмотки ротора токи возбуждения достигают 1,8-7,5 тыс.А. В случае возникновения второго места замыкания в цепи возбуждения на корпус через^место повреждения в роторе потечет большой ток, который может вызвать повреждение ротора. Известны случаи выгорания части вала при замыкании на корпус токоцедущего болта и разрушения зубцов ротора при замыкании на бочку одной из катушек в результате возникновения второго замыкания на землю во внешней цепи возбуждения. Предотвращение возможных серьезных повреждений обмоток роторов синхронных машин может быть обеспечено организацией контроля за состоянием их изоляции и оснащением защитой от снижения изоляции цепи возбуждения. 52
Турбогенераторы с непосредственным охлаждением обмотки ротора (это - наиболее мощные турбогенераторы с водородным и водяным охлаждением) комплектуются защитой от замыкания на землю в одной точке цепи возбуждения с действием на сигнал или отключение. Ранее применялся комплект защиты ротора типа КЗР-3 (ныне снят с производства) с одним сигнальным органом. В настоящее время широко используется защита нового поколения типа БЭ1104, БЭ1105, имеющая два сигналь- но-отключающих органа с переменной уставкой. Величины уставок (верхней - сигнальной и нижней - отключающей) приводятся в инструкции завода - изготовителя турбогенератора. При снижении сопротивления изоляции цепи возбуждения до уровня сигнальной уставки турбогенератор должен быть переведен на резервное возбуждение (резервный преобразователь). Если сопротивление не восстанавливается, то турбогенератор при первой возможности, но не позднее 7 суток, должен быть выведен в ремонт. До вывода в ремонт сопротивление изоляции цепей возбуждения следует контролировать не реже 4 раз в смену При снижении сопротивления изоляции до уровня нижней уставки происходит автоматическое отключение генератора от сети. Если в реле отсутствует отключающий орган (КЗР-3), то при снижении сопротивления изоляции до предельного нижнего значения, установленного заводской инструкцией, турбогенератор должен быть в течение 1 ч разгружен, отключен от сети и выведен в ремонт. При отсутствии в заводской инструкции уставок предупредительной и аварийной сигнализации следует ориентироваться на следующие значения: верхняя уставка до 8 кОм - для турбогенераторов с газовым охлаждением обмотки ротора и воздушным охлаждением преобразователей системы возбуждения (первая группа); до 2,5 кОм - для турбогенераторов с водяным охлаждением обмотки ротора или преобразователей системы возбуждения, а также с водяным охлаждением обмотки и преобразователей (вторая группа); до 7,5 кОм - для турбогенераторов типа ТГВ-500 с водяным охлаждением обмотки ротора; нижняя уставка 4 кОм и ниже - для турбогенераторов первой группы; 1,5 кОм и ниже - для турбогенераторов второй группы; менее 7,5 кОм - для турбогенераторов типа ТГВ-500. При обнаружении в процессе измерения замыкания на землю (снижения сопротивления изоляции до 2 кОм и ниже) в цепи возбуждения турбогенератора с косвенным газовым охлаждением обмотки ротора, на котором защита от замыканий на землю в одной точке цепи возбуждения не предусматривается, и неуспешной попытке устранить замыкание переводом на резервное возбуждение (резервный преобразователь), турбогенератор должен быть при первой возможности выведен в ремонт. До вывода в ремонт должна быть введена защита от двойного замыкания на землю с действием на сигнал или отключение. При появлении сигнала турбогенератор должен быть немедленно разгружен и отключен. При отсутствии защиты от двойного замыкания турбогенератор при устойчивом замыкании на землю должен быть в течение 1 ч разгружен, отключен от сети и выведен в ремонт. 53
Синхронные компенсаторы и гидрогенераторы, в силу сказанного выше об особой опасности двойного замыкания для многополюсных машин, при замыкании на землю в одной точке цепи возбуждения должны автоматически отключаться защитой. 5Л.26. Допускается длительная работа с разностью токов в фазах, не пре- шающей 12 % номинального для турбогенераторов и 20 % для синхронных компенсаторов и дизель-генераторов. Для гидрогенераторов с системой косвенного воздушного охлаждения обмотки статора допускается разность токов в фазах 20 % при мощности 125 МВА и ниже, 15 % - при мощности свыше 125 МВА. Для гидрогенераторов с непосредственным водяным охлаждением обмотки статора допускается разность токов в фазах 10 %. Во всех случаях ни в одной из фаз ток не должен быть выше номинального. Все трехфазные синхронные машины рассчитаны для длительной работы при симметричных, одинаковых по значению, токах в фазах. Однако в эксплуатации может возникать несимметрия токов от несимметричной нагрузки (однофазные электропечи, тяга на переменном токе и т.п.) или при неполнофазных схемах электроснабжения. Кроме того, возможна непродолжительная работа машин до их отключения защитами при несимметричных коротких замыканиях в сети и неполнофазных отключениях (включениях) выключателей. Отличительной особенностью любого несимметричного режима является наличие в токах статора синхронной машины составляющей обратной последовательности, которая обусловливает появление магнитного поля, вращающегося относительно ротора с двойной угловой скоростью. Эта составляющая поля наводит в бочке ротора турбогенераторов, полюсных наконечниках, массивных полюсах и демпферных обмотках роторов гидрогенераторов и синхронных компенсаторов вихревые токи двойной частоты (100 Гц), протекание которых сопровождается выделением дополнительных потерь в элементах ротора и их нагревом. Другим проявлением обратного поля является возникновение знакопеременных сил, вызывающих некоторое повышение вибрации, более заметное в машинах с явно выраженными полосами. Из-за эффекта вытеснения при частоте 100 Гц плотность наведенных на поверхности ротора токов быстро убывает с глубиной их проникновения, и эти токи фактически проходят только в тонком слое по наружной поверхности ротора. Эквивалентная глубина проникновения вихревых токов пропорциональна удельному сопротивлению материала ротора и обратно пропорциональна угловой частоте токов в роторе. При обычно применяемых для роторов турбогенераторов материалах эквивалентная глубина проникновения составляет несколько миллиметров в зубцах и около 15 мм в дюралюминиевых клиньях. В результате эквивалентное активное сопротивление ротора току двойной частоты оказывается значительным, и дополнительные потери в бочке 54
из-за несимметрии токов статора могут быть большими. Величина этих потерь, возрастая, практически, пропорционально квадрату тока обратной последовательности, у ряда турбогенераторов с непосредственным охлаждением может достичь уровня номинальных потерь на возбуждение уже при Ц « 0,2 • 1н , а при I, = 1и превышать этот уровень в 15-20 раз. Очевидно, что продолжительная работа турбогенераторов в несимметричном режиме может быть допущена только при достаточно малых токах обратной последовательности, а при повышенных их значениях длительность несимметрии должна быть ограничена. Вихревые токи частоты 100 Гц в турбогенераторе протекают вдоль ротора и замыкаются по торцам концевых клиньев, зубцов и бандажных колец (если последние не изолированы). Большая часть токов в торцевых зонах проходит через контакты между зубцами, клиньями и бандажными кольцами, обладающими повышенным электрическим сопротивлением и являющиеся в связи с этим источниками дополнительных потерь и местных нагревов. Особенно опасны местные нагревы для пазовых клиньев, имеющих более низкие температуры размягчения материала. Для зубцов и бандажных колец опасность состоит в возникновении подгаров и ожогов контактирующих поверхностей, что вызывает снижение их механической прочности. Для снижения местных нагревов в крупных турбогенераторах применяют шунтирование этих зон за счет установки размещаемых под бандажами демпферных медных сегментов, которые контактируют с концевыми клиньями. Многочисленными исследованиями и экспериментами установлено, что по условиям нагрева элементов ротора, допускается продолжительная работа турбогенераторов с косвенным и непосредственным охлаждением при разности токов в фазах, не превышающей 12 % номинального тока статора. Ток обратной последовательности при этом будет не выше 8 % номинального тока статора. Для всех синхронных компенсаторов, а также гидрогенераторов с системой косвенного охлаждения допускается разность токов в фазах 20 % при мощности 125 МВ-А и ниже, 15 % - при мощности свыше 125 МВ-А, что равнозначно току обратной последовательности примерно равному 10-14 % и 7-11 % номинального тока статора соответственно. Несколько большая разница токов в фазах по сравнению с турбогенераторами объясняется тем, что полюса гидрогенераторов и синхронных компенсаторов выполняются шихтованными, что является естественной преградой протеканию вихревых токов, и имеют лучшее охлаждение. Кроме того, наличие демпферной (у синхронных компенсаторов - пусковой) обмотки частично разгружает поверхностные слои роторов от вихревых токов. При наличии массивных полюсов на пути вихревых токов отсутствуют переходные сопротивления, а те которые имеются (межполюсные) могут быть сделаны с хорошим качеством контакта (за счет серебрения). С повышением единичной мощности гидрогенераторов все шире используется водяное охлаждение обмоток статора, возрастают линейные нагрузки, пропорционально квадрату линейных нагрузок растут дополнительные потери. Поэтому снижается и допустимая разница токов в фазах до 10 %. Во всех случаях длительной работы генераторов и синхронных компенсаторов в несимметричном режиме ток в наиболее нагруженной фазе не должен превышать номинальный по условиям нагрева обмотки статора. 55
5Л.27» Допускается кратковременная работа турбогенераторов в асинхронном режиме без возбуждения при сниженной нагрузке. Для турбогенераторов с косвенным охлаждением обмоток допустима нагрузка в указанном режиме до 60 % номинальной, а продолжительность работы при этом - не более 30 мин. Допустимая нагрузка и продолжительность работы в асинхронном режиме без возбуждения асинхронизированных турбогенераторов и турбогенераторов с непосредственным охлаждением обмоток должны быть установлены на основании указаний заводских инструкций, а при их отсутствии - на основании результатов специальных испытаний или требований нормативно-технических документов. Допустимость асинхронных режимов турбогенераторов по их воздействию на сеть должна быть установлена расчетами или испытаниями. Работа гидрогенераторов и турбогенераторов с наборными зубцами ротора в асинхронном режиме без возбуждения запрещается. Несинхронная работа отдельного возбужденного генератора любого типа относительно других генераторов электростанции запрещается . Турбогенератор переходит в асинхронный режим при потере возбуждения или при его уменьшении ниже некоторого значения, достаточного для создания синхронного момента. При нормальной работе возбужденного синхронного турбогенератора вращающийся момент турбины уравновешивается тормозным синхронным электромагнитным моментом, образующимся в результате взаимодействия вращающегося магнитного потока статора с потоком, создаваемым обмоткой вращающегося ротора. При уменьшении тока возбуждения и соответствующем снижении элеюромагнитного момента под действием избыточного вращающего момента турбины частота вращения ротора увеличивается сверх синхронной, и возникает скольжение ротора относительно вращающегося поля статора. Вследствие этого в замкнутых роторных контурах (демпферная система, обмотка возбуждения) наводятся токи, имеющие частоту скольжения. Эти токи, взаимодействуя с потоком статора, создают тормозящий асинхронный момент, и если его максимум оказывается больше момента турбины, то турбогенератор начнет отдавать в сеть активную мощность, работая в асинхронном режиме. Скорость вращения турбоагрегата увеличивается до тех пор, пока не наступит равновесие между вращающим моментом турбины и асинхронным моментом генератора. Величина нагрузки и скольжение зависят от характеристик асинхронного момента генератора и характеристик системы регулирования турбины. Если характеристика асинхронного момента, развиваемого генератором в процессе скольжения, достаточна жесткая, что характерно для турбогенераторов с косвенным охлаждением, а максимальное значение момента больше момента турбины, то при незначитель- 56
ном увеличении скольжения эти моменты уравновесятся, и генератор сохранит нагрузку предшествующего синхронного режима. Если асинхронная характеристика недостаточно жесткая, то скольжение увеличивается значительно. При этом регулятор скорости турбины начинает действовать в направлении уменьшения подачи пара в турбину, и нагрузка генератора в состоянии равновесия оказывается несколько меньше той, что была до потери возбуждения. Если максимум характеристики асинхронного момента генератора меньше момента турбины, то уравновешивания моментов не происходит, частота вращения может увеличиться до уставки срабатывания автомата безопасности турбины, что приводит к аварийному останову турбоагрегата. Следует отметить, что высокоиспользованные турбогенераторы мощностью 300 МВт и выше по сравнению с турбогенераторами с косвенным охлаждением имеют более высокие значения ха , х'а и х"а , и их асинхронные характеристики менее жесткие, максимум асинхронного момента меньше номинального значения и смещен в сторону больших скольжений. Это ограничивает практическое использование асинхронных режимов таких машин с большими нагрузками. Для них асинхронный режим возможен при существенно сниженной нагрузке. При переходе турбогенератора в асинхронный режим происходит возрастание тока статора за счет его реактивной составляющей, идущей на образование рабочего потока машины. Ток статора и реактивная мощность увеличиваются по мере увеличения скольжения. Увеличение потребляемой из сети реактивной мощности сопровождается увеличением потерь в элементах торцевой зоны сердечника статора, более значительным, чем в режимах недовозбуждения (см. пояснение к п. 5.1.30). В мощных турбогенераторах по условиям нагрева элементов торцевой зоны приходится ограничивать допустимые в асинхронном режиме нагрузки и время работы. Ток статора должен быть ограничен по условиям нагрева его обмотки при аварийных перегрузках. Переход от режима выдачи реактивной мощности к ее потреблению сопровождается снижением напряжения на выводах машины за счет падения напряжения в индуктивном сопротивлении соединенного с генератором блочного трансформатора. Снижение напряжения вызывает снижение значения максимума асинхронного момента, пропорционального квадрату напряжения, что также ухудшает условия осуществимости асинхронного режима. При дефиците реактивной мощности и пониженном уровне напряжения в энергосистеме вывод мощного генератора в асинхронный режим со значительным потреблением реактивной мощности может повлечь за собой нарушение устойчивости энергосистемы из-за дальнейшего снижения напряжения. В таких случаях асинхронный режим должен быть запрещен. Прохождение по массиву ротора и его обмотке наведенных токов вызывает выделение потерь, пропорциональных выдаваемой в асинхронном режиме мощности и скольжению. При небольшом скольжении (как правило, менее 1 %) токи протекают по всей толще бочки ротора, не вызывая чрезмерных нагревов. Однако в ряде случаев приходится считаться с величиной выделяемых потерь. Многочисленные исследования и расчеты, массовые эксперименты на электростанциях позволили установить критерии допустимости работы турбогенераторов в асинхронном режиме без возбуждения. 57
Для турбогенераторов с косвенной системой охлаждения критериями являются следующие: - потери в роторе при асинхронном режиме не должны превышать номинальных потерь на возбуждение; - ток в обмотке статора не должен превышать 1,1 номинального значения. Длительность асинхронного режима ограничивается 30 мин. Допустимая активная нагрузка, как правило, ограничивается величиной тока статора и не должна превышать 60 % номинальной. Для турбогенераторов с непосредственным охлаждением обмоток продолжительность режима и допустимая активная нагрузка определяется, главным образом, нагревом крайних пакетов сердечника статора и некоторых других конструктивных элементов торцовой зоны. Для сохранения этих генераторов в работе в случае асинхронного режима необходимо быстро уменьшить их активную нагрузку до допустимого уровня. Для турбогенераторов мощностью до 300 МВт допустимая нагрузка не должна превышать 40 % номинальной при продолжительности не более 15 мин, а для турбогенераторов серии ТВФ - не более 30 мин. Допустимые нагрузки и продолжительность работы турбогенераторов с непосредственным охлаждением обмоток мощностью более 300 МВт и асинхронизирован- ных турбогенераторов устанавливаются заводскими инструкциями, а при их отсутствии - на основании результатов специальных испытаний или требований нормативно-технических документов. Разгрузка до допустимого уровня мощности должна осуществляться вручную или автоматически за время не более 2 мин. При этом время разгрузки до 60 % номинальной мощности не должно превышать 1 мин для турбогенераторов мощностью менее 150 МВт и 30 с - для турбогенераторов большей мощности. На всех турбинах мощностью 300 МВт и выше должны быть включены электроприставки к регуляторам скорости или другие быстродействующие устройства, обеспечивающие уцержание частоты вращения турбоагрегата в допустимых пределах для исключения срабатывания автомата безопасности при переходе генератора в асинхронный режим. Для снижения колебаний мощности и ограничения перенапряжений на обмотке ротора в асинхронном режиме необходимо отключать АГП или гасить поле инвертированием, замыкая обмотку на шунтирующее сопротивление. Ресинхронизацию следует осуществлять подачей возбуждения (включение АГП) при активной мощности не более 60 % номинальной. Допустимость асинхронного режима с точки зрения снижения напряжения в энергосистеме должна определяться предварительными расчетами или испытаниями с учетом допустимых перегрузок других генераторов согласно п. 5.1.23. У гидрогенераторов в кривой асинхронного момента имеется провал, вследствие чего скольжение их при работе без возбуждения с нагрузками, близкими к номинальным, значительно больше, чем у турбогенераторов. Поэтому асинхронный режим их допустим только в зоне скольжения до провала в кривой момента, что обычно огра- 58
ничивается нагрузкой 0,2-0,3 номинальной. Кроме того, ОКЗ гидрогенераторов обычно близко к единице или выше, поэтому намагничивающий ток становится равным номинальному току статора или превышает его. Таким образом, для гидрогенераторов асинхронный режим без возбуждения нецелесообразен, и они должны быть отключены защитой. Работа турбогенераторов с наборными зубцами ротора в асинхронном режиме недопустима из-за возможности ослабления их механической прочности в результате подгаров посадочных поверхностей при протекании токов с частотой скольжения. При переводе турбогенератора в режим недовозбуждения и при отсутствии или отключенном состоянии ограничителя минимального возбувдения возникает вероятность выпадения из синхронизма возбужденного генератора с включением АРВ. Такие случаи возникают также при попытках ресинхронизировать генератор, потерявший возбуждение, без его предварительной разгрузки. При асинхронных проворотах ротора в этих случаях помимо индуктивного тока протекает вынужденный ток возбуждения, который зависит от характера изменения параметров, на которые реагирует АРВ. Такой режим характеризуется резкой неравномерностью скольжения и большими колебаниями тока статора и мощности, многократно превышающими номинальные значения. Таким образом, асинхронный режим отдельного возбужденного турбогенератора с включенным АРВ при большой нагрузке является крайне тяжелым и не должен допускаться. В случае его возникновения следует отключить АРВ и разгрузить генератор до 60 % номинальной мощности или отключить генератор от сети. 5.1.28. Допустимость и продолжительность работы генератора в режиме электродвигателя ограничиваются условиями работы турбины и определяются заводом - изготовителем турбины или нормативно-техническими документами. Генератор переходит в режим работы двигателя, работающего синхронно с сетью, после полного прекращения доступа рабочего тела (пара, воды) в турбину в процессе планового останова агрегата, разгруженного по активной и реактивной мощности. При работе в двигательном режиме возбужденный генератор потребляет из сети небольшую активную мощность, расходуемую на покрытие механических и вентиляционных потерь вращающегося агрегата. Для собственно генератора такой режим не представляет опасности. Допустимость работы генератора с турбиной в режиме электродвигателя определяется условиями работы турбины. 5.1.29. Длительная работа генераторов с коэффициентом мощности ниже номинального и в режиме синхронного компенсатора с перевозбуждением (в индуктивном квадранте) разрешается при токе возбуждения не выше длительно допустимого при данных параметрах охлаждающих сред. 59
Допустимая реактивная нагрузка генераторов в режиме синхронного компенсатора и синхронных компенсаторов с недовозбуж- дением (в ёмкостном квадранте) должна быть установлена на основании заводских инструкций или нормативно-технических документов, а при их отсутствии на основании результатов специальных тепловых испытаний. Синхронные генераторы могут длительно работать в качестве синхронного компен- сатора. Режимом синхронного компенсатора называется режим работы синхронной машины при отсутствии нагрузки на валу при наличии реактивного тока в обмотке статора, опережающего или отстающего по фазе от напряжения статора. Синхронные генераторы могут работать в режиме синхронного компенсатора как без отсоединения от турбины - при закрытии доступа или воды в турбину, так и при отсоединенной турбине. На гидроэлектростанциях наибольшее распространение получили перевод и режим синхронного компенсатора гидрогенераторов без отсоединения их от турбин с отжатием воды из камеры рабочего колеса. Турбогенераторы, при их переводе в режим синхронного компенсатора на длительное время отсоединяются от турбин. В последнем случае должны быть приняты меры по установке упоров, предотвращающих осевое смещение ротора генератора, дополнительных маслонасосов смазки подшипников и уплотнений вала, и решены вопросы пуска. Отдаваемая реактивная мощность устанавливается в пределах максимально допустимых токов ротора и статора при данных параметрах охлаждающих сред и работе в режиме генератора. Реактивная мощность генераторов в режиме перевозбужденного синхронного компенсатора обычно ограничивается током возбуждения и, как правило, на 15-20 % ниже кажущейся номинальной мощности генератора. Как указано в пояснении к п. 5.1.30, при работе синхронной машины в режиме недовозбужде- ния возникают местные нагревы элементов торцевой зоны, зависящие от величины потребляемой реактивной мощности. Поэтому допустимые нагрузки генераторов в режиме синхронного компенсатора и синхронных компенсаторов при работе с недовозбуждением устанавливаются на основании заводских инструкций или нормативно-технических документов, а при их отсутствии (на основании результатов специальных испытаний. При отсутствии таких данных для некоторых турбогенераторов реактивная мощность, потребляемая в режиме синхронного компенсатора, не должна превышать указанную в табл. 5.1.4 для 40 %-ной активной нагрузки. 5.1.30. Разрешается длительная работа генераторов с косвенным охлаждением обмоток при повышении коэффициента мощности от номинального до единицы с сохранением номинального значения полной мощности. Допустимые длительные нагрузки генераторов в режиме работы с недовозбуждением, а также при повышении коэффициента 60
Мвар мощности от номинального до единицы для генераторов с непосредственным охлаждением должны быть установлены на основании указаний заводских инструкций, а при их отсутствии - на основании нормативно-технических документов с учетом обеспечения устойчивости параллельной работы в сети. При регулярной работе генератора в режиме недовозбуждения должно быть обеспечено автоматическое ограничение минимального тока возбуждения. Наиболее наглядное представление о возможных режимах работы генераторов при изменении коэффициента мощности дает диаграмма мощности, построенная в координатах Р-(} (активная - реактивная мощность). Такие диаграммы в последние годы приводятся в заводских инструкциях для всех серийных генераторов для номинальных значений напряжения и параметров охлаждающих сред. Наличие такой диаграммы либо ее отображения вместе с рабочей точкой режима на экране видеомонитора позволяет оператору судить о правильности ведения режима. Типовая диаграмма (рис. 5.1.10) для условного турбогенератора осью абсцисс делится на два участка: верхний, который характеризуется режимом работы с отстающим током статора или режимом работы с перевозбуждением, и нижний, характеризующийся режимом работы с опережающим током статора или режимом недовозбуждения. Диаграмма состоит из 5 характерных зон. В зоне 1 нагрузки лимитируются допустимым в эксплуатации нагревом обмотки ротора, который определяется только током ротора и, практически, не зависит от Рис. 5.1.10. Диаграмма мощности: 1 - зона, определяемая нагревом обмотки ротора; 2 - зона, определяемая нагревом обмотки статора; 3 -зона, определяемая наибольшей мощностью турбины; 4 - зона, определяемая нагревом элементов в концевых частях статора; 5 - зона, определяемая устойчивостью 61
тока статора. Нагревы сердечника статора такие же, как и в номинальном режиме. Статическая устойчивость при работе с пониженными значениями созср выше, чем в номинальном режиме. В зоне 2 ограничивающим является ток статора. На диаграмме реальной машины эта зона может отсутствовать, если турбина не обеспечивает нагрузку больше номинальной активной мощности генератора (зона 5), и, наоборот, может быть более широкой, если турбина имеет большую мощность, чем генератор. В зоне 4 нагрузки ограничены предельным нагревом крайних пакетов активной стали и конструктивных элементов торцевых частей статора при работе в режиме недовозбуждения. При работе в режимах недовозбуждения, вследствие сложения магнитных полей рассеяния лобовых частей обмоток ротора и статора, при подмагничивающем характере реакции тока статора в этих режимах отмечается возрастание аксиальной составляющей поля в торцевых частях сердечника, что приводит к увеличению вихревых токов в плоскости листов (сегментов) активной стали, в ближайших к ротору участках нажимных пальцев и нажимных плит. Увеличение вихревых токов вызывает повышение нагревов упомянутых элементов. Поскольку нажимные пальцы и нажимные плиты непосредственно не соприкасаются с изоляцией обмотки, определяющим, как правило, является нагрев зубцов сердечника. Активная сталь сама является экраном, препятствующим глубокому проникновению внутрь сердечника аксиального потока, поэтому повышение нагрева стали, с которым необходимо считаться, отмечается не более чем на трех крайних пакетах. Наиболее нагретым местом является обычно зона под пазом и в зубце примерно на трети высоты от дна паза. Определение нагрева этих мест может быть осуществлено только с помощью дополнительных термопар, специально встраиваемых в активную сталь при изготовлении машины. На рис. 5.1.11 показаны экспериментальные характеристики нагрева отдельных элементов статора турбогенератора типа ТВФ-60-2 в зависимости от коэффициента мощности при неизменном токе статора. Уровень нагревов возрастает с увеличением удельных электромагнитных нагрузок машин и поэтому особенно значителен на генераторах с непосредственным охлаждением обмоток, несмотря на специально принимаемые меры (установка специальных медных экранов, магнитных шунтов, выполнение шлицев в зубцах крайних пакетов, интенсификация охлаждения концевых пакетов и т.д.). Повышение температур элементов концевых зон статора у таких машин имеет место не только в режимах недовозбуждения, но уже и при работе их с отстающим током при значениях коэффициента мощности, близких к единице. Допустимые по условиям нагрева элементов торцевой зоны нагрузки турбогенераторов отдельных типов, установленные по результатам их испытаний на нагревание в режимах недовозбуждения, представлены в табл. 5.1.3. Другим ограничивающим фактором при работе в режиме недовозбуждения является условие обеспечения устойчивой параллельной работы генератора с сетью, т.к. в этих режимах предел статической устойчивости по мощности оказывается близким к активной нагрузке генератора. Работа в таком режиме без принятия спе- 62
Таблица 5,1.3 Допустимые значения реактивной мощности, потребляемой генераторами, при работе их в режимах недовозбуждения (при номинальном давлении водорода) Тип турбогенератора ТВФ-60-2О1„ом=6,ЗкВ) ТВФ-60-2(ином=10,5кВ) ТВФ-63-2 ТБФ-100-2 ТВ-120-2 ТВВ-165-2 (Рном = 150 МВт) ТВВ-165-2 (Рном = 160 МВт) ТВВ-200-2А ТВВ-220-2А ТВВ-320-2 ТВВ-500-2 ТВВ-800-2 ТГВ-200 до модернизации системы охлаждения сердечника статора при Р1{2 = 0,3 Мпа (3,0 1СГС/СМ2) ТГВ-200 до модернизации системы охлаждения сердечника статора при Рн2 = 0,4 Мпа (4.0 кгс/см2) ТГВ-200 после модернизации системы охлаждения сердечника статора** при Р„2 = 0,3 Мпа (3,0 кгс/см2) ТГВ-200 после модернизации системы охлаждения сердечника статора** при Р„2 = 0,4 МПа (4,0 кгс/см2) ТГВ-200М Ршм = 200 МВт, Рн2 = 0,3 МПа (3,0 кгс/см2) ТГВ-200-2М Рном = 220 МВт, Р„2 = 0,2 МПа (2,0 кгс/см2) ТГВ-300 Р„о = 0,3 МПа (3,0 кгс/см2) ТГВ-300 Р„2 = 0,4 МПа (4,0 кгс/см2) ТГВ-500 ТВМ-500 Допустимое значение потребляемой реактивной мощности, Мвар, при активной мощности, % Рном 100 13 16 10 16 30 27 20 22 15 80 65 0 50* 12* 0 16 25 72 46 95 155 200 95 16 20 13 20 33 32 27 34 20 88 80 25 20* 3 15 30 35 75 92 102 180 215 90 18 22 16 22 36 35 31 39 27 95 90 50 8* 12 25 40 40 81 96 108 200 225 80 23 28 20 28 40 41 40 47 36 108 115 80 17 27 40 50 50 87 102 115 225 250 60 31 37 28 37 47 50 50 62 55 125 150 130 35 44 53 65 65 96 108 123 250 275 40 37 42 34 42 51 54 56 74 70 135 175 165 50 55 60 75 75 102 112 126 275 300 * Для режима выдачи реактивной мощности. ** Модернизация турбогенератора п редусматривает установку разработанного ЦКБ Энергоремонта направляющего аппарата к осевому вентилятору или замену лопаток самого вентилятора лопатками другого профиля заводского изготовления с одновременным выполнением дополнительных вентиляционных каналов в раме корпуса статора по технологии, разработанной заводом «Электротяжмаш». 63
100 80 № ~^^^С^40 3- _| ~ДЭ, - / - / -^* °С У^1 ,2 Л^\ ~Л СОЗф 1 I. 0,8 0,9 Перевозбуждение 1,0 0,9 Недовозбуждение 0,8 Рис. 5,1.11. Изменение нагрева в отдельных точках торцевой зоны в зависимости от коэффициента мощности при неизменном токе 0,8 • 1^ в обмотке статора генератора ТВФ-60-2: 7 - в нажимной плите; 2 - в середине зубца крайнего пакета; 3 - в вершине зубца третьего пакета; 4 - по штатному термометру сопротивления, заложенному между стержнями; 5 - по штатному термометру сопротивления, заложенному на дне паза циальных мер невозможна. Практически стремятся при работе с недо- возбуждением иметь некоторый запас по статической устойчивости за счет использования возможностей АРВ и ограничения мощности генератора. Способы введения ограничений могут быть различными. На крупных гидро- и турбогенераторах устанавливаются, как правило, эффективные быстродействующие системы автоматического регулирования возбуждения, обеспечивающие возможность работы машин в области искусственной устойчивости с углами нагрузки более 90°. Поэтому форма и положение зоны 5 (см.рис. 5.1.10) реальных машин может существенно изменяться. Нагрузки турбогенераторов с косвенным охлаждением в режимах недовозбужде- ния определяются, как правило, условиями обеспечения устойчивости (кроме турбогенераторов старых типов с элементами крепления лобовых дуг, выполненных из магнитных материалов). Практическая оценка допустимых нагрузок генераторов в режиме недовозбуж- дения, исходя из требования обеспечения устойчивости, производится применительно к конкретным условиям работы машины общими методами анализа устойчивости энергосистем. При этом в зависимости от роли генератора в энергосистеме и последствий возможного нарушения устойчивости допускается снижение запасов статической устойчивости до 10 % с учетом действия АРВ. Перевод генераторов на работу в режимах недовозбуждения должен всегда осуществляться при включенных системах автоматического регулирования возбуждения. 64
Исключение может быть сделано только для генераторов с системами простого компаундирования, на которых при включенном компаудировании не всегда удается обеспечить снижение возбуждения до нужных значений реактивной нагрузки даже при полностью введенном шунтовом реостате и минимальном токе корректора. На таких генераторах устройство компаундирования допускается отключать при условии, что в работе остаются корректор и устройство релейной форсировки. Для предупреждения нарушений устойчивости при случайных повышениях напряжениях в сети необходимо, чтобы АРВ генераторов имели устройства ограничения минимального возбуждения. Радикальным решением проблемы является более широкое применение асинх- ронизированных турбогенераторов, которые, благодаря наличию второй обмотки возбуждения в поперечной оси машины, применению АРВ сильного действия, воздействующего на обе обмотки возбуждения, и эффективному охлаждению элементов торцевых зон обеспечивают устойчивую работу в зонах глубокого недовозбуждения. 5.1.31. Работа генераторов с непосредственным жидкостным охлаждением обмоток при отсутствии циркуляции дистиллята или масла в обмотках во всех режимах, кроме режима холостого хода без возбуждения, запрещается. В случае прекращения циркуляции охлаждающей жидкости в обмотках с непосредственным жидкостным охлаждением нагрузка должна быть автоматически снята в течение 2 мин (если в инструкциях на отдельные типы генераторов не оговорены более жесткие требования), генератор должен быть отключен от сети и возбуждение снято. В генераторах с водяным охлаждением изолирующей средой между медью обмотки статора и корпусом является также дистиллят, протекающий в изоляционных шлангах. По дистилляту проходят токи утечки, определяемые напряжением, удельным сопротивлением дистиллята, длиной и диаметром изоляционных шлангов. В случае прекращения циркуляции дистиллята, особенно при низком удельном его сопротивлении, могут наступить разогрев токами утечки оставшейся в шлангах части дистиллята и пробой изоляции вдоль внутренней поверхности шлангов, а также перегрев обмотки, ее выводных шин и концевых выводов, что потребует проведения ремонта статора. Без циркуляции дистиллята в обмотке ротора работа недопустима по условиям ее нагрева и опасных вибраций, вследствие возникновения теплового дисбаланса ротора. В турбогенераторах с водомасляным охлаждением циркулирующее через статор масло является одновременно жидким диэлектриком, пропитывающим бумажную изоляцию обмотки статора. Нарушение циркуляции масла приводит к его перегреву, сопровождающемуся ускоренным старением масла, и недопустимым перегревом обмотки, сердечника и других элементов статора. Для предупреждения опасных для машины последствий нарушения циркуляции дистиллята через обмотки предусматривается предупредительная сигнализация, дей- 65
ствующая при понижении расхода до 75 % номинального, и технологическая защита, которая при снижении расхода дистиллята до 50 % номинального с выдержкой времени 2 мин действует на автоматический останов турбины, отключение генератора от сети и снятие возбуждения. Уставки предупредительной сигнализации и защиты от снижения расхода дистиллята или масла в турбогенераторах с полным водяным и водомасляным охлаждением указываются в заводских инструкциях. 5.1.32. Сопротивление изоляции всей цепи возбуждения генераторов и синхронных компенсаторов с газовым охлаждением обмотки ротора и с воздушным охлаждением элементов системы возбуждения, измеренное мегаомметром на напряжение 500-1000 В, должно быть не менее 0,5 МОм. При водяном охлаждении обмотки ротора или элементов системы возбуждения допустимые значения сопротивления изоляции цепи возбуждения определяются заводскими инструкциями по эксплуатации генераторов и систем возбуждения и «Объемом и нормами испытания электрооборудования». Работа генераторов и синхронных компенсаторов, имеющих сопротивление изоляции цепей возбуждения ниже нормированных значений, допускается только с разрешения технического руководителя электростанции или организации, эксплуатирующей электрические сети, с учетом требований п. 5.1.25 настоящих Правил. Токи утечки во время измерения сопротивления изоляции цепей возбуждения протекают как через изоляцию обмотки, так и по ее поверхности. Изоляция обмоток возбуждения более подвержена изменениям при воздействии внешних условий, чем изоляция обмотки статора. Абсолютное сопротивление изоляции обмотки возбуждения зависит от конструкции машины и применяемой изоляции обмотки, загрязнения, увлажнения, температуры обмотки и некоторых других факторов. Сопротивление изоляции по отношению к земле цепей и элементов системы возбуждения (полупроводниковых вентилей с радиаторами воздушного охлаждения, предохранителей и другой аппаратуры, коллекторов и щеточных аппаратов электромашинных возбудителей и т.д.) также подвержено влиянию внешних факторов и в значительной мере определяется запыленностью и увлажненностью поверхностей изоляционных конструкций. Обычно сопротивление изоляции как обмотки ротора с газовым охлаждением, так и цепей системы возбуждения с воздушным охлаждением элементов составляет не менее нескольких мегаом. Нижний допускаемый предел сопротивления изоляции (не менее 0,5 МОм) всей цепи возбуждения таких машин введен с целью установления загрязненности обмотки и элементов системы возбуждения, при которой еще допустима безопасная работа в эксплуатации. Очевидно, что при раздельном опреде- 66
лении сопротивления изоляции обмотки ротора и цепи системы возбуждения каждое из этих сопротивлений должно быть больше. Измерение сопротивления изоляции регламентировано производить мегаоммет- ром на 1000 В (допускается 500 В). При водяном охлаждении ротора или водяном охлаждении вентилей преобразовательной установки системы возбуждения сопротивление изоляции тракта цепей возбуждения снижается за счет шунтирующего действия дистиллята, протекающего по водорадцаточным шлангам и разного рода изоляционным вставкам. В этих случаях нормы сопротивления изоляции всей цепи возбуждения снижаются, однако требование обеспечения сопротивления изоляции осушенной обмотки ротора не менее 0,5 МОм остается. Конкретные нормы сопротивления изоляции обмоток роторов или элементов цепи возбуждения с водяным охлаждением указываются в заводских инструкциях по эксплуатации генераторов и систем возбуждения и «Объеме и нормах испытаний электрооборудования». Работа генераторов и синхронных компенсаторов при сопротивлении изоляции цепей возбуждения ниже нормативных значений допускается лишь с разрешения технического руководителя электростанции или организации, эксплуатирующей электрические сети, исходя из пояснении к п. 5.1.25. 5.1.33. Качество дистиллята (изоляционного масла), циркулирующего в системе жидкостного охлаждения обмоток и выпрямительных установок генераторов, должно соответствовать требованиям типовой и заводских инструкций по эксплуатации генераторов и систем возбуждения. Фильтры, установленные в системе жидкостного охлаждения, должны постоянно находиться в работе. При снижении удельного сопротивления дистиллята в обмотках генератора до 100 кОм -см должна действовать предупредительная сигнализация, а при его снижении до 50 кОм -см генератор должен быть разгружен, отключен от сети и возбуждение снято. Как уже указывалось, дистиллят одновременно выполняет роли теплоносителя и диэлектрика. Длина столба этого диэлектрика, заключенного в шланг из изоляционного материала (фторопласт, резина), должна быть достаточной, чтобы ограничить ток утечки при заданном минимальном уровне удельного сопротивления дистиллята до такого значения, при котором не происходит перекрытия изоляции. За нормальное удельное сопротивление дистиллята обычно принимается 200 кОмхм. Опыт эксплуатации показал, что для снижения скорости процессов коррозии меди и предупреждения отложения трудносмываемых осадков на внутренних поверхностях трубопроводов, возникающих при высоком содержании углекислоты в дистилляте и наличии растворенного кислорода в нем, целесообразно вести эксплуатацию генераторов с удельным сопротивлением на уровне 400 кОмхм. 67
При снижении удельного сопротивления дистиллята, протекающего по обмоткам, до 100 кОмсм предусматривается предупредительная сигнализация, при действии которой необходимо принять меры по повышению удельного сопротивления дистиллята. Если это выполнить не удается, и удельное сопротивление продолжает снижаться, то по достижении 50 кОмхм генератор должен быть отключен от сети и поле его должно быть погашено. Следует иметь в виду, что с повышением температуры удельное сопротивление дистиллята уменьшается. Поэтому одной из мер по повышению удельного сопротивления дистиллята является снижение его температуры в допустимых пределах. Надежность и долговечность бумажно-масляной изоляции обмотки статора турбогенераторов с водомасляным охлаждением определяется характеристиками трансформаторного масла, циркулирующего через статор. Основным показателем диэлектрических свойств масла является 1%8. Увеличение (§8 свидетельствует о повышенном содержании продуктов окисления в охлаждающем масле. Большое значение имеет содержание растворенного в нем воздуха, который также оказывает влияние на электрическую прочность обмотки. Кроме того, имеется еще ряд других показателей физико-химических свойств масла, которые периодически должны контролироваться в соответствии с требованиями заводской инструкции. Предотвращение попадания внутрь обмотки мелких механических частиц обеспечивается установкой в системах жидкостного охлаждения обмоток сетчатых фильтров. Защита обмотки от возможного повреждения каналов полых проводников ферромагнитными частицами, перемещающимися в магнитном поле статора, осуществляется посредством магнитных фильтров. Поддержание приемлемых значений рН и удельного сопротивления дистиллята обеспечивается за счет установки ионообменных фильтров. Указанные фильтры на работающем генераторе должны постоянно находиться в работе. Вывод их в ремонт допускается при наличии соответствующего резерва. 5.1.34. Сопротивление изоляции подшипников и корпусов уплотнений вала генераторов, синхронных компенсаторов и возбудителей при полностью собранных маслопроводах, измеренное при монтаже или ремонте мегаомметром на напряжение 1000 В, должно быть не менее 1 МОм, а для подпятников и подшипников гидрогенераторов - не менее 0,3 МОм, если в инструкциях не оговаривается более жесткая норма. Исправность изоляции подшипников и уплотнений вала турбогенераторов, подшипников синхронных компенсаторов с воздушным охлаждением и возбудителей, а также подшипников и подпятников гидрогенераторов (если позволяет конструкция последних) должна проверяться не реже 1 раза в месяц. Исправность изоляции подшипников синхронных компенсаторов с водородным охлаждением должна быть проверена при капитальном ремонте. 68
В нормальной эксплуатации на валу синхронных электрических машин наводит* ся ЭДС, поэтому в контуре вал - подшипник - фундамент - другой подшипник и другая сторона вала (по отношению к генератору) может проходить ток. Исследованиями установлено, что при плотности тока, проходящего через скользящую поверхность, 0,2 А/см2 и более возникают повреждения скользящей поверхности вкладышей подшипников и шейки вала. Напряжение на валу может возникать вследствие несимметрии магнитного потока, продольного намагничивания вала и электростатического эффекга от трения лопаток турбины о сухой пар, а вентилятора на роторе генератора - о газ или воздух. Электростатический источник маломощен, токи отекания заряда на землю малы (3-5 мА) и не могут вызвать повреждения скользящей поверхности. Однако наличие статического заряда при неисправности щеточного устройства заземления вала турбины может вызвать неприятное ощущение у обслуживающего персонала при непосредственном его контакте с валом или изолированным подшипником. Наибольшие напряженная на валу обусловлены переменным магнитным потоком с частотой сети, возникающим из-за несимметрии основного магнитного потока машины. В турбогенераторах 50-300 МВт эти напряжения достигают 5-10 В, а иногда и больше. У гидрогенераторов со сборными сердечниками эти напряжения достигают иногда 20-30 В. Наличие указанных напряжений на валу при очень малом сопротивлении контура может привести к прохождению токов, исчисляемых сотнями и даже тысячами ампер, вследствие чего возможны не только повреждение вала и вкладышей, но и намагничивание элементов турбин и даже чрезмерный нагрев поручней. Такие явления неоднократно отмечались в эксплуатации. На всех генераторах и синхронных компенсаторах необходимо поэтому, кроме естественной изоляции между валом и подшипником, образуемой масляной пленкой, устанавливать специальную изоляцию, предотвращающую прохождение тока через поверхности трения в случае нарушения масляной пленки. Радикальной мерой является применение изоляции стула или вкладышей подшипников скольжения и уплотнения с одной стороны турбогенератора (сторона возбудителя), с тем чтобы изолировать от корпуса и фундамента один конец вала, выходящий из генератора. У гидрогенераторов в зависимости от конструкции изолируются несущая крестовина, подпятник, подшипник и трубопроводы, идущие к изолированным элементам. У синхронных компенсаторов с водородным охлаждением обычно изолируются оба подшипника, расположенные внутри корпуса, что обеспечивает повышенную надежность. Учитывая вышеизложенное, целостность изоляции вала генераторов и синхронных компенсаторов следует периодически проверять. Состояние изоляции вала турбогенераторов периодически контролируется в эксплуатации путем измерения напряжения по концам вала и между фундаментной плитой и корпусом подшипника со стороны, противоположной турбине (при зашунтированной масляной пленке между валом и корпусом подшипника с обеих сторон турбогенератора), или осуществлением других видов равноценного контроля, применяемых в соответствии с указаниями заводов-изготовителей или рекомендациями других организаций. 69
Особо важное значение имеют правильность сборки и тщательность ревизии изоляции вала при монтаже и капитальных ремонтах машин. При этом сопротивления изоляции подшипников генераторов, синхронных компенсаторов и возбудителей, уплотнений вала и диффузоров турбогенераторов, подпятников и крестовин гидрогенераторов, измеренные мегаомметром на 1000 В, должны удовлетворять указанным выше нормам. 5.1.35. Для предотвращения повреждений генератора, работающего в блоке с трансформатором, при неполнофазных отключениях или включениях выключателя генератор должен быть отключен смежными выключателями секции или системы шин, к которой присоединен блок. В наших энергосистемах принята работа сетей напряжением 110 кВ и выше, как правило, с глухозаземленной нейтралью. При этом нейтральные точки обмоток силовых трансформаторов, соединенных на высокой стороне в звезду, заземлены. Это означает, что в случае неполнофазного отключения (или включения) выключателя трансформатора со стороны высшего напряжения (со стороны звезды) в генераторе, соединенном блоком с трансформатором, будут проходить несимметричные токи. Если останется включенной одна фаза, то режим будет равносилен включению генератора на нагрузку по двум фазам (ток в двух фазах одинаков, в третьей, практически, равен нулю). Ток прямой последовательности при этом будет зависеть от активной и реактивной нагрузок. Ток обратной последовательности равен току прямой последовательности и в относительных единицах может быть определен: где /. - ток в фазе генератора (показания амперметров двух фаз, пратически, одинаковы), А; 1н - номинальный ток генератора, А. Если непосредственно перед отключением, генератор нес нагрузку, то 1ф может быть близким к номинальному и выше, а токи обратной последовательности могут достигать весьма больших значений. Еще более значительными могут быть токи обратной последовательности при несимметричных коротких замыканиях в сети. В пояснении к п. 5.1.26 говорилось, что по условиями нагрева элементов поверхности роторов (клинья, демпферные обмотки, массивы полюсов) длительно допустимый ток обратной последовательности для турбо- и гидрогенераторов не должен превышать соответственно 8 и 14 % номинального тока статора. Очевидно, что при значительно больших токах обратной последовательности их длительное протекание, во избежание разрушений поверхностных контактных соединений и демпферной системы ротора должно быть предотвращено, для чего используется защита от токов об- 70
ратной последовательности. Однако на случай неполнофазных отключений выключателя должно предусматриваться отключение генератора (блока генератор - трансформатор) смежными выключателями секции или системы шин, к которой присоединен блок посредством устройства резервирования отключения выключателя (УРОВ). При отказе УРОВ это отключение должен незамедлительно выполнить персонал. 5.1.36. Вибрация подшипников турбогенераторов должна соответствовать требованиям п. 4.4.26, а крестовин и подшипников гидрогенераторов - требованиям п. 3.3.12 настоящих Правил. У синхронных компенсаторов с номинальной частотой вращения 750 и 1000 об/мин двойная амплитуда вибрации должна быть не выше 80 мкм. При отсутствии устройства дистанционного измерения вибрации периодичность контроля устанавливается в зависимости от вибрационного состояния компенсатора, но не реже 1 раза в год. Вибрация контактных колец турбогенераторов должна измеряться не реже 1 раза в 3 мес и быть не выше 300 мкм. Согласно ГОСТ 25364-88 все турбоагрегаты мощностью 50 МВт и выше должны быть оборудованы стационарной аппаратурой непрерывного контроля вибрации подшипниковых опор. В качестве нормируемого параметра вибрации указанный стандарт устанавливает среднее квадратическое значение виброскорости в рабочей полосе частот 10-500 Гц. Вибрационное состояние подшипников турбоагрегата, включая подшипники турбогенератора и непосредственно соединенных с ним возбудителей, оценивается по наибольшему значению составляющей виброскорости в вертикальном, горизонтально-поперечном и горизонтально-осевом направлениях. Длительная эксплуатация турбогенераторов и возбудителей, а также их приемка из капитального ремонта допускается при вибрации подшипниковых опор, соответствующей среднеквадратическому значению виброскорости, не превышающей 4,5 мм/с. При превышении этого значения вибрации должны быть приняты меры по ее снижению в срок не более 30 суток. Не допускается эксплуатировать более 7 суток турбогенераторы и возбудители при виброскосрости свыше 7,1 мм/с. Система защиты должна быть настроена на отключение турбоагрегата при достижении виброскорости 11,2 мм/с. Не допускается работа турбогенератора в случаях одновременного внезапного и необратимого изменения значений среднеквадратической виброскорости каких-либо составляющих вибрации двух опор ротора, смежных опор или двух составляющих вибрации одной опоры на 1 мм/с и более от любого начального уровня независимо от режима работы турбогенератора (установившегося или неустановившегося). Не допускается такая работа, если в течение 1-3 суток произойдет непрерывное возрастание любой составляющей вибрации одной из опор подшипников на 2 мм/с. До оснащения необходимой аппаратурой разрешается контроль вибрации опор по размаху виброперемещения. При этом длительная эксплуатация допустима при вибра- 71
ции 30 мкм (в любом из трех направлений) при номинальной частоте вращения машины 3000 обУмин и 50 мкм - при номинальной частоте вращения 1500 об/мин. Изменение вибрации на 1-2 мм/с эквивалентно изменению размаха колебаний на 10-20 мкм при частоте вращения 3000 об/мин и 20-40 мкм при частоте вращения 1500 об/мин. Для измерения вибрации подшипников допускается использовать переносные приборы, метрологические характеристики которых удовлетворяют требованиям ГОСТ 2716Ф-86. Периодичность контроля должна устанавливаться местной инструкцией в зависимости от вибрационного состояния турбоагрегата, но не реже 1 раза в месяц. Контроль вибрационного состояния опорных конструкций гидрогенераторов осуществляется эксплуатационными устройствами с использованием вибродатчиков, могущих надежно работать в диапазоне частот от 0,7 до 200 Гц. Размах горизонтальной вибрации (двойная амплитуда) верхней и нижней крестовин генератора, в которых расположены направляющие подшипники, в зависимости от частоты вращения ротора гидроагрегата не должен превышать следующих значений. Частота вращения ротора гидроагрегата, об/мин 60 и менее 150 300 428 600 Допустимое значение вибрации, мм 0,18 0,16 0,12 0,10 0,08 Размах вертикальной вибрации грузонесущей крестовины генератора в зависимости от частоты вращения не должен превышать следующих значений. Частота вибрации, Гц 1 и менее 3 6 10 16 30 и более Допустимое значение вибрации, мм 0,18 0,15 0,12 0,08 0,06 0,04 Биение вала гидрогенератора не должно превышать значений, записанных в местной инструкции. Периодический контроль вибрации опорных конструкций гидроагрегатов, биения валов, вибрации стальных конструкций статоров гидрогенераторов мощностью 10 МВт и выше, вибрации лобовых частей гидрогенераторов 50 МВт и выше должен осуществляться в соответствии с рекомендациями «Методических указаний по эксплуатационному контролю вибрационного состояния конструктивных узлов гидроагрегатов» РД 34.31.303-96. Допустимая вибрация (среднеквадратическое значение виброскорости) подшипников синхронных компенсаторов на уровне оси вала при всех режимах работы и номинальной частоте вращения при наличии устройств дистанционного контроля не должна превышать 2,2 мм/с (согласно ГОСТ 609-84). Допускается оценивать вибрацию подшипников синхронных компенсаторов по размаху (двойной амплитуде) вибрации. Для компенсаторов с номинальными частотами вращения 750 и 1000 об./мин она не должна быть выше 80 мкм. Измерение вибрации подшипников должно производиться в случаях ухудшения вибрационного состояния компенсатора, но реже 1 раза в год. 72
Величина вибрации контактных колец турбогенераторов, измеренная в крайних по ширине кольца точках в горизонтальной и вертикальной плоскостях, не должна превышать 300 мкм. Измерение вибрации следует производить не реже 1 раза в 3 мес. Вибрация колец после их механической обработки не должна превышать 200 мкм. 5.1.37. После монтажа и капитального ремонта генераторы и синхронные компенсаторы, как правило, могут быть включены в работу без сушки. Необходимость сушки устанавливается «Объемом и нормами испытаний электрооборудования». Изоляция обмоток статоров генераторов и синхронных компенсаторов подвергается в процессе изготовления сушке, пропитке (компаундированию), запечке, покрытию лаком, а термореактивная ( еще и вакуумированию, поэтому она малогигроскопична. Объемное увлажнение изоляции в нормальных условиях проведения монтажа, ремонта, когда относительная влажность значительно ниже 100 %, не происходит. Может иметь место некоторое поверхностные увлажнение изоляции, вызывающее снижение ее сопротивления, однако в процессе пуска оно быстро восстанавливается. Таким образом, после нормальных условий проведения монтажа и ремонта сушка генераторов или синхронных компенсаторов не требуется. Для термореакгивной изоляции увлажнение вообще мало вероятно. Проведение сушки может потребоваться в случае, если на обмотку попала вода (дождь на машины с открытой установкой, пар и вода из близлежащих трубопроводов и т.п.). В этом случае наиболее слабыми местами обмотки являются места паек головок лобовых частей, так как их изоляция производится без пропитки и запечки. Сушку в этом случае рекомендуется проводить в соответствии с типовой инструкцией по эксплуатации генераторов, выбирая наиболее простой и дешевый метод для каждого отдельного случая. Увлажнение роторов с точки зрения возможности повреждения изоляции токами утечки, как правило, неопасно. Поэтому, хотя изоляция обмотки ротора более подвержена увлажнению, чем изоляция отмотки статора, подвергать ее сушке после проведения капитальных ремонтов также не следует. 5.1.38. Заполнение генераторов с непосредственным охлаждением обмоток водородом и освобождение от него в нормальных условиях должны проводиться при неподвижном роторе или вращении его от валоповоротного устройства. В аварийных условиях освобождение от водорода может быть начато во время выбега машины. Водород или воздух должен быть вытеснен из генератора (синхронного компенсатора) инертными газами (углекислым газом или азотом) в соответствии с «Типовой инструкцией по эксплуатации газомасляной системы водородного охлаждения генераторов». 73
Расход инертного газа и водорода при заполнении корпуса генератора или синхронного компенсатора при неподвижном роторе значительно меньше, чем на вращающемся с номинальной частотой вращения (рис. 5.1.12). Поэтому в нормальных условиях заполнение корпусов генераторов и синхронных компенсаторов водородом и вытеснение последнего рекомендуется производить при неподвижном роторе или при вращении его отвалоповоротного устройства. Для турбогенераторов с непосредственным охлаждением обмоток водородом это положение является обязательным, поскольку продолжительная работа их с номинальной частотой вращения на воздухе или с инертным газом не допускается из-за резкого увеличения потерь на вентиляцию и повышения нагрева бочки и обмотки ротора. На турбогенераторах и синхронных компенсаторах с косвенным охлаждением обмоток, допускающих работу на воздухе, переход на водород и обратный переход на воздушное охлаждение могут осуществляться и при вращении машины на холостом &м3| 500 Н 400 Ь 300 Ь 200^ 100I- 0 25 50 75 100 Рис. 5.1.12. Расход газов (3 на заполнение корпуса турбогенераторов и синхронных компенсаторов в зависимости от объема корпуса V: 1 - вытеснение воздуха с помощью С02 при неподвижном роторе и избыточном давлении С02 до 30 кПа (03 кгс/см2); 2 - то же при вращающемся роторе; 3 - вытеснение водорода с помощью С02 при неподвижном роторе и избыточном давлении С02 до 30 кПа (0,3 кгс/см2); 4 - то же при вращающемся роторе; 5 - вытеснение С02 водородом до избыточного давления 5 кПа (0,05 кгс/см2) при неподвижном роторе; 6"- то же при избыточном давлении водорода 100 кПа (1 кгс/см2), а также при избыточном давлении водорода 5 кПа (0,05 кгс/см2) и вращающемся роторе; 7- вытеснение С02 водородом до избыточного давления 200 кПа (2 кгс/см2) при неподвижном, а также до давления 100 кПа (1 кгс/см2) при вращающемся роторе; 8 - вытеснение С02 водородом до избыточного давления 300 кПа (3 кгс/см2) при неподвижном роторе и 200 кПа (2 кгс/см2) при вращающемся роторе 74
ходу или при работе с соответственно сниженной нагрузкой. При этом расход газов увеличивается примерно в 1,5 раза. Освобождение от водорода генераторов с непосредственным охлаждением обмоток в аварийных условиях может быть начато во время выбега машины со снятым возбуждением. Применение инертного газа в качестве промежуточной среды при переходе своз- духа на водород и обратно является обязательным, поскольку смесь водорода и воздуха взрывоопасна. В качестве инертных газов применяется углекислота или азот. Во избежание образования взрывоопасной смеси в корпусе или вредной для здоровья концентрации инертного газа вытеснение воздуха, водорода и инертного газа из генератора или синхронного компенсатора запрещается прекращать раньше достижения в заданных точках газовой системы концентрации вытесняющего или вытесняемого газа, указанной в табл. 5.1.4. Таблица 5.1.4 Допустимая концентрация газа при переходных режимах Операция вытеснения Воздуха углекислым газом Воздуха азотом Водорода углекислым газом Водорода азотом Углекислого газа водородом Азота водородом Углекислого газа воздухом Азота воздухом Определяемый компонент Углекислый газ Кислород Углекислый газ Водород Углекислый газ Водород Углекислый газ Кислород Точка отбора Верхний и нижний коллекторы Верхний и нижний коллекторы Верхний и нижний коллекторы Верхний и нижний коллекторы Нижний коллектор Нижний коллектор Нижний коллектор Нижний коллектор Концентрация газа,% Не менее 85 Не более 3 Не менее 95 Не более 3 1 Не более 3 Не менее 97 Отсутствие Не менее 20 5.1.39. На электростанциях, где установлены генераторы с водородным охлаждением, запас водорода должен обеспечивать его 10-дневный эксплуатационный расход и однократное заполнение одного генератора наибольшего газового объема, а запас углекислого газа или азота - шестикратное заполнение генератора с наибольшим газовым объемом. 75
При наличии на электростанции резервного электролизера допускается уменьшение запаса водорода в ресиверах на 50 %. В процессе эксплуатации электрических машин с водородным охлаждением вследствие недостаточной герметизации корпуса в местах выхода вала и по разъемным соединениям имеют место утечки и загрязнения водорода. Для обеспечения нормального давления водорода в корпусе и требуемой чистоты водорода производится подпитка генераторов чистым водородом и периодическая продувка. Нормы расхода водорода приведены в п. 5.1.18. Запас водорода на электростанции должен обеспечить работу генераторов с водородным охлаждением в течение времени, достаточного для принятия мер по восстановлению запаса водорода при бесперебойной работе турбогенераторов. Сверх этого предусматривается запас водорода в количестве, необходимом для однократного заполнения генератора с наибольшим газовым объемом, что может потребоваться в непредвиденных условиях. Запас углекислого газа или азота необходим не только для замещения водорода при останове генератора для кратковременного срочного ремонта, но и для обратного перехода на водород после ремонта, а также на возможное повторное замещение водорода в случае неуспешности ремонта и невозможности дальнейшего продолжения работы машины, поэтому запас инертного газа превышает запас водорода на заполнение. В эксплуатации можно ориентироваться на расход газов на вытеснение при неподвижном роторе, указанный в табл. 5.1.5 и 5.1.6. Таб л и ца 5.1.5 Расход газа на вытеснение водорода и заполнение корпуса Операция вытеснения Углекислота для вытеснения воздуха Водород для заполнения корпуса до избыточного давления, кгс/см2 (МПа): 1(0,1) 2(0,2) 3(0,3) Углекислота для вытеснения водорода Расход газа в долях газового объема генератора (синхронного компенсатора) 1,5 2,5 3,5 4,6 2,1 Примечание. При вытеснениях с вращающимся ротором расход газов увеличивается примерно в 1,5 раза. Углекислый газ не должен длительно (более 8 ч) находиться в генераторе, так как он при наличии водяных паров вызывает коррозию металла. Время нахождения азота в корпусе не нормируется. Ориентировочный расход азота на вытеснение воздуха зависит от его чистоты (см. табл. 5.1.6). 76
Таблица 5.1.6 Ориентировочный расход азота на вытеснение воздуха из генератора с неподвижным или вращающимся от валоповоротного устройства ротором Способ подачи азота Снизу - вверх Снизу - вверх Снизу - вверх Сверху - вниз Чистота азота, % 99,9 98,5 97,5 99,9-97,5 Расход азота в долях газового объема генератора 3 3,5 3-4 5.1.40. Запас водорода на подстанциях, где установлены синхронные компенсаторы с водородным охлаждением, должен обеспечивать 20- дневный эксплуатационный расход водорода и однократное заполнение одного компенсатора с наибольшим газовым объемом, а при наличии электролизной установки - 10-дневный расход и однократное заполнение указанного компенсатора. Запас углекислого газа или азота на таких подстанциях должен обеспечивать трехкратное заполнение этого же компенсатора. Несколько увеличенный объем запаса водорода для синхронных компенсаторов по сравнению с генераторами (см. п. 5.1.39) объясняется удаленностью подстанций и необходимостью предоставления более длительного срока на восстановление его запаса для обеспечения нормальной эксплуатации. 5.1.41. Обслуживание и ремонт системы газового охлаждения (газопроводов, арматуры, газоохладителей), элементов системы непосредственного жидкостного охлаждения обмоток и других активных и конструктивных частей внутри корпуса генератора, а также электрооборудования всей водяной и газомасляной систем, перевод турбогенератора с воздушного охлаждения на водородное и наоборот, участие в приемке из ремонта масляных уплотнений, поддержание заданных чистоты, влажности и давления водорода в генераторе должен осуществлять электрический цех электростанции. Надзор за работой и ремонт системы маслоснабжения уплотнений вала (включая регуляторы давления масла и лабиринтные маслоуловители) масляных уплотнений вала всех типов, оборудования и распределительной сети охлаждающей воды до газоохладителей, а также оборудования системы подачи и слива охлаждающего дистиллята вне генератора должен осуществлять турбинный или котлотурбинный цех. 77
На тех электростанциях, где имеется специализированный ремонтный цех, ремонт указанного оборудования должен выполнять этот цех. Четкое разделение обязанностей между цехами способствует повышению ответственности за качество оперативного обслуживания и ремонта обеспечивающих систем. 5.1.42. Капитальные и текущие ремонты генераторов должны быть совмещены с капитальными и текущими ремонтами турбин. Капитальный ремонт синхронных компенсаторов должен производиться 1 раз в 4-5 лет. Первые ремонтные работы с выемкой ротора на турбогенераторах и синхронных компенсаторах, включая усиление крепления лобовых частей, переклиновку пазов статора, проверку крепления шин и кронштейнов, проверку крепления и плотности запрессовки сердечника статора, должны быть произведены не позднее чем через 8000 ч работы после ввода в эксплуатацию. Первые ремонтные работы на гидрогенераторах должны быть произведены не позднее чем через 6000 ч. Выемка ротора генераторов и синхронных компенсаторов при последующих ремонтах должна осуществляться по мере необходимости или в соответствии с требованиями нормативно-технических документов. Синхронные машины, используемые в электроэнергетике, рассчитаны на длительный срок службы, составляющий 30-40 лет. В процессе длительной эксплуатации многие узлы и детали машин, испытывающие значительные электромагнитные и тепломеханические воздействия, а также отрицательное влияние отдельных факторов охлаждающих сред, постепенно ухудшают свои функциональные свойства и начинают выходить из строя. Так продолжительная работа компаудированных обмоток статоров в воздушной среде приводит к ионизационному разрушению изоляции элементарных проводников, повышенной вибрации столбцов проводников и пробоям корпусной изоляции. Периодическая работа турбогенераторов с непосредственным охлаждением с коэффициентами мощности, близкими к 1, а также в режимах недовозбуждения сопряжена с опасностью ослабления прессовки и разрушения крайних пакетов сердечника статора. Ослабление крепления обмотки статора в пазовой и лобовой частях вызывает повышенную вибрацию стержней и механическое истирание их корпусной изоляции. Высокие механические напряжения в металле бандажных колец турбогенераторов в сочетании с повышенной влажностью водорода или воздуха приводят к коррозионному растрескиванию металла, развивающемуся в опасные усталостные трещины. 78
Повышенному износу в результате трения подвержены вкладыши подшипников и уплотнений вала, контактные кольца и коллекторы возбудителей. Возникновение и развитие указанных выше и других ненормальностей в работе узлов машин приводят к вынужденным остановам агрегатов, что нарушает режим работы электростанции или электрической сети и может привести к ограничениям электро- и теплоснабжения потребителей. В целях предупреждения подобных случаев все генераторы и синхронные компенсаторы должны подвергаться периодическим текущим, средним и капитальным ремонтам, включающим тщательные осмотры оборудования, устранение дефектов, обнаруженных как в условиях эксплуатации, так и при ремонтах, и проведение профилактических испытаний. Во время капитальных ремонтов должно устанавливаться общее состояние генератора или синхронного компенсатора, проводится при необходимости модернизация отдельных элементов с целью повышения надежности работы, определяется поведение отдельных элементов в эксплуатации с целью выявления слабых мест и планирования модернизации в дальнейшем. Первые ремонты вновь вводимых машин следует проводить примерно через год эксплуатации с выемкой ротора на турбогенераторах и синхронных компенсаторах. Такое жесткое требование к новым машинам вызвано тем, что приработка отдельных частей друг к другу проходит интенсивно в начальной стадии эксплуатации, требуя своевременного принятия мер для устранения выявленных дефектов. Кроме того, в первый год эксплуатации проявляются дефекты конструкции и изготовления, а также недостатки монтажа. В зависимости от состояния машины в последующей эксплуатации дальнейшая периодичность выполнения капитальных ремонтов может быть увеличена до 4 - 6 лет при нормальных условиях работы генератора и своевременном проведении профилактических испытаний, осмотров и текущих или средних ремонтов. Периодичность и продолжительность всех видов ремонта, рекомендуемый перечень и объем работ при капитальном ремонте приводятся в «Правилах организации технического обслуживания и ремонта оборудования, зданий и сооружений электростанций и сетей» и нормативно^гехнической документации на ремонт данного вида оборудования. Поскольку раздельная работа генераторов и турбин, как правило, не предусматривается, то плановые ремонты генераторов и турбин целесообразно производить одновременно. В связи с тем, что основные узлы и детали гидрогенераторов более доступны для осмотров и ремонтов, специальных требований к выемке роторов гидрогенераторов не предъявляется. 5.1.43. Профилактические испытания и измерения на генераторах и синхронных компенсаторах должны проводиться в соответствии с «Объемом и нормами испытаний электрооборудования». Пояснений не требует. 79
5.1.44. Плановые отключения генераторов от сети при наличии положительной мощности на выводах машин запрещаются. Перед отключением от сети необходимо полностью разгрузить генератор по активной и реактивной мощности. Убедившись по показаниям ваттметра и по сигналу от реле обратной мощности (если оно предусмотрено) в наличии отрицательной мощности, произвести отключение генераторного или блочного выключателя. Проконтролировать (по отсутствию показаний амперметров в цепи статора генератора) отключение выключателя всеми тремя фазами и погасить поле. Запрещается отключение выключателя останавливаемого в ремонт генератора (блока) при наличии положительной мощности, обусловленной неплотной посадкой стопорных и обратных клапанов (последнее для теплофикационных турбин) или неполным закрытием направляющего аппарата на гидроагрегатах, из-за опасности разгона роторов до недопустимой по условиям механической прочности частоты вращения. В целях предотвращения возможных по этим причинам разрушений турбо- и гидроагрегатов необходимо отключение выключателя производить после полного прекращения подачи пара или воды в проточную часть турбины. 5.1.45. При плановых и аварийных отключениях генераторов (блоков генератор - трансформатор) необходимо обеспечить безотлагательную разборку главной схемы электрических соединений для предотвращения самопроизвольной или ошибочной подачи напряжения на останавливающийся генератор. В практике эксплуатации из-за увлажнения изоляции цепей управления, повреждения контрольных кабелей и других причин имели место случаи образования паразитных обходных цепочек, приводящих к подаче оперативного тока на реле включения выключателя генератора (блока), уже находящегося в отключенном положении после аварийного или планового останова генератора. В зависимости от устойчивости паразитного контакта и характера действия защит выключатель может многократно включаться и отключаться. Электродинамические и тепловые воздействия при этом на обмотки включаемого в сеть генератора приводили к серьезным его повреждениям. Наиболее простым и эффективным способом предотвращения нежелательных последствий ошибочного или самопроизвольного включения выключателя является быстрая разборка схемы электрических соединений генератора сразу же после его планового или аварийного отключения от сети (отключение разъединителя, снятие оперативного тока с цепей управления разъединителем и выключателем). Требование настоящего пункта не относится к гидрогенераторам, которые по условиям работы энергосистемы должны пускаться и включаться в сеть от действия противоаварийной автоматики энергосистемы. 80
5Л.46. Работа турбо- и гидрогенераторов с круговым огнем на контактных кольцах их роторов или роторе вспомогательного генератора, а также на коллекторе возбудителя не допускается. При обнаружении кругового огня персонал должен немедленно отключить турбину воздействием на выключатель (кнопку) аварийного отключения, снять возбуждение и отключить генератор от сети. Круговой огонь на коллекторе возбудителя может возникнуть вследствие неправильного положения щеток на коллекторе, неправильного соединения добавочных полюсов с якорем, установки неподходящей марки щеток (слишком мягких), загрязнения и неровности поверхностей коллектора и других причин. Причинами кругового огня на контактных кольцах вспомогательного и главного генераторов может быть резко неравномерное распределение токов по щеткам, приводящее к высокому нагреву отдельных щеток, загрязнение колец из-за сильного износа щеток, неровность поверхности колец, нарушение условий образования политуры и другие факторы. Круговой огонь приводит к полному и необратимому расстройству работы ще- точно-контактного аппарата, так как сопровождается лавинообразным разрушением электрощеток, чрезмерным разогревом поверхностей скольжения с последующим элекгродуговым оплавлением щеткодержателей, коллектора и контактных колец вплоть до нарушения корпусной изоляции с возможным переходом в межполюсное короткое замыкание. В последнем случае генератор с полной нагрузкой переходит в асинхронный режим. Своевременное отключение турбины при обнаружении кругового огня с последующим снятием возбуждения и отключением генератора от сети позволяет существенно снизить объем повреждений щеточно-контактного аппарата возбудителя и генераторов. До разработки специальной защиты эти действия должен выполншъ персонал. Схемы непрерывного контроля за работой щеточно-контактного аппарата турбогенераторов, основанные на принципе измерения перепада температур воздуха на выходе и входе в щеточный аппарат, как правило, четко реагируют на случаи возникновения кругового огня и по этой причине должны постоянно находиться в работе с действием на сигнал.
Глава 5.2 ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛИ 5.2.1. При эксплуатации электродвигателей, их пускорегулирующих устройств и защит должна быть обеспечена их надежная работа при пуске и в рабочих режимах. Пояснений не требует. 5.2.2. На шинах собственных нужд электростанции напряжение должно поддерживаться в пределах 100-105 % номинального. При необходимости допускается работа электродвигателей при напряжении 90-110 % номинального с сохранением их номинальной мощности. При изменении частоты питающей сети в пределах ±2,5 % номинального значения допускается работа электродвигателей с номинальной мощностью. Номинальная мощность электродвигателей должна сохраняться при одновременном отклонении напряжения до ±10 % и частоты до ±2,5 % номинальных значений при условии, что при работе с повышенным напряжением и пониженной частотой или с пониженным напряжением и повышенной частотой сумма абсолютных значений отклонений напряжения и частоты не превышает 10 %. Отклонение напряжения от номинального, указанного на заводской табличке электродвигателя (см. п. 1.7.3), влечет за собой изменение его вращающего момента, токов, температур нагрева обмоток и активной стали, энергоэкономических показателей - коэффициента мощности и КПД. У получившего наибольшее распространение асинхронного короткозамкну- того электродвигателя с уменьшением напряжения вращающий момент уменьшается пропорционально квадрату напряжения, снижается частота вращения и соответственно падает производительность механизма. Уменьшение напряжения ниже 90 % номинального характеризуется значительным увеличением токов и нагревом обмоток. Повышение температуры нагрева прежде всего оказывает вредное воздействие на изоляцию обмотки статора, вызывая ее преждевременное ста- 82
рение. Увеличение напряжения свыше ПО % номинального сопровождается повышением нагрева активной стали. Отклонения напряжения в пределах от 90 до 110 % номинального не вызывают столь серьезных изменений параметров электродвигателя и поэтому являются допустимыми. Однако наилучшие показатели и характеристики электродвигателя обеспечиваются при напряжениях на шинах собственных нужд (СН) в пределах от 100 до 105 % номинального. С целью сохранения оптимальных параметров электродвигателя и создания наилучших условий для его пуска наиболее предпочтительным является поддержание на шинах СН напряжения на уровне 105 % номинального. Изменение частоты сети при неизменном напряжении в пределах ±2,5 % номинального значения не оказывает заметного влияния на пусковые и рабочие характеристики электродвигателей и производительность сопрягаемых с ними механизмов. При работе электродвигателя при напряжении выше ПО % номинального и пониженной частоте сети (на 2,5 % и ниже от номинальной) росту потерь в стали сопутствует ухудшение условий охлаждения активных частей из-за снижения производительности установленного на валу электродвигателя вентилятора. При работе электродвигателя с номинальной мощностью при напряжении 90 % номинального или ниже и частоте сети на 2,5 % выше номинальной повышенному нагреву обмоток сопутствует снижение перегрузочной способности (М^/М^) электродвигателя. По указанным причинам при одновременных встречных отклонениях напряжения и частоты питающей сети сумма абсолютных значений отклонений не должна превышать 10 %. 5.2.3. На электродвигатели и приводимые ими механизмы должны быть нанесены стрелки, указывающие направление вращения. На электродвигателях и их пусковых устройствах должны быть надписи с наименованием агрегата, к которому они относятся. Выполнение своих функций большинством механизмов осуществляется при одном направлении вращения. Поэтому направление вращения электродвигателя должно быть согласовано с требуемым направлением вращения механизма. Следует учитывать, что одно определенное направление вращения для ряда электродвигателей и механизмов является обязательным по условиям технологии, охлаждения, смазки подшипников, другим конструктивным особенностям. Для удобства согласования направления вращения электродвигателя с механизмом, во избежание их поломок и т.п. на электродвигателе и приводимом им механизме необходимо иметь указатели направления вращения, обозначаемые хорошо видимыми стрелками. Для удобства ведения технологического режима с целью исключения возможных ошибок при операциях по включению и отключению электродвигателей, других видах их эксплуатационного обслуживания все электродвигатели, их пусковые устрой- 83
ства должны иметь обозначения с наименованием агрегата, к которому они принадлежат. Эти обозначения должны выполняться с учетом требований п. 1.7.4 Правил. 5.2.4. Продуваемые электродвигатели, устанавливаемые в пыльных помещениях и в помещениях с повышенной влажностью, должны быть оборудованы устройствами подвода чистого охлаждающего воздуха. Количество воздуха, продуваемого через электродвигатель, а также его параметры (температура, содержание примесей и т.п.) должны соответствовать требованиям заводских инструкций. Плотность тракта охлаждения (воздуховодов, узлов присоединения кожухов воздуховодов к корпусу электродвигателя, заслонок) должна проверяться не реже 1 раза в год. Индивидуальные электродвигатели внешних вентиляторов охлаждения должны автоматически включаться и отключаться при включении и отключении основных электродвигателей. Требование подвода чистого воздуха для охлаждения продуваемых электродвигателей, работающих в пыльных помещениях и помещениях с повышенной влажностью, преследует цель обезопасить эти электродвигатели от интенсивного загрязнения и увлажнения их активных частей. Опасному воздействию загрязненной и увлажненной среды, в первую очередь, подвержена изоляция обмотки статора. Занос в электродвигатель пыли резко ухудшает условия охлаждения, вызывает повышенный нагрев, ведущий к ускоренному старению изоляции. Увлажнение снижает электрическую прочность и вызывает пробой изоляции. Поэтому подвод достаточного количества чистого охлаждающего воздуха по воздуховодам к продуваемым электродвигателям создает нормальные условия для их работы. За всем трактом воздухоподвода должно вестись регулярное наблюдение, при котором проверяется надежность его уплотнения с целью исключения присоса загрязненного и увлажненного воздуха, проникновения воды и т.п. Необходимый расход охлаждающего воздуха, его температура и степень запыленности устанавливается заводскими инструкциями. Работа электродвигателей внешних вентиляторов охлаждения должна быть автоматически сблокирована с работой основного электродвигателя. Это упрощает обслуживание, исключает возможность ошибки, при которой основной электродвигатель может остаться в работе без охлаждения. Автоматика выполняется таким образом, что команда на включение основного электродвигателя может пройти лишь после включения индивидуальных электродвигателей внешних вентиляторов. Одновременно с отключением основного электродвигателя автоматически отключаются индивидуальные электродвигатели внешних вентиляторов. Выход из работы электродвигателя внешнего вентилятора обычно сигнализируется, после чего персонал должен ограничить по времени и нагрузке работу основного электродвигателя. 84
5.2.5. Электродвигатели с водяным охлаждением обмотки ротора и активной стали статора, а также со встроенными водяными воздухоохладителями должны быть оборудованы устройствами, сигнализирующими о появлении воды в корпусе. Эксплуатация оборудования и аппаратуры систем водяного охлаждения, качество конденсата и воды должны соответствовать требованиям заводских инструкций. На ряде электростанций для привода пуско-резервных питательных насосов крупных энергоблоков применяются двухполюсные короткозамкнутые асинхронные электродвигатели мощностью 8000 кВт с водяным охлаждением сердечника статора и обмотки ротора. Эти двигатели комплектуются системами водяного охлаждения, включающими насосы циркуляции дистиллята, теплообменники, фильтры, контрольно- измерительные приборы и прочую аппаратуру. Многие крупные электродвигатели собственных нужд напряжением 6 кВ с замкнутой системой вентиляции оснащаются встроенными в статор воздухоохладителями, в которые для охлаждения воздуха подается циркуляционная вода. Нарушение герметичности узлов водоподвода, размещенных внутри машины, а также встроенных воздухоохладителей сопряжено с опасностью попадания дистиллята или воды на изоляцию обмотки статора, что может привести к ее увлажнению, пробою и последующему аварийному отключению двигателя защитами. Наличие специальных устройств (указателей жидкости, реле уровня и т.д.), реагирующих на появление жидкости в нижней части корпуса статора, позволяет персоналу не допустить развития аварийной ситуации, связанной с течами дистиллята или воды, и своевременно вывести двигатель в восстановительный ремонт. Эксплуатация систем водяного охлаждения активных частей электродвигателей, качество дистиллята, циркулирующего в системе, расходы и температура циркуляционной воды, подаваемой в воздухоохладители, должны соответствовать требованиям местных инструкций, составленных на базе заводских технических описаний и инструкций по эксплуатации конкретных типов электродвигателей. 5.2.6. На электродвигателях, имеющих принудительную смазку подшипников, должна быть установлена защита, действующая на сигнал и отключение электродвигателя при повышении температуры вкладышей подшипников или прекращении поступления смазки. Отдельные электродвигатели собственных нужд электростанции, используемые для привода электропитательных насосов, крупных дымососов, дутьевых вентиляторов, регенеративных воздухоподогревателей и других механизмов имеют общую с механизмом принудительную систему смазки подшипников. Снижение или прекращение подачи масла к подшипникам приводит к недопустимому повышению их температуры, а в отдельных случаях (при отсутствии смазоч- 85
ных колец на валу) - к выплавлению баббитовой заливки вкладышей. Поскольку воздушный зазор между статором и ротором асинхронного электродвигателя относительно мал (доли или единицы миллиметров), то выплавление баббита может вызвать задевание ротора о статор с серьезными для сердечников и обмоток статора и ротора последствиями. В целях предотвращения возможных повреждений подшипников и собственно электродвигателя при нарушении режима смазки предусматривается защита от прекращения поступления масла в подшипники с действием на сигнал и отключение электродвигателя от сети. Предупредительная сигнализация повышения температуры подшипников электродвигателя осуществляется посредством термопреобразователей сопротивления, встраиваемых в баббитовую заливку вкладышей. Отключающий импульс в цепи защиты электродвигателя, в зависимости от проектной схемы маслосистемы агрегата, может подаваться от реле протока масла либо отэлектроконтакгного манометра. 5.2.7. При перерыве в электропитании электродвигателей (включая электродвигатели с регулируемой частотой вращения) ответственного тепломеханического оборудования должен быть обеспечен их группой самозапуск при повторной подаче напряжения от рабочего или резервного источника питания с сохранением устойчивости технологического режима основного оборудования. Время перерыва питания, определяемое выдержками времени технологических и резервных электрических защит, должно быть не более 2,5 с. Перечень ответственных механизмов должен быть утвержден . техническим руководителем электростанции. Целью самозапуска является восстановление нормальной работы электродвигателей после кратковременного перерыва в электропитании, который может быть вызван отключением рабочего источника питания, коротким замыканием во внешней сети и т.п. После исчезновения питания происходит торможение, т.е. снижение частоты вращения электродвигателей. Успех самозапуска зависит от продолжительности перерыва электропитания. Чем больше этот перерыв, тем более глубокое торможение претерпевают электродвигатели, а чем меньше частота их вращения в момент восстановления электропитания, тем больше суммарный ток самозапускающихся электродвигателей, который увеличивает падение напряжения в линии питания и. еще больше уменьшает начальное напряжение самозапуска, а это, в свою очередь, увеличивает время разбега электродвигателей и восстановление производительности механизмов. Время самозапуска может оказаться настолько большим, что отклонение параметров основных агрегатов электростанции достигнет уставок срабатывания технологических защит, после чего эти агрегаты будут отключены. С увеличением переры- 86
ва электропитания процесс самозапуска недопустимо затягивается и может оказаться опасным для электродвигателей по условиям нагрева. Наибольший перерыв электропитания регламентирован 2,5 с, что обусловлено временем действия защиты минимального напряжения и АВР. Расчет и выбор схемы и мощности источников электропитания СН, уставок электрических и технологических защит должны обеспечивать успешный самозапуск электродвигателей при перерывах электропитания до 2,5 с. Для облегчения условий самозапуска в нем принимают участие лишь ответственные электродвигатели, от которых, в первую очередь, зависит бесперебойная работа основных агрегатов электростанции. Неответственные электродвигатели при исчезновении электропитания автоматически отключаются. Включение их в работу производится персоналом после окончания самозапуска ответственных электродвигателей. Перечень ответственных электродвигателей должен быть утвержден техническим руководителем электростанции. 5.2.8. Электродвигатели с короткозамкнутыми роторами разрешается пускать из холодного состояния 2 раза подряд, из горячего -1 раз, если заводской инструкцией не допускается большего количества пусков. Последующие пуски разрешаются после охлаждения электродвигателя в течение времени, определяемого заводской инструкцией для данного типа электродвигателя. Повторные включения электродвигателей в случае отключения их основными защитами разрешаются после обследования и проведения контрольных измерений сопротивления изоляции. Для двигателей ответственных механизмов, не имеющих резерва, повторное включение разрешается после внешнего осмотра двигателя. Повторное включение двигателей в случаях действия резервных защит до выяснения причины отключения запрещается. С целью создания необходимой оперативности в управлении технологическим режимом, технологической дисциплины и ответственности, надзор за работой электродвигателей вменяется в обязанность дежурному персоналу того цеха, в чьем ведении находятся механизмы. Период пуска, сопровождаемый большими токами в обмотках, является для электродвигателя тяжелым режимом, в первую очередь, по условиям нагрева проводников обмоток и изоляции. Многократные пуски подряд вызывают, в частности, недопустимый нагрев изоляции обмотки статора, резко сокращающий срок ее службы. Кроме того, возможен обрыв паек стержней ротора к короткозамыкающим кольцам. Большинство электродвигателей с короткозамкнутым ротором в установках СН электростанции имеют продолжительный режим работы (81 по ГОСТ 183-74) и не предназначены для многократных пусков подряд. Разрешаемое число пусков под- 87
рад зависит от исходного состояния электродвигателя. Если двигатель находится в холодном состоянии (под холодным состоянием понимается состояние, при котором температуры его активных частей близки к температуре окружающего воздуха), то для него разрешается два пуска подряд. Если двигатель находится в горячем состоянии (состояние после отключения длительно работавшего двигателя от сети, у которого температуры активных частей достигли установившихся рабочих значений), то для него допускается только один пуск. Независимо от целей пуска последующий пуск возможен после охлаждения электродвигателя в течение получаса и более в зависимости от типа двигателя. Конкретное время остывания указывается в заводской инструкции. При отключении электродвигателя основной защитой повторное его включение можно производить только после осмотра, убедившись в отсутствии внешних признаков повреждения электродвигателя и механизма, а также при положительных результатах контрольного измерения сопротивления изоляции. При отключении электродвигателя ответственного механизма от действия основной защиты и отсутствии резервного электродвигателя допускается повторное включение электродвигателя после внешнего осмотра и получения разрешения от начальника смены электроцеха. Повторное включение электродвигателя после его отключения резервной защитой, имеющей существенно большую выдержку времени на отключение, чем основная защита, без осмотра и устранения причины отключения - запрещается. 5.2.9. Электродвигатели, длительно находившиеся в резерве, и автоматические устройства включения резерва должны осматриваться и опробоваться вместе с механизмами по утвержденному техническим руководителем графику. При этом у электродвигателей наружной установки, не имеющих обогрева, должны проверяться сопротивление изоляции обмотки статора и коэффициент абсорбции. Бесперебойная работа основных агрегатов электростанции во многом зависит от состояния и готовности к работе резервных электродвигателей и исправности устройств автоматического включения резерва (АВР). Электродвигатели, находящиеся в резерве, в любой момент могут быть включены в работу от АВР. Поэтому контроль за состоянием устройств АВР и опробование электродвигателей совместно с механизмами, длительное время находящимися в резерве, должны производиться по специальному утвержденному графику. Лучшей проверкой готовности электродвигателя и приводимого им механизма к работе является опробование непосредственным включением электродвигателя в сеть. В процессе опробования резервный электродвигатель вместе с механизмом следует включать при действии каждого пускового органа АВР: по отключению электродвигателя рабочего механизма и по изменению технологического параметра. При этом должны быть приняты меры, исключающие нарушение технологического процесса в случае отказа опробуемого устройства или других неполадок. 88
У не имеющих обогрева электродвигателей наружной установки перед их опробованием необходимо проверить сопротивление изоляции обмотки статора и коэффициент абсорбции. В случае отрицательных результатов следует провести мероприятия по сушке и восстановлению требуемого значения сопротивления изоляции. 5.2.10. Вертикальная и поперечная составляющие вибрации (среднее квадратическое значение виброскорости или удвоенная амплитуда колебаний), измеренные на подшипниках электродвигателей, сочлененных с механизмами, не должны превышать значений, указанных в заводских инструкциях. При отсутствии таких указаний в технической документации вибрация подшипников электродвигателей, сочлененных с механизмами, не должна быть выше следующих значений: Синхронная частота вращения, об./мин 3000 1500 1000 750 и менее Удвоенная амплитуда колебаний подшипников, мкм 30 60 80 95 Для электродвигателей, сочлененных с углеразмольными механизмами, дымососами и другими механизмами, вращающиеся части которых подвержены быстрому износу, а также для электродвигателей, сроки эксплуатации которых превышают 15 лет, допускается работа агрегатов с повышенной вибрацией подшипников электродвигателей в течение времени, необходимого для устранения причины повышения вибрации. Нормы вибрации для этих условий не должны быть выше следующих значений: Синхронная частота вращения, об/мин 3000 1500 1000 750 и менее Удвоенная амплитуда колебаний подшипников, мкм 50 100 130 160 Периодичность измерений вибрации ответственных механизмов должна быть установлена по графику, утвержденному техническим руководителем электростанции. Причинами возникновения ухудшенного вибрационного состояния электродвигателя могут явиться недостаточная балансировка ротора, плохое крепление электродвигателя или механизма на фундаменте, недостаточная жесткость самого фундамента, неправильная центровка электродвигателя с механизмом и т.д. 89
Усилившаяся вибрация приводит к ослаблению крепления и преждевременному износу отдельных частей и деталей электродвигателя, их поломкам и повреждению, аварийному выходу электродвигателя из строя. Ряд установленных на электростанции электродвигателей сочленен с механизмами, работа которых сопряжена с быстрым и неравномерным износом их вращающихся рабочих частей (бил молотковых мельниц, лопастей дымососов и т.д.), что приводит к их ускоренной разбалансировке и повышенной вибрации. Кроме того, в эксплуатации могут находиться электродвигатели старых выпусков с частично изношенными опорными конструкциями, многократно бывшие в восстановительных ремонтах и выработавшие расчетный срок службы. Для таких электродвигателей на период времени, необходимый для устранения причин повышенной вибрации, устанавливаются менее жесткие нормы. Необходимо строгое соблюдение уровня вибрации подшипников в пределах указанных допустимых значений - важного условия надежной работы электродвигателя. 5.2.11. Надзор за нагрузкой электродвигателей, щеточным аппаратом, вибрацией, температурой элементов и охлаждающих сред электродвигателя (обмотки и сердечника статора, воздуха, подшипников и т.д.), уход за подшипниками (поддержание требуемого уровня масла) и устройствами подвода охлаждающего воздуха, воды к воздухоохладителям и обмоткам, а также операции по пуску и останову электродвигателя должен осуществлять дежурный персонал цеха, обслуживающего механизм. В случаях, когда через камеры охладителей проходят токоведу- щие части, надзор и обслуживание схемы охлаждения в пределах этих камер должен осуществлять персонал электроцеха. Разграничение работ между цехами по надзору за нагрузкой, технологическими параметрами электродвигателей, наблюдению за работой щеточного аппарата, подшипников и систем охлаждения, по обслуживанию электродвигателей и проведению операций по пуску и останову принято с учетом технической специализации персонала и цеховой производственной структуры на электростанциях в соответствии с требованиями п. 1.5.1. Однако по условиям техники безопасности к обслуживанию камер охладителей в случаях, когда через них проходят токоведущие части, должен привлекаться персонал, обученный работать с электрооборудованием. 5.2.12. Электродвигатели должны быть немедленно отключены от сети при несчастных случаях с людьми, появлении дыма или огня из корпуса электродвигателя, его пусковых и возбудительных устройств, поломке приводимого механизма. Электродвигатель должен быть остановлен после пуска резервного (если он имеется) в случаях: 90
• появления запаха горелой изоляции; • резкого увеличения вибрации электродвигателя или механизма; • недопустимого возрастания температуры подшипников; • перегрузки выше допустимых значений; • угрозы повреждения электродвигателей (заливание водой, запаривание, ненормальный шум и др.). Необходимость принятия экстренных мер по отключению электродвигателя в аварийных ситуациях, свидетелем которых является дежурный персонал, очевидна и не требует пояснений. Приведенный перечень аварийных ситуаций не является исчерпывающим. В местной инструкции по эксплуатации электродвигателей этот перечень должен быть уточнен с учетом местных условий, требований пожарной и экологической безопасности, неблагоприятных воздействий на соседнее оборудование и т.п. Порядок действий дежурного персонала по отключению электродвигателя при наличии явных признаков его ненормальной работы устанавливается типовой инструкцией по эксплуатации электродвигателей в установках собственных нужд электростанций и конкретиризуется в местных инструкциях. 5.2.13. Для электродвигателей переменного тока мощностью свыше 100 кВт в случае необходимости контроля технологического процесса, а также электродвигателей механизмов, подверженных технологическим перегрузкам, должен быть обеспечен контроль тока статора. На электродвигателях постоянного тока для привода питателей топлива, аварийных маслонасосов турбин и уплотнений вала независимо от их мощности должен контролироваться ток якоря. Мощность на валу работающего электродвигателя непосредственно связана со значением потребляемого из сети тока статора или якоря. Увеличение тока статора (якоря) сверх номинального значения, указанного на заводской табличке двигателя, свидетельствует о наличии технологической перегрузки последнего, что может привести к недопустимому перегреву изоляции обмотки и ее повреждению, или свитедельствует о недопустимом нарушении технологического процесса и не должно допускаться длительно. Установка амперметров для контроля технологического процесса является полезной и у двигателей переменного тока. Для многочисленных менее дорогостоящих двигателей небольшой мощности амперметры допускается не устанавливать. 5.2.14. Профилактические испытания и ремонт электродвигателей, их съем и установку при ремонте должен производить персонал электроцеха, за исключением электродвигателей задвижек, обслуживаемых цехом тепловой автоматики и измерений. 91
Разграничение работ между цехами по профилактическим испытаниям, установке и ремонту электродвигателей принято с учетом технической специализации персонала и цеховой производственной структуры на электростанциях в соответствии с требованиями пп. 1.5Л и 1.6Л Правил. 5.2.15. Центровку и балансировку агрегата, снятие, ремонт и установку соединительных муфт (полумуфт электродвигателя и механизма) и выносных подшипников; ремонт вкладышей подшипников скольжения электродвигателей, фундаментов и рамы, масляной системы (при принудительной смазке подшипников), устройств подвода воздуха, а также воды к воздухоохладителям, обмоткам и другим элементам электродвигателя; охладителей, не встроенных в статор электродвигателей, должен производить персонал цеха, обслуживающего приводимый механизм, или персонал подрядной организации, производящей ремонт оборудования на данной электростанции. Разграничение работ по центровке и балансировке агрегата, по снятию и установке соединительных муфт и других ремонтных работ на агрегатах принято с учетом технической специализации персонала и цеховой производственной структуры на электростанциях. Возможные отступления от указанного распределения ремонтно-установочных работ должно быть закреплено распоряжением руководства электростанции. 5.2.16. Профилактические испытания и измерения на электродвигателях должны быть организованы в соответствии с действующими «Объемом и нормами испытаний электрооборудования». Пояснений не требует. 92
Глава 5.3 СИЛОВЫЕ ТРАНСФОРМАТОРЫ И МАСЛЯНЫЕ ШУНТИРУЮЩИЕ РЕАКТОРЫ 5.3.1. При эксплуатации трансформаторов (автотрансформаторов) и шунтирующих масляных реакторов должны выполняться условия их надежной работы. Нагрузки, уровень напряжения, температура отдельных элементов трансформаторов (реакторов), характеристики масла и параметры изоляции должны находиться в пределах установленных норм; устройства охлаждения, регулирования напряжения, другие элементы должны содержаться в исправном состоянии. Для обеспечения надежной безаварийной работы трансформаторы и реакторы должны эксплуатироваться в режимах, при которых их параметры не отклоняются от номинальных, более чем допустимо в соответствии с действующими стандартами, техническими условиями и заводскими инструкциями по эксплуатации, с соблюдением номинальных данных по нагрузке (пп. 5.3.14, 5.3.15 ПТЭ), уровню напряжения (п. 5.3.13 ПТЭ) и режиму охлаждения (пп. 5.3.8-5.3.10; 5.3.12 ПТЭ). Нарушение этих требований, как правило, приводит к повышенному нагреву отдельных элементов оборудования, ускоренному износу изоляции и преждевременному выходу его из строя. Введение в работу трансформаторов допускается после завершения всех испытаний в соответствии с программой работ и выполнения требований РД 34.45-51.300-97 «Объем и нормы испытаний электрооборудования» и других нормативно-технических документов. Эксплуатация трансформаторов и отдельных его элементов (устройств регулирования напряжения) должна осуществляться в соответствии с указаниями инструкций изготовителей, согласованных с РАО «ЕЭС России», и местных инструкций по эксплуатации конкретных трансформаторов. С целью проверки состояния изоляции, а также своевременного обнаружения и предотвращения развивающихся дефектов проводятся текущие ремонты и профилактические (межремонтные) испытания (пп. 5.3.27, 5.3.28 ПТЭ). 5.3.2. Трансформаторы (реакторы), оборудованные устройствами газовой защиты, должны быть установлены так, чтобы крышка име- 93
ла подъем по направлению к газовому реле не менее 1 %, а маслопровод к расширителю - не менее 2 %. Полость выхлопной трубы должна быть соединена с полостью расширителя. При необходимости мембрана (диафрагма) на выхлопной трубе должна быть заменена аналогичной, поставленной заводом-изготовителем. Внутренние повреждения и повышенные нагревы отдельных узлов активной части, как правило, вызывают разложение масла и твердой изоляции трансформатора, что сопровождается выделением газа. Интенсивность газообразования зависит от характера и размеров повреждения. Начало некоторых серьезных повреждений трансформаторов (таких, как «ползущие» разряды в главной изоляции, развивающиеся по изоляционным щитам и цилиндрам и сопровождающиеся образованием паразитных контуров в стали) сопровождается небольшим газообразованием. Для обеспечения направления движения газов к газовому реле и концентрации в нем возможно большего количества газа для ускорения срабатывания этого реле трансформаторы устанавливаются с соответствующим подъемом крышки и маслопровода к газовому реле. В соответствии с требованиями ПУЭ для трансформаторов мощностью 6,3 МВ-А и более газовая защита является обязательным элементом установки. В выпускаемых в настоящее время трансформаторах необходимый уклон, обеспечивающий нормальное функционирование газовой защиты, обеспечивается также специальными конструкторскими решениями. В мощных трансформаторах с длинным баком для обеспечения возможно большего сбора газов в газовое реле газосборные трубки присоединяются в нескольких точках по длине бака и к адаптерам вводов. У некоторых типов трансформаторов, имеющих верхнюю крышку бака полуцилиндрической или трапецеидальной формы, маслопровод от бака к расширителю присоединяется к наивысшей точке крышки. У подобных трансформаторов наклон бака выполняется согласно заводской документации. В ряде случаев уклон создается традиционными подкладками в соответствии с указанием заводской инструкции по монтажу. Если в заводской документации указаний по выполнению необходимого уклона нет, то наклон крышки бака выполняется согласно рис. 5.3.1 путем установки металлических прокладок под катки трансформатора со стороны расширителя. Для разобщения расширителя с баком на случай проведения различных ремонтных работ на маслопроводе, соединяющем расширитель с баком, устанавливается кран, который нормально должен находиться в открытом состоянии. Чтобы не было отказа в работе газового реле при случайном перекрытии этого крана, он устанавливается между расширителем и газовым реле. Для выравнивания уровня масла в расширителе и выхлопной трубе необходимо, чтобы выхлопная труба трансформатора в верхней своей части сообщалась с пространством над маслом в расширителе. В противном случае возможна ложная работа газовой защиты из-за резкого перетока масла между расширителем и выхлопной трубой при повреждении мембраны и изменении уровня масла в выхлопной трубе. 94
В случае ремонта мембрана выхлопной трубы должна выполняться из стекла соответствующей толщины, аналогично поставленной заводом-изготовителем. Металлические мембраны применять не допускается. В случаях, когда при работе трансформатора наблюдается ложная работа газового реле из-за вибрации маслопровода, что бывает иногда на мощных трансформаторах, необходимо принять меры к уменьшению вибрации маслопровода. 5,3.3. Стационарные средства пожаротушения, маслоприемники, мас- лоотводы и маслосборники должны быть в исправном состоянии. Пожары трансформаторов возникают, в основном, при повреждении маслонапол- ненных вводов из-за внутренних перекрытий, сопровождающихся взрывом вводов, или разрывах бака мощных трансформаторов при повреждении главной изоляции обмоток. Воспламенение масла при этом происходит от дуги, так как защиты отключают трансформатор с некоторым запаздыванием, т.е. после того, как уже возникло разрушение ввода или бака или произошла вспышка выброшенных из трансформатора горючих газов и паров масла. Пожар представляет большую опасность из-за наличия в трансформаторе большого количества масла, являющегося хорошим горючим материалом, которое при разрушении бака может разлиться на большой площади и привести к распространению пожара на рядом расположенное оборудование. Противопожарные средства, которыми оснащены трансформаторы, должны поддерживаться в исправном состоянии и периодически проверяться согласно местной инструкции. Стационарные установки пожаротушения должны иметь задвижки с автоматическим управлением и включаться в работу при срабатывании защит от внутренних повреждений. Маслоприемные и дренажные устройства под трансформаторами, предотвращающие растекание масла и распространение пожара на другое оборудование, дол- 95 ///////////////////Ш//////// Рис. 5.3.1. Схема установки трансформатора с наклоне»! бака: 1 - газовое реле; 2 - кран; 3 - подкладка под катки трансформатора
жны обеспечивать отвод из-под трансформатора масла в любое время года на безопасное в пожарном отношении расстояние. Однако, как показывает опыт эксплуатации, эти устройства часто засоряются песком и шламом и в аварийных случаях не выполняют предусмотренных функций. Поэтому необходимо производить периодическую очистку и промывку маслоприемных устройств в сроки, определяемые местными условиями и инструкциями. Около трансформаторных помещений или внутри них устанавливаются ящики с песком, огнетушители и другой необходимый пожарный инвентарь. В трансформаторных установках также необходимо следить за тем, чтобы исключалось попадание разливающегося при повреждении трансформатора масла в кабельные каналы и смежные помещения во избежание распространения пожара. 5.3.4. На баках трансформаторов и реакторов наружной установки должны быть указаны станционные (подстанционные) номера. Такие же номера должны быть на дверях и внутри трансформаторных пунктов и камер. На баки однофазных трансформаторов и реакторов должна быть нанесена расцветка фазы. Трансформаторы и реакторы наружной установки должны быть окрашены в светлые тона краской, стойкой к атмосферным воздействиям и воздействию масла. Для облегчения обслуживания и предотвращения возможных ошибок при эксплуатации на трансформаторах и реакторах, а также на дверях и внутри трансформаторных помещений наносятся четкие надписи с указанием порядкового станционного (или подстанционного) номера и присвоенного им диспетчерского наименования. На баках однофазных трансформаторов и реакторов наносится соответствующая расцветка фаз (красная, желтая, зеленая) в виде круга. В трансформаторных пунктах (111) городских сетей надписи выполняются на дверях и внутри помещений. В процессе эксплуатации необходимо следить за сохранением указанных надписей и обозначений и возобновлять их после производства замены или покраски трансформаторов и помещений. При установке на открытом воздухе трансформаторы подвергаются воздействию прямых солнечных лучей. Чтобы уменьшить степень нагрева поверхностей баков и масла трансформатора от солнечной радиации, необходимо трансформаторы окрашивать в светлые тона. Однако применяемые краски не должны снижать теплоотдачу от поверхности бака путем излучения, что может привести к повышению нагрева трансформатора. Исследования и опыт показывают, что применение красок с металлическими наполнителями (алюминий, бронза) значительно уменьшает излучение с поверхности бака и радиаторов. 96
5.3.5. Питание электродвигателей устройств охлаждения трансформаторов (реакторов) должно быть осуществлено, как правило, от двух источников, а для трансформаторов (реакторов) с принудительной циркуляцией масла - с применением АВР. Для трансформаторов с естественной циркуляцией масла и дутьем (Д) принудительный обдув радиаторов воздухом увеличивает теплоотдачу радиаторов на 30-40 %, что позволяет работать с номинальной нагрузкой. При отключенном обдуве указанные трансформаторы с номинальной нагрузкой могут работать всего несколько часов ввиду значительного повышения температуры масла и обмоток трансформатора и опасности ускоренного старения его изоляции. В трансформаторе (реакторе) с принудительной циркуляцией масла через масло- воздушные или масловодяные охладители ( охлаждение видов ДЦ и Ц) почти все тепло, выделяющееся з трансформаторе (реакторе), отводится через охладители, и только небольшая его часть отводится в окружающую среду стенками бака. При прекращении циркуляции масла, обдува или циркуляции воды в этих трансформаторах (реакторах) происходит быстрое повышение температуры масла, при этом температура верхних слоев масла в трансформаторе (реакторе) может повыситься на 40-45 °С по сравнению с температурой масла в нижней части бака трансформатора (реактора). При даже небольшой нагрузке трансформатора температура активной части и верхних слоев масла может превысить допустимую, что вызовет опасность повреждения трансформатора. Поэтому для трансформаторов и реакторов с охлаждением вида Д должно быть обеспечено питание вентиляторов системы охлаждения от двух источников, а для двигателей систем охлаждения ДЦ и Ц трансформаторов (реакторов) с принудительной циркуляцией масла обязательно применение АВР. Схема питания системы охлаждения трансформатора (реактора) и устройство АВР должны поддерживаться в исправном состоянии и периодически проверяться. 5.3.6. Устройства регулирования напряжения под нагрузкой (РПН) трансформаторов должны быть в работе в автоматическом режиме. По решению технического руководителя АО-энерго (энергообъекта) допускается устанавливать неавтоматический режим регулирования напряжения путем дистанционного переключения РПН с пульта управления, если колебания напряжения в сети находятся в пределах, удовлетворяющих требования потребителей электроэнергии. Переключение устройства РПН трансформатора, находящегося под напряжением, вручную (рукояткой) запрещается. График нагрузки трансформаторов на подстанции в течение суток меняется в значительных пределах, что вызывает большие изменения напряжения на шинах у потребителей из-за изменения падения напряжения на линии и в трансформаторах при колебании тока нагрузки. Поэтому большинство трансформаторов напряжением 97
35 кВ и выше на подстанциях снабжается устройством для регулирования напряжения лсд нагрузкой (РПН) для того, чтобы при изменении нагрузки можно было поддерживать необходимое напряжение у потребителей. Все трансформаторы РПН отправляются с заводов-изготовителей с блоками авто- матического управления, которые обеспечивают регулирование напряжения в зависимости от нагрузки отходящих присоединений. Блоки автоматики должны быть установлены на панели регулирования и введены в работу вместе с трансформатором. Устройства РПН должны постоянно находиться в работе с включенными блоками автоматического управления. Работа устройства РПН должна постоянно контролироваться счетчиком числа операций и устройствами, позволяющими судить об исправности РПН и блока автоматического управления. При выходе из строя блок автоматического управления выведится из работы, и должны быть приняты меры по его восстановлению, а устройство РПН следует перевести на дистанционное управление Переводить устройство РПН на дистанционное управление допустимо на подстанциях с постоянным дежурством персонала в тех случаях, когда имеют место небольшие колебания напряжения, приемлемые для потребителей данного узла, и только по решению технического руководителя АО-энерго (энергообъекта). При отказе схемы дистанционного управления устройства РПН трансформатор при первой возможности необходимо отключить для выявления и устранения неисправности. Производить переключение устройства РПН вручную, непосредственно на трансформаторе, находящемся под напряжением, не допускается вследствие опасности для персонала, а также опасности повреждения трансформатора из-за возможной неправильной установки нового положения устройства РПН и ненормальной длительности цикла переключения. 53.7. Вентиляция трансформаторных подстанций и камер должна обеспечивать работу трансформаторов во всех нормированных режимах. При установке трансформатора с естественным масляным или воздушным охлаждением в закрытом помещении (в камере) для предотвращения повышенного нагрева трансформатора и ускоренного старения его изоляции необходимо, чтобы трансформаторное помещение имело непрерывную вентиляцию, обеспечивающую отвод тепла трансформатора. В процессе эксплуатации необходимо следить за тем, чтобы система вентиляции трансформаторного помещения как при естественной, так и при искусственной вентиляции обеспечивала разность температур входящего воздуха снизу и выходящего сверху не более 15 °С при номинальной нагрузке трансформатора. В случае замены трансформатора большим по мощности или работы трансформатора с систематической перегрузкой необходимо проверить достаточность охлаждения трансформатора в камере и при необходимости принять меры по увеличению интенсивности охлаждения. При наличии устройств искусственной вентиляции во избежание перегрева трансформатора должна быть выполнена сигнализация о прекращении работы вентиля- 98
ции. В процессе эксплуатации необходимо также следить за исправностью в трансформаторных помещениях вентиляционных проемов, кровли, сеток и прочего с тем, чтобы в них не попадали снег, вода, птицы и мелкие животные. 5.3.8. На трансформаторах и реакторах с принудительной циркуляцией воздуха и масла (охлаждение вида ДЦ) и на трансформаторах с принудительной циркуляцией воды и масла (охлаждение вида Ц) устройства охлаждения должны автоматически включаться (отключаться) одновременно с включением (отключением) трансформатора или реактора. Принудительная циркуляция масла должна быть непрерывной независимо от нагрузки. Порядок включения (отключения) систем охлаждения должен быть определен заводской инструкцией. Эксплуатация трансформаторов и реакторов с искусственным охлаждением без включенных в работу устройств сигнализации о прекращении циркуляции масла, охлаждающей воды или об останове вентиляторов запрещается. При работе трансформатора (реактора) выделяются значительные потери в маг- нитопроводе, связанные с перемагничиванием трансформаторной стали и вихревыми токами в стали, омическими потерями в обмотках и потерями в деталях конструкции из-за вихревых токов, наведенных потоками рассеяния. Теплоотвод от деталей активной части осуществляется с помощью масла. В трансформаторах (реакторах) с принудительным охлаждением масло охлаждается с помощью воздушных и водяных охладителей, через которые масло циркулирует с помощью насосов. Охлаждающая поверхность баков в этих трансформаторах (реакторах) отводит только небольшую часть потерь в них (5-7 %), а основная часть потерь отводится охладителями. При включении трансформатора (реактора) без охлаждения или при отключении устройства охлаждения (прекращении циркуляции масла, воды или останове вентиляторов дутья) происходит быстрое повышение температуры обмотки и верхних слоев масла, и нагрев отдельных деталей трансформатора (реактора), который может за короткое время (в пределах 1 ч при номинальной нагрузке) достигнуть недопустимых пределов и привести к аварии трансформатора (реактора). Поэтому схема управления охлаждающими устройствами трансформаторов с принудительным охлаждением масла (ДЦ, Ц) должна обеспечивать автоматическое включение устройств охлаждения одновременно с включением трансформатора в сеть. Для каждого конкретного трансформатора очередность включения основных и дополнительных групп охладителей указана в инструкции по эксплуатации трансформатора. В зимнее время при низких температурах охлаждающего воздуха на трансформаторах (реакторах) с охлаждением ДЦ и Ц допускается отключение части вентиляторов и прекращение циркуляции воды с сохранением циркуляции масла с нагрузкой до номинальной при условии, что температура верхних слоев масла не будет пре- 99
вьпшпъ 45 °С. Для трансформаторов, выпускаемых по ГОСТ 11677-85, автоматикой ШАОТ предусматривается отключение вентиляторов при температуре масла 40 °С. С целью предотвращения возникновения местных перегревов отдельных частей трансформатора циркуляция масла должна быть включена постоянно, вне зависимости от нагрузки, температуры масла и температуры окружающего воздуха. Для своевременного принятия мер по исправлению повреждений в системе принудительного охлаждения трансформаторы (реакторы) должны быть оборудованы сигнализацией о прекращении циркуляции масла, охлаждающей воды, останове вентиляторов дутья, включении резервного источника питания, включении резервного охладителя, без чего эксплуатация трансформаторов (реакторов) не допускается. 5.3.9. На трансформаторах с принудительной циркуляцией воздуха и естественной циркуляцией масла (система охлаждения Д) электродвигатели вентиляторов должны автоматически включаться при достижении температуры масла 55 °С или номинальной нагрузки независимо от температуры масла и отключаться при снижении температуры масла до 50 °С, если при этом ток нагрузки менее номинального. Условия работы трансформаторов с отключенным дутьем должны быть определены заводской инструкцией. Трансформаторы с дутьевым охлаждением рассчитываются так, что их мощность при отключенном дутье составляет не менее 50-60 % номинальной мощности при включенном дутье. При этом температура масла и обмоток трансформатора, а соответственно и износ изоляции будут примерно такими же, как и при номинальной нагрузке с включенным дутьем. Трансформаторы с дутьевым охлаждением (Д) обычно снабжаются устройством для автоматического пуска и остановки электродвигателей вентиляторов. Включение дутья должно происходить при достижении температуры верхних слоев масла 55 °С или при достижении номинальной нагрузки - независимо от температуры. Отключение дутья может иметь место при снижении температуры масла до 50 °С, если при этом ток нагрузки меньше номинального. При минусовых температурах окружающего воздуха трансформаторы допускают работу с отключенным дутьем при номинальной нагрузке при условии, что температура верхних слоев масла не будет превышать 45 °С, в данном случае температура обмотки будет близка к среднегодовой расчетной (примерно 45 °С). 5.3.10. При масловодяном охлаждении трансформаторов давление масла в маслоохладителях должно превышать давление циркулирующей в них воды не менее чем на ОД кгс/см2 (10 кПа) при минимальном уровне масла в расширителе трансформатора. 100
Система циркуляции воды должна быть включена после включения рабочих маслонасосов при температуре верхних слоев масла не ниже 15 °С и отключена при понижении температуры масла до 10 °С, если иное не оговорено в заводской технической документации. Должны быть предусмотрены меры для предотвращения замораживания маслоохладителей, насосов и водяных магистралей. У трансформаторов с масловодяным принудительным охлаждением при эксплуатации происходит постепенный износ трубок охладителей в зависимости от чистоты охлаждающей воды. Во избежание попадания воды в масло через поврежденные трубки необходимо, чтобы давление масла в маслоохладителях всегда превышало давление воды не менее чем на 0,1 кгс/см2 (10,0 кПа). При отключенном масляном насосе в системе охлаждения давление масла в охладителе определяется только высотой столба масла от уровня расширителя до верхней точки охладителя. При включении в первую очередь циркуляции воды перед включением трансформатора в работу давление воды в охладителе может превысить давление масла, что в свою очередь может привести к попаданию воды в масло. Для исключения возможности попадания охлаждающей воды в масло трансформатора необходимо соблюдать следующий порядок операций по включению и отключению системы охлаждения: при включении трансформатора в первую очередь пускать масляный насос, а затем - водяной (открывать задвижки подачи воды); при отключении - сначала останавливать водяной насос (закрывать задвижки подачи воды), а затем - масляный. При длительном отключении трансформатора масло остывает, практически, до температуры окружающего воздуха, т.е. может быть ниже 0 °С. В этом случае при включении трансформатора включается пусковой насос, который должен работать до достижения температуры масла 15 °С, после чего включаются рабочие масляные насосы и подается вода в охладители. В настоящее время все выпускаемые трансформаторы оснащены автоматикой управления масловодяной системой охлаждения. В зависимости от местных условий должны быть также предусмотрены меры по защите системы охлаждения в зимнее время от замораживания. Необходимо помнить, что инструкциями по эксплуатации трансформаторов циркуляция и наличие воды в маслоохладителе при температуре верхних слоев масла трансформатора менее плюс 10 °С не допускается. Если температура верхних слоев масла в холодное время года достигла значения плюс 10 °С и менее, а в маслоохладителе циркулирует или залита вода, необходимо слить воду, тщательно проверить отсутствие масла в воде. Дренажи и воздушная заслонка при этом должны оставаться открытыми. 5.3.11. Масло в расширителе неработающего трансформатора (реактора) должно быть на уровне отметки, соответствующей температуре масла в трансформаторе (реакторе). 101
Во время работы трансформатора масло изменяет свой объем из-за нагрева. При эксплуатации трансформатора температура масла может изменяться на 110-120 °С, а объем масла в баке - примерно на 10 %. Для обеспечения постоянного заполнения бака маслом при изменении температуры трансформаторы снабжаются расширителями. Объем расширителя составляет около 10 % объема масла в баке трансформатора и системе охлаждения. Контроль уровня масла в расширителе трансформатора и отсеке расширителя контактора устройства РПН осуществляется с помощью маслоуказателя. Для трансформаторов мощностью более 10 МВ-А и устройств РПН применяются стрелочные маслоуказатели, выполняющие функции датчиков минимального, а с 1985 г. - и максимального уровня масла в расширителе. На маслоуказателях или на стенке бака расширителя для трубчатых и плоских маслоуказателей нанесены метки температур минус 45, 15, 40 °С для умеренного климата и минус 60, 15, 40 °С ддя холодного, а у трансформаторов, выпускавшихся до введения ГОСТ 11677-65, метки соответственно минус 35,15,35 °С. Новые мощные трансформаторы снабжаются стрелочным маслоуказателем, содержащим поплавок, который находится внутри расширителя и положение которого через систему рычагов передается на стрелку прибора на наружной части расширителя В целях обеспечения необходимого уровня масла в расширителе при всех режимах работы трансформатора перед включением его в работу расширитель должен быть заполнен маслом до отметки, соответствующей температуре масла в трансформаторе. В длительно неработающем трансформаторе масло принимает температуру окружающего воздуха, поэтому его уровень в расширителе должен соответствовать примерно температуре окружающего воздуха. В работающем трансформаторе уровень масла должен находиться примерно на отметке, соответствующей средней температуре масла в трансформаторе, а в отсеке расширителя контактора РПН - не ниже 15 °С, так как объемы контактора соизмеримы с объемами расширителя. 5.3.12. При номинальной нагрузке температура верхних слоев масла должна быть (если заводами-изготовителями не оговорены иные температуры) у трансформатора и реактора с охлаждением ДЦ - не выше 75 °С, с естественным масляным охлаждением М и охлаждением Д - не выше 95 °С; у трансформаторов с охлаждением Ц температура масла на входе в маслоохладитель должна быть не выше 70 °С. При работе трансформатора, в зависимости от значения нагрузки и вида охлаждения, в установившемся тепловом режиме устанавливается определенный перепад температуры между обмоткой и маслом, в том числе между средней температурой обмотки и температурой верхних слоев масла, которые являются наиболее нагретыми. Поэтому в условиях эксплуатации контроль за нагревом трансформатора производится по температуре верхних слоев масла. Это наиболее простой способ, дающий 102
возможность судить о допустимости нагрева трансформатора. Другие способы, основанные на измерении прямым или косвенным методом непосредственно температуры обмотки трансформатора, в отечественном трансформаторостроении не нашли применения ввиду их сложности. Для трансформаторов с естественным масляным охлаждением М и принудительной циркуляцией воздуха Д при работе устанавливается небольшой перепад температуры между обмоткой и верхними слоями масла ввиду небольшой скорости масла в баке трансформатора, и для них допустимая температура масла составляет при номинальной нагрузке 95 °С. Для трансформаторов с принудительной циркуляцией масла ввиду относительно высокой скорости масла в баке трансформатора температура масла в баке по высоте меняется всего на несколько градусов и перепад температур между верхними слоями масла и обмоткой значительно выше и близок к расчетному превышению средней температуры обмотки над средней температурой масла, которое составляет около 30 °С. Поэтому для трансформаторов с принудительной циркуляцией масла ДЦ допустимая температура верхних слоев масла ниже и составляет 75 °С, а с масловодяным охлаждением - 70 °С на входе в маслоохладитель. При работе трансформатора необходимо следить за тем, чтобы температура верхних слоев масла не превышала указанных значений, если заводами-изготовителями не оговорены другие температуры. В трансформаторах с направленной циркуляцией масла в обмотках допустимая температура масла принимается согласно заводской инструкции. Если в эксплуатации температура верхних слоев масла превышает упомянутые значения, это свидетельствует или о неисправности системы охлаждения (нарушение работы вспомогательных механизмов системы охлаждения), или о неисправности самого трансформатора, что должно быть выяснено и устранено. Если при принудительном масловодяном охлаждении температура воды в летнее время превышает 25 °С, то должны быть приняты меры по интенсификации охлаждения трансформатора с тем, чтобы температура верхних слоев масла не превышала 70 °С, в противном случае нагрузка трансформатора должна быть снижена из расчета 1 % на каждый 1°С повышения температуры охлаждающей воды сверх 25 °С. 5.3.13. Допускается продолжительная работа трансформаторов (при мощности не более номинальной) при напряжении на любом ответвлении обмотки на 10 % выше номинального для данного ответвления. При этом напряжение на любой обмотке должно быть не выше наибольшего рабочего. Для автотрансформаторов с ответвлениями в нейтрали для регулирования напряжения или предназначенных для работы с последовательными регулировочными трансформаторами допустимое повышение напряжения должно быть определено заводом- изготовителем. 103
Трансформаторы при изготовлении рассчитываются на работу с максимальной индукцией в стали 1,4-1,7 Тл в зависимости от сорта стали. Эта точка лежит в насыщающейся части характеристики холостого хода трансформатора. Небольшое увеличение подведенного напряжения к трансформатору вызывает увеличение тока холостого хода, высших гармонических составляющих в нем и потерь в магнитопроводе. Увеличение потерь в стали при этом пропорционально квадрату напряжения, ток холостого хода и высшие гармонические составляющие в нем увеличиваются еще в большей степени (рис. 5.3.2). Значительное увеличение потерь в стали может привести к перегреву и разрушению изоляции ее листов, к возникновению повышенных местных нагревов и очагов «пожара» стали в старых конструкциях трансформаторов. Высшие гармонические составляющие в токе холостого хода резко приводят к искажению формы и увеличению амплитудного значения кривой напряжения. Это явление представляет опасность для обмоток высшего напряжения, имеющих меньшие запасы по электрической прочности изоляции, чем обмотки низкого напряжения. Кроме того, увеличение высших гармонических составляющих тока холостого хода трансформатора вызывает рост помех на линиях связи от токов, протекающих по линиям электропередачи. Поэтому для трансформаторов вводятся ограничения по повышению напряжения. Превышение сверх номинального напряжения, которое допускается длительно подводить к любому ответвлению или к обмотке трансформатора, не имеющей ответвлений, не должно превышать наибольшего рабочего напряжения, установленного ГОСТ 721-73 для каждого класса напряжения (табл. 5.3.1). Допустимое превышение напряжения на обмотках автотрансформаторов с ответвлениями в нейтрали для регулирования напряжения или предназначенных для работы с регулировочными трансформаторами определяется данными завода-изготовителя. При отсутствии этих данных их следует запросить у завода-изготовителя или согласовать с ним. Для ограничения перевозбуждения понижающих автотрансформаторов с встроенным регулятором напряжения в нейтрали или с вольтодобавочным трансформатором в нейтрали перевозбуждение магнитопровода (стержня и ярма) не должно длительно превышать 10 % или эпизодически (до 20 мин, не чаще одного раза в 2 ч) - 15 % номинального. 1 * * I/ *■ ДР0 Д1о Л)> А) ««— Рис. 5.3.2. Зависимость тока ^ и потерь Р0 холостого хода трансформатора от перевозбуждения магнитопровода 104
Таблица 5.3.1 Номинальные и наибольшие рабочие напряжения электрических сетей и электрооборудования по ГОСТ 721-77 и ГОСТ 1516.1-76 Класс напряжения электрооборудования, кВ 3 6 10 15 20 24 27 35 11 150 220 330 500 750 1150 Наибольшее рабочее напряжение электрооборудования, кВ 3,6 7,2 12,0 17,5 24,0 26,6 30,0 40,5 126,0 172,0 252,0 363,0 525,0 787,0 1200,0 Номинальное напряжение электрической сети, кВ 3,0 3,158 3,3 6,0 6,6 10,0 11,0 13,8 15,0 15,75 18,0 20,0 22,0 24,0 27,0 35,0 110,0 150,0 220,0 330,0 500,0 - - Наибольшее дли- тельно допустимое рабочее напряжение электрической сети, кВ 3^5 3,5 3,6 6,9 7,2 11,5 12,0 15,2 17,5 17,5 19,8 23,0 24,0 26,5 30,0 40,5 126,0 172,0 252,0 363,0 525,0 - - Превышение рабочего напряжения над номинальным напряжением обмотки низкого напряжения в процентах приблизительно равно значению перевозбуждения стержня и может контролироваться по показаниям щитового киловольтметра обмотки низкого напряжения. Перевозбуждение ярма магнитопровода возможно контролировать по разности показаний щитовых киловольтметров обмоток высшего и среднего напряжений. Превышение этой разности над ее номинальным значением в процентах равно с приемлемой точностью значению перевозбуждения ярма. 105
5.3.14» Для масляных трансформаторов допускается длительная перегрузка по току любой обмотки на 5 % номинального тока ответвления, если напряжение на ответвлении не превышает номинального. Кроме того, для трансформаторов в зависимости от режима работы допускаются систематические перегрузки, значение и длительность которых регламентируются типовой инструкцией по эксплуатации трансформаторов и инструкциями заводов-изготовителей. В автотрансформаторах, к обмоткам низкого напряжения которых подключены генератор, синхронный компенсатор или нагрузка, должен быть организован контроль тока общей части обмотки высшего напряжения. Срок службы трансформатора определяется, в основном, старением органической изоляции обмоток. Тепловое старение изоляции обмоток определяется температурой, при которой работает изоляция, и длительностью ее воздействия. ГОСТ 11667-85 нормирует расчетный срок службы изоляции трансформатора при работе его с постоянной номинальной нагрузкой при номинальных температурных условиях (при среднегодовой температуре окружающего воздуха около 20 °С) - 25 лет. Это соответствует постоянной средней температуре обмотки 85 °С и температуре наиболее нагретой точки обмотки - 98 °С. В реальных условиях эксплуатации нагрузка трансформаторов изменяется как в течение суток, так и в течение года. Исходя из условий надежной работы масляные трансформаторы допускают длительную перегрузку каждой обмотки током, превышающим не более чем на 5 % номинальный, если напряжение ни на одной из обмоток не превышает номинального. При этом для обмотки с ответвлениями нагрузка не должна превышать 1,05 номинального тока ответвления, если трансформатор не работает с систематическими перегрузками, указанными ниже. Систематические перегрузки трансформаторов допускаются в зависимости от характера, суточного графика нагрузки, температуры охлаждающей среды и недогрузки в летнее время. Допустимое значение перегрузки и ее продолжительность для масляных трансформаторов мощностью до 100 МВ-А устанавливается по графикам нагрузочной способности согласно ГОСТ 14209-85. Эти указания распространяются и на трансформаторы мощностью более 100 МВА, если в технических условиях или инструкциях завода-изготовителя нет иных указаний по нагрузочной способности. Сухие трансформаторы допускают систематические перегрузки согласно заводской инструкции или техническим условиям на данный трансформатор. Систематические перегрузки трансформатора не должны превышать 50 % номинальной мощности. Систематические перегрузки, более чем 1,5-кратным номинальным током, могут быть допущены только по согласованию с заводом-изготовителем. Дополнительно к вышеизложенному перегрузки трансформаторов, изготовленных в соответствии с ГОСТ 11677-65 до 1 июля 1970 г., снабженных вводами на на- 106
пряжение 110 кВ и выше, а так же вводами на более низкие напряжения на номинальный ток 3000 А и более, допускаются током, не более чем на 10 % превышающим номинальный ток указанных вводов. Допустимая перегрузка трехобмоточного трансформатора определяется перегрузкой наиболее нагруженной обмотки. У автотрансформаторов наиболее нагруженной может быть общая часть обмотки (при выдаче мощности со стороны обмотки ВН и НН в сторону СН), поэтому в случае возможности перегрузки этой обмотки необходимо предусмотреть контроль нагрузки общей части обмотки. Схемы контроля даны в инструкции по эксплуатации трансформаторов. 5.3.15. В аварийных режимах допускается кратковременная перегрузка трансформаторов сверх номинального тока при всех системах охлаждения независимо от длительности и значения предшествующей нагрузки и температуры охлаждающей среды в следующих пределах: Масляные трансформаторы Перегрузка по току, % 30 45 60 75 100 Длительность перегрузки, мин 120 80 45 20 10 Сухие трансформаторы Перегрузка по току, % 20 30 40 50 60 Длительность перегрузки, мин 60 45 32 18 5 Допустимые продолжительные перегрузки сухих трансформаторов устанавливаются заводской инструкцией. Аварийные перегрузки допускаются в исключительных случаях при выходе из строя одного из работающих трансформаторов и отсутствии резерва. Перегрузки в аварийных режимах даны в процентах к номинальной (паспортной) нагрузке и допускаются для трансформаторов и автотрансформаторов всех типов и напряжений для всех режимов работы независимо от предшествующего режима и температуры охлаждающей среды (для трансформаторов мощностью более 100 МВА перегрузки принимаются в соответствии со стандартом или техническими условиями на эти трансформаторы). 5.3.16. При аварийном отключении устройств охлаждения условия работы трансформаторов определяются требованиями заводской документации. Масляные трансформаторы имеют достаточно большую теплоемкость и обладают достаточно большой тепловой инерцией, поэтому новый установившийся тепловой режим трансформаторов при изменении нагрузки устанавливается в течение достаточно длительного времени (примерно 10ч). 107
В аварийных случаях, при отключении устройств охлаждения, заводской документацией определены условия работы трансформаторов, если это не сделано, то необходимо придерживаться следующих положений. Трансформаторы с дутьевым охлаждением масла (Д) при аварийном отключении всех вентиляторов дутья допускают работу с номинальной нагрузкой в течение времени: Температура окружающего воздуха, °С -15 -10 0 +10 +20 +30 Допустимая длительность нагрузки, ч 60 40 16 10 6 4 Трансформаторы мощностью до 250 МВА с охлаждением ДЦ и Ц при аварийном прекращении искусственного охлаждения (прекращении работы вентиляторов при системе охлаждения ДЦ, циркуляции воды при системе охлаждения Цили при одновременном прекращении работы водяных и масляных насосов при системе охлаждения Ц и вентиляторов, насосов при системе охлаждения ДЦ) допускают работу с номинальной нагрузкой в течение 10 мин (в режиме холостого хода в течение 30 мин). Если по истечении указанного времени температура верхних слоев масла не достигла 80 °С, допускается поддерживать номинальную нагрузку до достижения температуры верхних слоев масла 80 °С, но не более 1 ч после прекращения искусственного охлаждения. Для трансформаторов мощностью более 250 МВ- А допустимы те же режимы, но при условии, что температура верхних слоев масла не превышает 75 °С. 53.17. Включение трансформаторов на номинальную нагрузку допускается: • с системами охлаждения М и Д при любой отрицательной температуре воздуха; • с системами охлаждения ДЦ и Ц при температурах окружающего воздуха не ниже минус 25 °С. При более низких температурах трансформатор должен быть предварительно прогрет включением на нагрузку 0,5 номинальной без запуска системы циркуляции масла до достижения температуры верхних слоев масла минус 25 °С, после чего должна быть включена система циркуляции масла. В аварийных условиях допускается включение трансформатора на полную нагрузку независимо от температуры окружающего воздуха; • при системе охлаждения с направленным потоком масла в обмотках трансформаторов НДЦ, НЦ в соответствии с заводскими инструкциями. В длительно отключенном трансформаторе (в том числе при низкой минусовой температуре) температура масла, практически, равна среднесуточной температуре 108
окружающего воздуха. При температуре минус 40 °С и ниже отечественные масла имеют очень высокую вязкость, так как точка застывания масла находится в пределах - (45-50) °С. В отношении допустимости включения трансформатора при столь низких температурах неоднократно высказывались опасения, которые основывались на том, что при очень высокой вязкости масла между обмоткой и маслом установится перепад температуры в 6-7 раз выше расчетного (150 °С вместо 25 °С). Однако проведенные исследования, испытания реальных трансформаторов и опыт эксплуатации показали необоснованность этих опасений. Исследованиями было установлено, что при включении трансформаторов с застывшим маслом в них некоторое время отсутствует циркуляция масла и в баке, и в каналах обмотки. Все выделяющиеся в первое время потери идут на нагрев обмотки и масла в каналах обмотки, так как теплоотдача через слой застывшего масла почти не происходит. В связи с прогревом масла перепад температуры между обмотками и маслом устанавливается невысокий. При включении трансформатора с номинальной нагрузкой при температуре масла - (40-45) °С циркуляция масла в каналах обмотки появляется через 1,5-2 ч после включения трансформатора, когда температура обмотки и масла достигает примерно 95-70 °С, что не представляет опасности для обмоток. После возникновения циркуляции масла температура обмотки и масла в каналах понижается. Поэтому трансформаторы с охлаждением М и Д допустимо включать на номинальную нагрузку при любой минусовой температуре масла и окружающего воздуха, а трансформаторы с охлаждением ДЦ и Ц - при минус 25 °С; при более низких температурах масла допускается включать трансформаторы на нагрузку не выше 50 % номинальной из-за опасности перегрева обмотки. Принудительную циркуляцию масла следует включать не ранее, чем когда температура верхних слоев масла достигнет минус 25 °С и выше, так как при более низких температурах из-за высокой вязкости масла возможно повреждение циркуляционных насосов вследствие перегрузки. В аварийных случаях допускается включение и этих трансформаторов на номинальную нагрузку при любых минусовых температурах масла, так как такой режим к немедленному повреждению трансформатора привести не может, а вызовет только повышенный износ изоляции. Трансформаторы с направленной циркуляцией масла в каналах обмотки (НДЦ) включаются на нагрузку в соответствии с технической документацией на трансформатор; включение в работу этих трансформаторов без циркуляции масла недопустимо, так как в них в этом случае не обеспечивается отвод тепла от обмоток и магнитопровода. 5.3.18. Переключающие устройства РПН трансформаторов разрешается включать в работу при температуре верхних слоев масла минус 20 °С и выше (для погружных резисторных устройств РПН) и минус 45 °С и выше (для устройств РПН с токоограни- чивающими реакторами, а также для переключающих устройств с контактором, расположенным на опорном изоляторе 109
вне бака трансформатора и оборудованным устройством искусственного подогрева). Эксплуатация устройств РПН должна быть организована в соответствии с требованиями инструкций заводов-изготовителей. Регулирование напряжения под нагрузкой происходит без разрыва цепи тока в процессе переключения регулировочных ответвлений. В промежуточном положении происходит замыкание одной секции через токоограничивающий элемент (реактор или активный резистор). Активные токоограничивающие резисторы рассчитаны только на кратковременное протекание тока, определяемое временем работы контактора. При понижении температуры масла ниже минус 20 °С вязкость последнего во много раз возрастает, что затрудняет процесс переключения контактора. При большой вязкости масла может произойти повреждение токоограничивающих элементов в связи с увеличением времени переключения или поломка контактора в связи с увеличением механической нагрузки. В быстродействующих устройствах РПН, в которых предусмотрен обогрев контакторов, в зимний период при температуре окружающего воздуха минус 15 °С и ниже должна включаться система автоматического обогрева контакторов. Поскольку устройство РПН может работать только при температурах масла контактора не ниже минус 20 °С, автоматика должна бать настроена таким образом, что при первом включении трансформатора, пока масло не достигнет необходимой температуры, привод блокируется, о чем должен быть сигнал на щите управления. При включении находящегося в резерве трансформатора с быстродействующим устройством РПН, оборудованным элекгроподогревом, в зимний период при температуре окружающего воздуха ниже минус 20 °С (или если перед днем включения температура была ниже минус 25 °С) должна включаться автоматическая система обогрева контакторов на 13-15 ч. В течение этого времени переключения запрещаются. При включении в зимний период трансформатора с быстродействующим устройством РПН, не имеющего системы обогрева контакторов, привод следует отключить и не проводить переключений до достижения соответствующей температуры масла, о чем подробно указано в инструкции завода-изготовителя. Для устройств РПН, имеющих встроенные автоматические подогреватели, при низких температурах необходимо следить за исправностью их работы и поддержанием необходимой температуры масла в баке контактора. Переключение устройств РПН, имеющих выносные баки контакторов, расположенные на изоляторах, допускается производить при температуре воздуха минус 45 °С (если в техусловиях на трансформатор не сказано иначе), так как в них применяется система подогрева масла, которая обеспечивает нагрев масла в контакторе до необходимой температуры и его надежную работу. 5.3.19. Для каждой электроустановки в зависимости от графика нагрузки с учетом надежности питания потребителей и минимума потерь энергии должно быть определено количество одновременно работающих трансформаторов. 110
В распределительных электросетях напряжением до 15 кВ включительно должны быть организованы измерения нагрузок и напряжений трансформаторов в период максимальных и минимальных нагрузок. Срок и периодичность измерений устанавливаются техническим руководителем энергообъекта. При установке на подстанции двух и более параллельно работающих трансформаторов, в целях снижения потерь, целесообразно включать в работу трансформаторы в зависимости от графика нагрузки. Выбор числа работающих трансформаторов производится с учетом надежности питания потребителей и из условия минимума потерь энергии как в самих трансформаторах, так и в сети. Потери в сети зависят и от потребления трансформатором реактивной мощности. Для того, чтобы передать к трансформаторам некоторую реактивную мощность, необходимо затратить определенную активную мощность на покрытие потерь в сети. Поэтому определение наиболее экономичного числа параллельно работающих трансформаторов необходимо производить с учетом изменения потерь активной мощности от передачи реактивной мощности, потребляемой трансформаторами. Из вышеуказанного также следует, что в зависимости от удаленности установки трансформаторов от источника энергии (электростанций, синхронных компенсаторов) потери активной мощности от передачи потребляемой трансформаторами реактивной мощности будут различными. Мощности трансформаторов в сетях 15 кВ и ниже должны выбираться из условия покрытия максимума нагрузки. Для этого необходимо в период максимальных и минимальных нагрузок производить измерения нагрузки трансформаторов, что целесообразно делать с помощью регистрирующих приборов. Для трансформаторов, питающих бытовую и чисто осветительную нагрузку, при этом необходимо также проверять равномерность нагрузки по фазам и при необходимости принять меры к ее перераспределению. Допустимую нагрузку трансформаторов следует определять с учетом возможной перегрузочной способности трансформаторов (см. п. 5.3.14). 5.3.20. Допускается работа двухобмоточных трансформаторов, имеющих расщепленную обмотку низкого напряжения, при одинаковых напряжениях ее частей с параллельным соединением этих частей обмотки. Пункт из ПТЭ будет исключен. 5.3.21. Нейтрали обмоток НО кВ и выше автотрансформаторов и реакторов, а также трансформаторов 330 кВ и выше должны работать в режиме глухого заземления. Допускается заземление нейтрали трансформаторов и автотрансформаторов через специальные реакторы. 111
Трансформаторы 110 и 220 кВ с испытательным напряжением нейтрали соответственно 100 и 200 кВ могут работать с раззем- ленной нейтралью при условии ее защиты разрядником. При обосновании расчетами допускается работа с разземленной нейтралью трансформаторов 110 кВ с испытательным напряжением нейтрали 85 кВ, защищенной разрядником. Трансформаторы, имеющие автотрансформаторные связи между обмотками и общую нейтраль, а также обмотки силовых трансформаторов напряжением 110 кВ и выше, имеющих неполную изоляцию со стороны нулевых выводов, должны быть постоянно заземлены наглухо, так как в случае разземления нейтрали возможно возникновение перенапряжений, что приведет к повреждению трансформатора. При глухом заземлении нейтрали автотрансформатора перенапряжения с обмотки высшего напряжения будут, в основном, трансформироваться на обмотку среднего напряжения (общую часть обмотки автотрансформатора) в соответствии с коэффициентом трансформации и ограничиваться до допустимых значений разрядниками. Допускается работа трансформаторов ПО, 150 и 220 кВ, имеющих испытательное напряжение нейтрали соответственно 100, 150 и 200 кВ, с разземленной нейтралью при условии присоединения к выводу нейтрали разрядника соответствующего класса. В этом случае с помощью устройств релейной защиты и автоматики должны быть приняты меры, исключающие возможность работы трансформатора в нормальных режимах на участок сети с изолированной нейтралью. Работа с разземленной нейтралью трансформаторов ПО кВ с испытательным напряжением 85 кВ допускается при обосновании данного режима соответствующими расчетами. Для защиты от перенапряжений обмоток всех трансформаторов к ним должны быть постоянно подключены разрядники, обеспечивающие защиту обмоток в соответствии с уровнем их изоляции. Трансформаторы напряжением 330 кВ и выше должны всегда работать с заземленной нейтралью, а для трансформаторов 220 кВ работу с изолированной нейтралью при условии защиты ее разрядником следует допускать только в случаях, когда изоляция нейтрали имеет испытательное напряжение 200 кВ На трансформаторах, работающих с изолированной нейтралью, следует производить предварительное заземление нейтрали перед включением и отключением трансформатора во избежание значительных коммутационных перенапряжений в момент переключения и повреждения трансформатора. 5.3.22. При срабатывании газового реле на сигнал должен быть произведен наружный осмотр трансформатора (реактора), отобран газ из реле для анализа и проверки на горючесть. Для обеспечения безопасности персонала при отборе газа из газового реле и выявления причины его срабатывания должны быть произведены разгрузка 112
и отключение трансформатора (реактора). Время выполнения мероприятий по разгрузке и отключению трансформатора должно быть минимальным. Если газ в реле негорючий, отсутствуют признаки повреждения трансформатора (реактора), а его отключение вызвало недо- отпуск электроэнергии, трансформатор (реактор) может быть немедленно включен в работу до выяснения причины срабатывания газового реле на сигнал. Продолжительность работы трансформатора (реактора) в этом случае устанавливается техническим руководителем энергообъекта. По результатам анализа газа из газового реле, хроматографи- ческого анализа масла, других измерений (испытаний) необходимо установить причину срабатывания газового реле на сигнал, определить техническое состояние трансформатора (реактора) и возможность его нормальной эксплуатации. Газовое реле на трансформаторе (реакторе) срабатывает, как правило, при выделении газа вследствие развивающегося внутреннего повреждения трансформатора. Однако возможно срабатывание реле на сигнал из-за скопления воздуха в баке. Поэтому в случае появления сигнала, особенно в первый период после ввода трансформатора в работу или после доливки масла, необходимо произвести отбор газа из газового реле для химического анализа и проверки газа на горючесть. Следует иметь в виду, что при развитии ряда повреждений в трансформаторе (реакторе) в первый момент выделяется негорючий газ (с малым содержанием водорода и углеводородных соединений) и поэтому только химический анализ дает возможность установить наличие или отсутствие в газе продуктов разложения изоляции. При обнаружении горючего газа или газа, содержащего продукты разложения изоляции, трансформаторы на напряжение 220 кВ и выше должны быть немедленно отключены, а трансформаторы на более низкие напряжения могут быть разгружены в течение 1 ч, после чего они также должны быть выведены из работы для проведения необходимых измерений и испытаний. Требование производить осмотр трансформатора и отбор газа после срабатывания «на сигнал» газового реле только после отключения трансформатора (реактора) вызвано необходимостью обеспечить безопасность персонала во время взятия пробы газа из газового реле и осмотра трансформатора, так как иначе развитие повреждения может привести к разрушению трансформатора и травмированию находящихся вблизи людей. Если проверкой будет установлено, что выделяется негорючий газ, то трансформаторы напряжением 330 кВ и выше следует тем не менее разгрузить и отключить. Если отключение вызовет недоотпуск электроэнергии, то они могут быть оставлены в работе на срок, установленный техническим руководителем энергообъекта. Данное требование связано с тем, что трансформаторы данных типов не имеют достаточных запасов в изоляции, и появление газовых пузырьков в масле может приводить к воз- 113
никновению ползущих разрядов в изоляции или пробоя маслобарьерной изоляции. Поэтому при работе газового реле на сигнал вследствие попадания воздуха в бак, что устанавливается на основании химического анализа газа из газового реле, трансформаторы (реакторы) напряжением 330 кВ и выше необходимо выводить из работы до полного удаления воздуха из бака и устранения причины появления воздуха. Трансформаторы на более низкие напряжения могут быть оставлены в работе при условии наблюдения за их работой и последующим выделением газа. При учащении появления газа в реле и работы защиты на сигнал трансформатор следует отключить. 5.3.23. В случае автоматического отключения трансформатора (реактора) действием защит от внутренних повреждений трансформатор (реактор) можно включать в работу только после осмотра, испытаний, анализа газа, масла и устранения выявленных нарушений. В случае отключения трансформатора (реактора) защитами, действие которых не связано с его повреждением, он может быть включен вновь без проверок. Газовая и дифференциальная защиты на трансформаторе (реакторе) работают при внутренних повреждениях трансформатора. В зону действия дифференциальной защиты входят также вводы и часть ошиновки. В случае автоматического отключения трансформатора действием защит от внутренних повреждений, необходимо включить резервный трансформатор, провести внешний осмотр и проверку отключенной трансформаторной установки для выяснения причин отключения трансформатора (реактора). Включение отключенного трансформатора возможно только после его осмотра, испытаний, анализа масла, проверки газа из газового реле и устранения неисправностей. Включать в работу трансформатор, имеющий признаки повреждений, не допускается. Если трансформатор не имеет признаков повреждения, а его отключение произошло от устройств релейной защиты или электроавтоматики, действие которых не связано с его повреждением, трансформатор после устранения причины отключения может быть включен в работу без предварительных проверок и испытаний. 5.3.24. Трансформаторы мощностью 1МВ-А и более и реакторы должны эксплуатироваться с системой непрерывной регенерации масла в термосифонных или адсорбционных фильтрах. Масло в расширителе трансформаторов (реакторов), а также в баке или расширителе устройства РПН должно быть защищено от непосредственного соприкосновения с окружающим воздухом. У трансформаторов и реакторов, оборудованных специальными устройствами, предотвращающими увлажнение масла, эти устройства должны быть постоянно включены независимо от режима работы трансформатора (реактора). Эксплуатация указан- 114
ных устройств должна быть организована в соответствии с инструкциями завода-изготовителя. Масло маслонаполненных вводов должно быть защищено от окисления и увлажнения. Масло в трансформаторах и в маслонаполненных вводах является охлаждающей средой и изоляцией. Состояние изоляционных свойств масла оказывает определяющее влияние на электрическую прочность изоляции обмоток и вводов трансформатора и на их срок службы. Во время эксплуатации масло во вводах и трансформаторах вследствие старения и увлажнения теряет свои первоначальные свойства, что приводит к отложению шлама на изоляции и ее увлажнению. В целях поддержания необходимого качества изоляционного масла в процессе эксплуатации масло в трансформаторах мощностью 1 МВ-А и выше должно подвергаться непрерывной регенерации с помощью термосифонных или адсорбционных фильтров. Для уменьшения увлажнения масла и изоляции трансформатора масло в расширителе должно быть защищено от соприкосновения с окружающим воздухом с помощью воздухоосушителя с масляным затвором или другого устройства, воздухоосушители также должны быть установлены на вводах негерметичного исполнения. Сорбент в фильтрах необходимо периодически контролировать и заменять свежим. Замена сорбента в воздухоосушительных фильтрах производится при изменении окраски части зерен индикаторного сорбента на розовый цвет, а сорбента в термосифонных (адсорбционных) фильтрах - в случае потери адсорбционной способности (изменения характеристик масла - повышение кислотного числа, кислой реакции масла и др.). При значительном ухудшении качества и появлении кислой реакции масла последнее с помощью термосифонных фильтров восстановить уже, практически, невозможно и потребуется его смена. Масло герметизированных вводов специального ухода и проверки не требует, так как хорошо защищено от старения и увлажнения путем герметизации ввода. В процессе эксплуатации необходимо следить за наличием необходимого давления в этих вводах, которое может упасть из-за возникновения течей масла вследствие старения уплотняющих материалов. Устройства контроля изоляции вводов должны постоянно находиться в работе. При защите масла в трансформаторах с помощью азота необходимо периодически контролировать газоплотность системы по внешнему виду эластичных емкостей, наличию необходимого избыточного давления газа и производить периодическую подпитку азотом. При низких температурах окружающего воздуха эластичные емкости теряют свои качества, и необходимо принимать меры для обогрева шкафов с эластичными емкостями при температурах окружающего воздуха ниже минус 30 °С. В трансформаторах с пленочной защитой масла в расширителе необходимо периодически проверять газосодержание масла, что позволяет судить о состоянии пленки. 115
5,3.25. Включение в сеть трансформатора (реактора) должно осуществляться толчком на полное напряжение. Трансформаторы, работающие в блоке с генератором, могут включаться вместе с генератором подъемом напряжения с нуля. При включении трансформатора толчком на полное напряжение в трансформаторе может возникнуть весьма большой кратковременный бросок тока намагничивания, превышающий в десятки раз ток намагничивания холостого хода при нормальной работе, а в реакторе - ток, превышающий в несколько раз номинальный ток реактора. Так как после включения ток намагничивания не превышает в крупных трансформаторах доли процента, а в мелких трансформаторах - нескольких процентов номинального тока трансформатора, то максимальное значение броска намагничивающего тока в худшем случае не превышает нескольких кратностей номинального тока трансформатора. С точки зрения стойкости обмоток к токам КЗ броски тока намагничивания в трансформаторах и токи при включении реакторов безопасны, так как обмотки их рассчитаны на большие кратности токов. Защита трансформаторов и реакторов отстраивается от упомянутых бросков тока с помощью применения соответствующих устройств (насыщающихся трансформаторов тока и др.). При включении на полное напряжение в обмотках могут возникнуть перенапряжения вследствие неравномерного распределения напряжения на включаемой обмотке и возникновения переходных процессов в обмотках. Указанные перенапряжения для обмоток безопасны, так как их изоляция рассчитывается на значительные перенапряжения. Поэтому включение всех трансформаторов и реакторов в сеть толчком на полное напряжение является совершенно безопасным, оно может производиться без предварительного прогрева трансформатора и реактора вне зависимости от времени года и температуры масла трансформатора и реактора. Указанное распространяется также на включение трансформаторов и реакторов после монтажа и капитального ремонта. Однако следует иметь в виду, что если обмотка трансформатора не используется (работает без нагрузки), то на ней могут наводиться опасные перенапряжения при воздействии грозовых и коммутационных перенапряжений на трансформаторе. Поэтому обмотки НН и СН трансформаторов, включаемых толчком со стороны ВН, должны быть соединены в звезду или треугольник и защищены от перенапряжений, если к обмотке не подключена кабельная линия длиной не менее 30 м (без коммутационной аппаратуры) вне зависимости от длительности работы этой обмотки на холостом ходу. Защита неиспользуемых обмоток выполняется согласно п. 5.11.15. Трансформаторы, смонтированные по схеме блока с генератором, могут включаться вместе с генератором подъемом напряжения с нуля или толчком. При повышении напряжения с нуля возбуждение на генераторе следует увеличивать после достижения генератором номинальной частоты вращения во избежание перевозбуждения магнитопровода трансформатора. 116
5.3.26. Осмотры трансформаторов (реакторов) без отключения производятся в сроки, устанавливаемые техническим руководителем энергообъекта в зависимости от их назначения, места установки и технического состояния. В целях своевременного обнаружения и устранения в трансформаторах и реакторах неисправностей, которые при дальнейшем развитии могли бы привести к повреждениям, производятся периодические внешние осмотры трансформаторных и реакторных установок. Осмотры также должны производиться в случае резкого изменения погоды, стихийных явлений или действия сигнализации о ненормальных явлениях в трансформаторах и реакторах или их системах охлаждения. При осмотре трансформаторов (реакторов) необходимо обращать внимание на уровень масла в расширителе по показаниям маслоуказателя, которые должны соответствовать температуре верхних слоев масла в баке, а также на уровень масла во вводах и в баках контакторов и давление во вводах (для герметичных вводов). Одновременно следует проверять отсутствие течей масла в местах уплотнений трансформатора: под крышкой, радиаторами, кранами, задвижками и охладителями. При внимательном осмотре вводов могут быть обнаружены их загрязнение, появление на поверхностях трещин, сколов и другие дефекты. У трансформаторов (реакторов) с искусственным охлаждением проверяется исправность работы вентиляторов дутья, насосов и охладителей. Изменение гула трансформатора (реактора) по сравнению с обычным, появление периодических разрядов внутри бака (могут быть услышаны при отключенной системе дутья) может свидетельствовать об обрыве заземлений деталей акгавной части внутри бака, работе трансформатора в неполнофазном режиме (обрыв цепи одной из фаз со стороны питания), распрессовке магнитопровода или возникновении повреждения. При возникновении сомнений в нормальной работе трансформатора (реактора) следует на некоторое время отключить двигатели системы охлаждения и провести более внимательное прослушивание трансформатора (реактора) или установить усиленное наблюдение за его работой. При осмотре необходимо проверить показания приборов, указывающих температуру верхних слоев масла трансформатора и реактора, температуру масла на входе и выходе из охладителей и давления масла и воды на охладителях при принудительном масловодяном охлаждении, а также число работающих охладителей. В закрытых трансформаторных установках проверяется состояние дверей и замков, освещения, вентиляции, перекрытий, а также температура воздуха в помещении. Указанные выше осмотры проводятся дежурным персоналом. Кроме того, трансформаторные установки должны периодически осматриваться более квалифицированным персоналом, отвечающим за эксплуатацию в целом. 5.3.27. Ремонты трансформаторов и реакторов (капитальные, текущие) и их составных частей (РПН, система охлаждения и др.) выполняются по мере необходимости в зависимости от их технического состояния, определяемого испытаниями и внешним осмотром. 117
Сроки ремонта устанавливаются техническим руководителем АО-энерго (энергообъекта). Текущие ремонты трансформаторов выполняются в целях проверки их технического состояния и поддержания работоспособности, в том числе с заменой наиболее подверженных износу узлов и деталей. В зависимости от качества оборудования, срока его работы, условий эксплуатации, а также требований инструкции завода-изготовителя техническим руководителем АО-энерго (энергообъекта) устанавливается периодичность текущих ремонтов трансформаторов. Кроме текущего ремонта трансформаторов с устройствами РПН, производится внеочередной ремонт после определенного количества операций по переключению в соответствии с указаниями заводских инструкций или по результатам испытаний. При текущем ремонте производится осмотр, чистка и устранение обнаруженных дефектов, поддающихся ликвидации на месте, включая очистку загрязненной внешней изоляции. Проводится комплекс работ по уходу за трансформаторным маслом (спуск грязи из расширителя, доливка масла, проверка соответствия уровня масла в расширителе отметке на маслоуказателе, проверка и смена сорбента в термосифонных и адсорбционных фильтрах и воздухоосушителях). Проверяются отсечные клапаны, спускной кран, уплотнения и целостность мембраны выхлопной трубы. Осматриваются охлаждающие устройства, проверяются подшипники вентиляторов и масляных насосов, производится смена смазки подшипников двигателей и проверяется герметичность масляно-водяных охладителей избыточным давлением. Проверяется система азотной зашиты. Проверяются маслонаполненные вводы, производится отбор пробы масла из негерметичных вводов, доливка масла, смена масла в масляном затворе, замена сорбента в воздухоочистителе. При текущем ремонте производится проверка газовой защиты, приборов для измерения температуры масла, устройств автоматики и сигнализации системы охлаждения и пожаротушения, а также устройств защиты и вторичных цепей трансформатора. Проверяются и ремонтируются устройства регулирования напряжения под нагрузкой (привод, контактор) и производится прокрутка переключателей регулирования без возбуждения. Проводятся установленные измерения и испытания изоляции. 5.3.28. Профилактические испытания трансформаторов (реакторов) должны быть организованы в соответствии с «Объемом и нормами испытания электрооборудования» и заводскими инструкциями. В целях проверки состояния изоляции и масла и своевременного обнаружения в трансформаторе развивающихся дефектов проводятся профилактические (межремонтные) испытания трансформаторов согласно объему и нормам испытаний электрооборудования. 118
Во время этих испытаний особое внимание уделяется проверке характеристик изоляции обмоток и масла (сопротивление изоляции, 1%8 и др.), так как они в наибольшей степени претерпевают изменения в условиях эксплуатации вследствие старения и увлажнения изоляции, а также состоянию устройства РПН. Одним из наиболее информативных методов диагностики состояния силовых трансформаторов, позволяющих выявить возникающие дефекты на ранней стадии, является хромотографический анализ растворенных в масле газов. Также при профилактических испытаниях производится проверка изоляции и масла негерметизированных вводов, так как они достаточно быстро увлажняются в процессе эксплуатации, масло в них быстро стареет, а в изоляции могут развиваться перекрытия по поверхности вводов из-за повышенных токов утечки, связанных с увлажнением наружных слоев изоляции остова вводов. В целях получения наиболее полной информации о состоянии силового трансформатора на момент проведения профилактического обследования и, как следствие этого, сокращения материальных затрат, связанных с проведением ремонтов (а иногда и замены) трансформатора, рекомендуется проводить комплексное обследование силовых трансформаторов с привлечением специализированных организаций. Данный вид обследования исходя из опыта эксплуатации силовых трансформаторов наиболее целесообразен: - для трансформаторов, отработавших нормативный срок службы - с целью принятия решения о возможности дальнейшей работы и условиях, при которых эта работа возможна; - для трансформаторов, отработавших 8-12 лет - с целью принятия решения о необходимости и объеме капитального ремонта; - для трансформаторов, результаты периодических испытаний которых выходят за нормируемые значения, или при других показаниях, свидетельствующих о наличии внутреннего дефекта.
Глава 5.4 РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА 5.4.1. Электрооборудование распределительных устройств (РУ) всех видов и напряжений по номинальным данным должно удовлетворять условиям работы как при номинальных режимах, так и при коротких замыканиях, перенапряжениях и нормированных перегрузках. Персонал, обслуживающий РУ, должен располагать схемами и указаниями по допустимым режимам работы электрооборудования в нормальных и аварийных условиях. Распределительные устройства напряжением 330 кВ и выше должны быть оснащены средствами биологической защиты в виде стационарных, переносных или инвентарных экранов, а также средствами индивидуальной защиты. Персонал, обслуживающий РУ 330 кВ и выше, должен располагать картой распределения напряженности электрического поля на площадке ОРУ на уровне 1,8 м над поверхностью земли. Номинальные и другие параметры, на которые рассчитано оборудование, содержатся в технической документации, поставляемой заводами-изготовителями совместно с этим оборудованием, и на заводских щитках, закрепленных на оборудовании. Номинальным током называется наибольший допустимый по условиям нагрева токоведущих частей и изоляции ток, при котором оборудование может работать неограниченно длительное время. Под номинальным напряжением понимается междуфазное напряжение сети. Номинальный ток отключения выключателя - это наибольший ток (действующее значение периодической составляющей в момент размыкания контактов), который выключатель способен отключать при наибольшем рабочем напряжении. Допустимое без осмотра и ремонта дугогасительного устройства число операций отключения (О) и включения (В) при токах короткого замыкания и при нагрузочных токах (коммутационная износостойкость) указывается в технической документации. Номинальный ток отключения выключателей нагрузки должен быть равен их номинальному току. Для выключателей нагрузки используется дополнительный па- 120
раметр - наибольший ток отключения. Число допустимых отключений указывается в эксплуатационной документации. Номинальная нагрузка трансформатора тока и напряжения - это нагрузка подключенных ко вторичным обмоткам приборов, при которой погрешность не выходит за пределы, установленные для измерительных трансформаторов данного класса. В РУ с упрощенной схемой без выключателей на стороне высшего напряжения отделители и разъединители используются для отключения в нормальном режиме намагничивающего тока силовых трансформаторов и зарядного тока воздушных и кйбельных линий. При работе электроустановок в нормальном режиме происходит нагрев оборудования. Нагрев возникает в результате потерь мощности, которые слагаются из потерь, зависящих от активного сопротивления токоведущих частей, из потерь, вызванных вихревыми токами и вследствие перемагничивания в металлических частях, главным образом, в активных частях и корпусах оборудования, в арматуре и конструкциях, из потерь в магнитопроводах измерительных трансформаторов, а также из потерь в диэлектриках. Наибольшая допустимая температура различных частей оборудования, а также ее превышение над температурой окружающей среды ограничены нормами, установленными исходя из требований обеспечения надежной работы контактов экономически оправданного срока службы изоляции, недопущения ухудшения механических свойств металла (пружин, обеспечивающих контактное нажатие), а также экономически целесообразного минимума потерь мощности. Превышение на длительное время этих норм влечет за собой для контактов - увеличение переходного сопротивления с возможным последующим их оплавлением, что может привести к повреждению оборудования, для изоляции - ускоренное тепловое старение и т.д. Нормы нагрева зависят от назначения и конструкции токоведущих частей оборудования, а также от свойств их изоляции. Допустимые температуры нагрева и допустимые превышения температур над эффективной (расчетной) температурой окружающего воздуха токоведущих частей аппаратов в соответствии с ГОСТ 8024-90 приведены в табл. 5.4.1. При температуре окружающего воздуха ниже 40 °С допускается длительное увеличение тока нагрузки аппаратов в пределах до 20 % номинального значения при условии, что наибольшая температура нагрева его частей не превышает данных ГОСТа. Степень допустимого увеличения нагрузки в этих случаях должна быть указана в местных инструкциях. При повышении температуры окружающего воздуха, сверх расчетной температуры 40 °С, ток нагрузки аппаратов должен быть снижен по сравнению с номинальным значением в соответствии с указаниями инструкций заводов-изготовителей. При эксплуатации оборудования следует контролировать, если это возможно, не только абсолютную температуру токоведущих частей и других частей оборудования, но и превышение этой температуры над температурой окружающей среды. Если абсолютная температура не выше допустимой, но ее превышение выходит за пределы нормы, это свидетельствует о ненормальном тепловом режиме оборудования, в частности о нарушениях процесса отвода тепла, о неисправностях в системе охлаждения. 121
Таблица 5.4.1 Допустимые температуры нагрева токоведущих частей аппаратов Наименование частей аппаратов и материалов, из которых они изготовлены 1, Контакты 1.1. Из меди и медных сплавов без покрытий: в воздухе в элегазе в изоляционном масле с накладными пластинами из серебра: в воздухе в элегазе в изоляционном масле с покрытием серебром или никелем: в воздухе в элегазе в изоляционном масле 1 с покрытием серебром, не менее 24мкм: в воздухе, стыковые с покрытием оловом: в воздухе в элегазе в изоляционном масле 1 1.2.Металлокерамические вольфрамо-и молибденосодер- жащие в изоляционном масле: на основе меди на основе серебра 1 2. Соединения (кроме сварных и паяных) 2.1. Из меди, алюминия и их сплавов: без покрытий: в воздухе в элегазе в изоляционном масле с покрытием оловом: в воздухе в элегазе в изоляционном масле 1 2.2. Из меди и медных сплавов с покрытием серебром: в воздухе в элегазе | в изоляционном масле Наибольшая допустимая температура нагрева, °С 75 90 80 120 120 90 105 105 90 120 90 90 90 85 90 90 105 100 | 105 105 100 115 115 ! 100 Допустимое превышение температуры над температурой окружающего воздуха +35 °С, °С 35 50 40 80 80 50 65 65 50 80 ел ел и» О О О 45 50 50 65 60 65 65 60 75 75 60 122
Окончание табл. 5.4.1 Наименование частей аппаратов и материалов, из которых они изготовлены 1 с покрытием никелем: в воздухе в элегазе в изоляционном масле 2.3. Из алюминия и его сплавов: с покрытием серебром или никелем: в воздухе в элегазе в изоляционном масле 3. Выводы 3.1. Выводы аппаратов из меди, алюминия и их сплавов, предназначенные для соединения с внешними проводниками электрических цепей: без покрытия с покрытием оловом, никелем или серебром 4. Металлические детали или детали из изоляционных материалов, соприкасающихся с маслом, за исключением контактов 5. Масло для масляных коммутационных аппаратов в верхнем слое 6. Токоведущие (за исключение контактов и контактных соединений) и нетоковедущие металлические части, не изолированные и не соприкасающиеся с изоляционными материалами Наибольшая допустимая температура нагрева, °С 115 115 100 115 115 100 90 105* 100 90 120 Допустимое превышение температуры над температурой окружающего воздуха+35 °С, °С 75 75 60 75 75 60 | 50 65* 60 | 50 60 Примечание. * Указанное значение температуры относится к случаю отсутствия серебряного покрытия на контактной части внешнего проводника. При наличии на контактной поверхности внешнего проводника серебряного покрытия наибольшую допустимую температуру нагрева вывода принимают равной 120 °С. Оборудование РУ должно отвечать требованиям элеюродинамической и термической стойкости при КЗ. Электродинамическое воздействие тока КЗ вьфажается в возникновении механических сил притяжения или отталкивания между проводниками и токоведущими частями оборудования. Способность оборудования противостоять этим силам без повреждения характеризуется номинальным током электродинамической стойкости. Электродинамическая стойкость частей оборудования и проводников зависит от их размеров, конфигурации, материала, взаимного расположения и расстояния между ними, длины проле- 123
та между точками закрепления, а также от механической прочности опорных и проходных изоляторов. При прохождении сквозного тока КЗ в проводниках и токоведущих частях оборудования происходит интенсивное выделение тепла, температура их быстро повышается и выходит за пределы, установленные для номинального режима. Во избежание повреждения проводников и частей оборудования (расплавление проводников, оплавление контактов, выгорание изоляции, потеря механической прочности и т.п.) проводники и оборудование рассчитываются и конструируются с учетом того, что допустимая кратковременно конечная температура не должна превосходить для неизолированных медных и латунных токоведущих частей 300 °С, для неизолированных алюминиевых частей - 200 °С, для силовых кабелей с медными и алюминиевыми жилами и изоляцией ПХВ и резиновой- 150 °С, полиэтиленовой - 120 °С, сбумажной пропитанной изоляцией - 200 °С. Обеспечение указанных норм кратковременного нагрева достигается соответствующим выбором сечения токоведущих частей с учетом времени отключения тока КЗ. Способность оборудования без повреждения противостоять кратковременному тепловому воздействию тока КЗ называется его термической стойкостью и характеризуется номинальным током термической стойкости при определенной длительности протекания тока. Длительность (Г з) прохождения предельного тока термической стойкости (1т) принята 1 с или 2 с. Допускается использовать выключатели при времени короткого замыкания (, превышающем нормированное ^ с одновременным уменьшением значения кратковременно выдерживаемого тока (тока термической стойкости) /т до значения 10 определяемого по формуле '■"'^ При Кг з /, принимается равным /т. Такое же время должно быть принято и для гарантируемого заводами номинального тока термической стойкости остального оборудования. Иногда в паспортных данных коммутационных аппаратов (за исключением короткозамыкателей) указывается десятисекундное значение этого тока, а для трансформаторов тока - односекундное значение. Для проверки десяти- и односекундные значения могут пересчитываться на одно-, двух- и трехсекундные. Для короткозамыкателей заводы дают двухсекундное значение тока термической стойкости, что соответствует реальным условиям их работы. Ограничение тока КЗ может достигаться применением секционных и линейных реакторов, используемых преимущественно на напряжении 6-10 кВ. Вследствие малого активного сопротивления потери мощности и напряжения при прохождении через реактор рабочего тока незначительны. При сквозном токе КЗ реактор за счет своего большого индуктивного сопротивления существенно ограничивает этот ток, что уменьшает одновременно снижение напряжения на шинах. 124
Электрическое поле РУ 330 кВ и выше оказывает неблагоприятное биологическое воздействие на человека. Человек подвергается воздействию самого поля и искровых разрядов, возникающих во время прикосновения к заземленным частям оборудования, конструкциям и изолированным от земли корпусам машин и механизмов. Воздействие электрического поля на человека зависит от напряженности поля и длительности пребывания в нем. Воздействие разрядов зависит от энергии разряда, увеличивающегося с увеличением напряженности электрического поля. Разряды особенно опасны при работе на высоте, так как они могут стать причиной непроизвольной двигательной реакции человека. Все вышеизложенное относится к пространству, где напряженность электрического поля превышает 5 кВ/м (зона влияния). Работы в зоне влияния должны выполняться, как правило, с применением средств биозащиты. Рабочие места операторов машин и механизмов при работе в зоне влияния должны быть оборудованы экранами. Передвижные мастерские и лаборатории для испытаний оборудования высокого напряжения должны иметь экранированные кузова, кабины и ремонтные приспособления с экранированными площадками. Шкафы управления и агрегатные шкафы воздушных выключателей, ящики зажимов, силовые распределительные шкафы, шкафы вторичных цепей, фильтры присоединений и другие устройства, обслуживание которых производится в зоне влияния, оборудуются стационарными экранами. Пешеходные дорожки должны быть экранированы. Телефонные аппараты размещаются либо под экранами пешеходных дорожек, либо в отдельных экранированных кабинах, расположенных рядом с этими дорожками; ОРУ оснащаются переносными экранами, выполненными в виде навесов и предназначенными для экранирования персонала при работах, выполняемых без подъема на оборудование или конструкции и вне зоны действия стационарных экранов. Переносные экраны должны иметь специальные зажимы для подсоединения к ним заземляющих проводников, выполненных из гибкого медного провода длиной не менее 4 м и сечением не менее 4 мм2. Люльки гидроподъемников и телескопических вышек, а также рабочее место оператора снабжаются съемными экранами. Экраны должны защищать людей со всех сторон полностью, оставляя только рабочий проем. Масса переносного экрана не должна превышать 15 кг. Когда установка экранов невозможна, люди в РУ должны работать в экранирующей одежде. Исключение составляют работы в цепях напряжением менее 1000 В без снятия напряжения и работы при температуре окружающей среды выше 30°С. Экранирующая одежда является наиболее экономичным средством защиты персонала подстанций от влияния электрического поля. Она выпускается в трех модификациях: экранирующий костюм для ремонтников, экранирующий халат для дежурного персонала и зимняя экранирующая одежда. В комплект экранирующей одежды входит специальная обувь (электропроводящая или с электропроводящей подошвой), экранирующие перчатки, каска и экран для лица. 125
5.4,2» Класс изоляции электрооборудования должен соответствовать номинальному напряжению сети, а устройства защиты от перенапряжений - уровню изоляции электрооборудования. При расположении электрооборудования в местностях с загрязненной атмосферой на стадии проектирования должно быть выбрано оборудование с изоляцией, обеспечивающей надежную работу без дополнительных мер защиты. При эксплуатации оборудования с негрязестойкой изоляцией в местах с загрязненной атмосферой должны быть осуществлены меры, обеспечивающие надежную работу изоляции: в открытых распределительных устройствах (ОРУ)-усиление, обмывка, очистка, покрытие гидрофобными пастами; в закрытых распределительных устройствах (ЗРУ) - защита от проникновения пыли и вредных газов; в комплектных распределительных устройствах (КРУ) наружной установки - уплотнение шкафов, обработка изоляции гидрофобными пастами и установка устройств электроподогрева с ручным или автоматическим управлением. Диэлектрические свойства изоляторов, подвергающихся загрязнению, характеризуются длиной пути утечки, т.е. наименьшим расстоянием по поверхности изоляции между металлическими частями разного потенциала. Нормируется также удельная длина тока утечки, представляющая собой отношение длины пути тока утечки к наибольшему рабочему линейному напряжению, см/кВ. Изоляторы отечественного производства подразделяются на две категории: А - нормальная изоляция; Б - усиленная. Удельная длина пути тока утечки, см/кВ, составляет (не менее): для категории А для категории Б нейтраль заземлена 1,5 2,25 нейтраль изолирована 1,7 2,6 Электрооборудование должно иметь изоляцию класса, соответствующего номинальному напряжению, что в нормальных условиях обеспечивает надежную эксплуатацию при рабочих напряжениях, не превосходящих наибольшие допустимые. При эксплуатации РУ следует учитывать, что стандартная изоляция их оборудования предназначена для работы при максимальной температуре окружающего воздуха не выше 40 °С и высоте над уровнем моря не более 1000 м. В районах с загрязненной атмосферой проектами ОРУ должно предусматриваться оборудование с усиленной изоляцией, т.е. с большей длиной пути токов утечки. В процессе эксплуатации электрооборудование подвергается воздействию коммутационных и атмосферных перенапряжений. Защита электрооборудования от пе- 126
ренапряжений осуществляется с помощью специальных устройств. Сведения об этих устройствах и их эксплуатации приведены в гл. 5.11. Эксплуатация внешней изоляции электрооборудования и РУ в целом существенно усложняется в условиях загрязнения. В действующих РУ усиление изоляции выполняют путем замены изоляторов на грязестойкие либо включением в изоляционную конструкцию (гирлянда, опорный изолятор, ввод) дополнительных элементов. Особое место занимает защита изоляции КРУН, где происходят массовые перекрытия изоляторов из-за загрязнения и увлажнения в результате конденсации влаги на их поверхности. Повышение надежности достигается путем создания в шкафах КРУН микроклимата (регулируемых систем подогрева и вентиляции), созданием некоторого избыточного давления или применением гидрофобных паст. Большинство загрязняющих веществ, отлагающихся на поверхности изоляторов, в сухом состоянии незначительно сказывается на их разрядных характеристиках. Однако при моросящем дожде, тумане или мокром снеге загрязняющий слой становится проводящим. Увлажнение загрязняющего слоя может происходить и в результате конденсации влаги на поверхности изолятора. В зависимости от тока утечки, обусловленного свойствами загрязняющего вещества и степенью его увлажнения, будет происходить либо подсыхание загрязняющего слоя, либо возникновение разрядов на поверхности изолятора, а в дальнейшем - его перекрытие. Во время эксплуатации систематически производится очистка изоляторов на отключенном оборудовании путем протирки их вручную. В ЗРУ 6-10 кВ некоторое применение находит очистка изоляторов под напряжением с помощью пылесоса и полых штанг из изоляционного материала со специальными наконечниками в виде фигурных щеток. Для ОРУ применяется также обработка поверхности изоляторов гидрофобными пастами, обволакивающими частицы загрязненного вещества, вследствие чего частицы оказываются изолированными одна от другой. Кроме того, поскольку гидрофобная паста обладает водоотталкивающими свойствами, на поверхности изоляторов не образуется сплошной водяной пленки. В отдельных случаях применяется подогрев изоляторов путем установки у их основания нагревательных элементов с отражателями. Вот почему в условиях загрязнения вводы силовых трансформаторов, подогреваемые теплом, выделяющимся в работающем трансформаторе, перекрываются значительно реже, чем вводы выключателей и изоляторы разъединителей. Эффективным методом очистки фарфоровых и стеклянных изоляторов ВЛ 3-500 кВ является обмыв их струей воды. Обмыв изоляторов может производиться непрерывной струей воды низкого (менее 1,0 МПа) или высокого (более 1,0 МПа) давления. При обмыве изоляции струей воды давлением 1,5-2,5 МПа на выходе (диаметр насадки 4-6 мм) достигается экономичный расход воды, а усилия на конце струи достаточны для смыва плотных загрязнений. Эффективным методом очистки внешней изоляции электрооборудования 35-750 кВ является обмыв изоляции струей воды без отключения оборудования. Технология об- 127
мыва основана на результатах специальных исследований электрических и гидродинамических испытаний и подтверждена многолетним практическим опытом. Этот способ очистки изоляции позволяет смывать, практически, все виды загрязнений. Основные организационные и технические мероприятия по проведению этой работы приведены в Типовой инструкции по обмыву внешней изоляции электрооборудования ОРУ 220, 330 , 500 и 750 кВ псд напряжением (М.: АО «Фирма ОРГРЭС», 1999). Обмыв изоляции должен производиться специально обученным персоналом энергопредприятий. Обучение персонала и оказание практической помощи по внедрению обмыва осуществляют специализированные организации, например, АО «Фирма ОРГРЭС». 5.43. Температура воздуха внутри помещений ЗРУ в летнее время должна быть не выше 40 °С. В случае ее превышения должны быть приняты меры к понижению температуры оборудования или охлаждению воздуха. Температура в помещении комплектных распределительных устройств с элегазовой изоляцией (КРУЭ) должна быть в пределах требований эксплуатационной технической документации изготовителя. Электрооборудование рассчитывается на длительную работу в номинальном режиме при среднесуточной температуре окружающего воздуха 35 °С. Температура внутри помещений ЗРУ зависит как от температуры наружного воздуха, так и от количества тепла, выделяемого шинами, реакторами, а также выключателями, разъединителями, конструкциями, шинодержателями и т.д. Уменьшение выделения тепла может достигаться путем снижения нагрузки на шины. Для того, чтобы температура оборудования и шин в ЗРУ не превышала допустимой, выделяющееся тепло посредством естественной пршочно-вытяжной вентиляции должно отводиться наружу помещения. Вентиляционные отверстия для притока воздуха располагаются несколько выше уровня пола, вытяжные - в верхней части помещения. Если естественная вентиляция не обеспечивает отвода тепла, устраивают принудительную. КРУЭ рассчитаны на длительную работу при температуре окружающего воздуха не ниже 5 °С. Поэтому в помещении необходимо применять нагревательные устройства, обеспечивающие эту температуру в зимнее время. 5.4.4. Должны быть приняты меры, исключающие попадание животных и птиц в помещение ЗРУ, камеры КРУ. Покрытие полов должно быть таким, чтобы не происходило образования цементном пыли. Помещение РУ, в котором установлены ячейки КРУЭ, а также помещения для их ремонта и технического обслуживания должны быть изолированы от других помещений и улицы. Стены, пол и потолок должны быть окрашены пыленепроницаемой краской. Уборка помещений КРУЭ должна производиться мокрым или ва- 128
куумным способом. Помещения должны быть оборудованы при- точно-вытяжной вентиляцией с отсосом воздуха снизу. Воздух приточной вентиляции должен проходить через фильтры, предотвращающие попадание в помещение пыли. Помещения с ячейками КРУЭ должны быть оборудованы устройствами, сигнализирующими о недопустимой концентрации элегаза и включающими приточно-вытяжную вентиляцию. В ЗРУ из года в год повторяются случаи перекрытия опорных изоляторов и вводов аппаратуры и трансформаторов вследствие попадания на них крыс и кошек, проникающих через вентиляционные отверстия, неплотно прикрытые двери и незаделанные проемы в местах прохода кабелей. Для предупреждения упомянутых явлений необходимо тщательно заделывать и уплотнять проемы в стенах, перегородках и перекрытиях и систематически контролировать состояние уплотнений, учитывая, что крысы могут их со временем прогрызть. Вентиляционные отверстия необходимо снабжать жалюзи или металлическими сетками с ячейками размером не более 20x20 мм. Цементная пыль, образующаяся со временем в помещениях ЗРУ с бетонными полами в результате истирания поверхности последних, загрязняет изоляцию и размещенную в коридорах управления аппаратуру. В связи с этим широко применяется окраска бетонных полов масляной и другими красками. Особое внимание должно быть обращено на качество и состояние полов в помещениях, где расположены КРУ с выкатными тележками. В этих помещениях происходит разрушение полов в результате выкатывания и перекатывания тяжелых тележек с оборудованием. Так, тележка с выключателем ВЭМ-6 КРУ типа К-Х имеет массу больше 1 т. Обычные бетонные полы и полы, покрытые метлахской плиткой, не выдерживают подобной нагрузки. Для полов повышенной прочности используют в качестве заполнителя гранитную или мраморную крошку. Для выкатывания тележек из шкафов, что является наиболее частой операцией, целесообразно применять направляющие из скрепленных металлических уголков. Помимо сохранения пола, такие направляющие облегчают выкатывание и вкатывание тележек. Изоляция помещений РУ с ячейками КРУЭ и помещений для их ремонта от других помещений и улицы необходима для того, чтобы не нанести вред здоровью персонала в случае аварийного выброса элегаза или его недопустимой утечки из КРУЭ, Особое внимание к изоляции помещения с КРУЭ должно уделяться при размещении РУ над другими помещениями в связи с тем, что элегаз тяжелее воздуха и при утечке может скапливаться в ниже расположенных помещениях. Контроль концентрации элегаза в помещениях КРУ и ЗРУ с элегазовым оборудованием должен согласно п. 5.4.4. ПТЭ осуществляться специальными сигнальными устройствами. При разработке 15-го издания ПТЭ требования пункта 5.4.4 основывались на заверениях различных НИИ о реальном выпуске таких устройств. Однако до настоящего времени они не доработаны. Контроль утечки эле- 129
газа может быть осуществлен по показаниям плотномеров, установленных в каждом объеме КРУЭ и имеющих нормативные уставки допустимого снижения плотности элегаза. 5.4.5, Между деревьями и токоведущими частями РУ должны быть расстояния, при которых исключена возможность перекрытия. Территория ОРУ ограничивается внешним забором и отделяется внутренним ограждением от остальной части подстанции или электростанции. Сажать деревья непосредственно на территории ОРУ нельзя. Деревья за забором и ограждением должны находиться на таком удалении, чтобы в случае падения они не легли верхушками на территорию, занимаемую ОРУ. 5.4.6. Кабельные каналы и наземные лотки ОРУ и ЗРУ должны быть закрыты несгораемыми плитами, а места выхода кабелей из кабельных каналов, туннелей, этажей и переходы между кабельными отсеками должны быть уплотнены несгораемым материалом. Туннели, подвалы, каналы должны содержаться в чистоте, а дренажные устройства - обеспечивать беспрепятственный отвод воды. Пожары в кабельных туннелях в случае их возникновения интенсивно распространяются, трудно поддаются тушению, охватывают силовые и контрольные кабели, что может привести к весьма тяжелым авариям. Пожары часто возникают из-за загорания неубранного строительного и прочего мусора, ветоши, деревянных строительных конструкций. Поэтому в кабельных помещениях запрещается устройство каких- либо временных сооружений, хранение в них материалов и оборудования, особенно неиспользованных кабелей. При перегрузке кабелей, особенно в жаркое время года, возможно появление потеков битумной массы из-под брони кабелей или из-под поливинилхлоридной шланговой оболочки в случае ее повреждения. Потеки эти должны убираться. При появлении в кабельных помещениях масла или масляной эмульсии, мазута или газа необходимо немедленно выяснить причины и источники их попадания и принять меры, предотвращающие подобные явления, и меры по очистке или вентиляции помещений. Следует контролировать заделку всех проемов, особенно проемов, ведущих в шахты, посюльку при незаделанных проемах создается тяга воздуха, недопустимая в случае возникновения пожара. Через проемы могут попадать также искры при огневых работах в смежных помещениях, мусор, непотушенные спички и т.д. По тем же причинам следует контролировать плотность закрытия люков и дверей, как секционных, так и выходных. Для того, чтобы пожар в кабельных каналах РУ не мог распространиться на оборудование, каналы должны быть закрыты несгораемыми, металлическими или железобетонными плитами. 130
Дренажные устройства кабельных туннелей, подвалов и каналов должны увязываться с общей дренажной системой установки, обеспечивающей отвод ливневых вод за пределы территории. При наличии устройства для откачки воды из кабельных туннелей необходимо систематически контролировать его исправность. 5.4.7. Маслоприемники, маслосборники, гравийные подсыпки, дренажи и маслоотводы должны поддерживаться в исправном состоянии. Маслоприемники и гравийные подсыпки под маслонаполненным оборудованием, дренажи, маслоотводы и маслосборники сооружаются с целью ограничения распространения пожара при повреждении маслонаполненных трансформаторов (реакторов) с массой масла более 1 т в одном баке и баковых выключателей 110 кВ и выше, сопровождающегося растеканием горящего масла. При протекании горящего масла через слой гравия температура его снижается и затрудняется доступ к нему воздуха, что приводят к прекращению пожара. В процессе эксплуатации гравий загрязняется и слипается, а это снижает его пропускную способность. Поэтому время от времени его нужно взрыхлять, а в случае необходимости заменять. Кроме того, во время капитального ремонта нужно проверять исправность дренажей и маслоотводов, устраняя засоренность труб. При эксплуатации маслоприемных устройств следует иметь в виду, что они предназначены только для аварийных случаев. Сливать в них эксплуатационные и ремонтные отходы масла запрещается. 5.4.8. Уровень масла в масляных выключателях, измерительных трансформаторах и вводах должен оставаться в пределах шкалы мас- лоуказателя при максимальной и минимальной температурах окружающего воздуха. Масло негерметичных вводов должно быть защищено от увлажнения и окисления. В масляных выключателях между поверхностью масла и крышкой имеется так называемое буферное воздушное пространство, сообщающееся с наружным воздухом через газоотводную трубу. При каждом отключении выключателя между его подвижным и неподвижным контактами возникает дуга, вызывающая разложение масла и образование вокруг дуги газовых пузырей. Газовые пузыри, интенсивно увеличиваясь в объеме, вытесняют масло, поднимаясь, заполняют буферное пространство, ослабляя тем самым давление на стенки и дно бака. При уровне масла в баке, выше нормального, буферное пространство, имея меньший объем, окажется не в состоянии скомпенсировать повышение давления в масле, в результате чего может произойти разрыв бака выключателя. Газовые пузырьки, состоящие, в основном, из водорода, после погасания дуг поднимаются вверх и в буферном воздушном пространстве выключателя смешиваются с 131
воздухом, образуя взрывоопасную среду. Чтобы исключить вероятность взрыва, необходимо следить за уровнем масла, не допуская его понижения относительно нормального. При оценке уровня масла в оборудовании нужно учитывать температуру как самого масла, так и окружающего воздуха и предстоящее ее сезонное изменение. Во вводах масляных выключателей, а также в измерительных трансформаторах при уровне масла, ниже нормального, возможно увлажнение изоляционных частей и внутрибаковой изоляции. При уровне масла, выше нормы, масло при повышении температуры может вытесняться наружу. Маслонаполненные вводы наклонной установки с трубочными и рамочными указателями следует устанавливать так, чтобы указатели находились со стороны боковой поверхности расширителя. При этом уровень масла может быть определен наиболее точно. При температуре 15-20 °С уровень масла в маслоуказателе должен составлять 2/3 высоты стекла маслруказателя. В случае отклонения от этого уровня необходимо слить или долить масло во ввод через маслоотборное устройство, предварительно отвернув пробку, уплотняющую отверстие выпуска воздуха из расширителя. Эффективной мерой, предотвращающей проникновение атмосферной влаги во вводы, является оснащение вводов (кроме гидрозатворов) еще и воздухоочистительными фильтрами. Необходимо контролировать состояние индикаторного силикагеля в воздухоосу- шителе, об увлажнении которого свидетельствует изменение цвета силикагеля из ярко- голубого в розовый. Силикагель должен быть заменен при увлажнении приблизительно 3/4 высоты стекла воздухоохладителя. 5.4.9. За температурой нагрева контактных соединений шин в РУ должен быть организован контроль по утвержденному графику. Причинами повышенного нагрева болтовых, сварных и опрессованных соединений может являться образование окисных пленок на контактных поверхностях, ослабление затяжки соединения, нарушение механической прочности соединяемых проводов при сварке соединителя или нарушение режима сварки, вибрационные воздействия и др. Применявшиеся ранее для контроля нагрева контактных соединений термоиндикаторы, термопленки, термосвечи оказались недостаточно эффективными, т.к. требовали отключения оборудования для их нанесения и защиты от атмосферных воздействий или проведения измерений с помощью штанг непосредственно под напряжением и не позволяли выявлять дефекты на ранней стадии их развития. Поэтому в Объемах и нормах испытаний электрооборудования: РД 34.45-51.300-97 предусмотрен контроль теплового состояния контактов коммутационных аппаратов и контактных соединений ошиновки РУ с помощью приборов инфракрасной техники. Эти приборы, обладая высокой разрешающей способностью (0,1 °С) позволяют дистанционно, без снятия напряжения, контролировать тепловое состояние не только 132
контактных соединений ошиновки и коммутационных аппаратов, но и вентильных разрядников, ограничителей перенапряжений, маслонаполненнои аппаратуры, силовых трансформаторов. Широкое использование в энергетике приборов инфракрасной техники является одним из основных направлений развития высокоэффективной системы технической диагностики, которая обеспечила возможность контроля теплового состояния электрооборудования без вывода их из работы, выявление дефектов на ранней стадии развития, сокращение за этот счет сроков и объема ремонтных работ. 5.4.10. Распределительные устройства напряжением 3 кВ и выше должны быть оборудованы блокировкой, предотвращающей возможность ошибочных операций разъединителями, отделителями, выкатны- ми тележками комплектных РУ (КРУ) и заземляющими ножами. Блокировочные замки с устройствами опломбирования должны быть постоянно опломбированы. Схема и объем блокировочных устройств определяются: по РУ, находящимся в ведении диспетчера ОДУ, решением технического руководителя АО-энерго, по остальным РУ - решением технического руководителя энергообъекта. Блокировка разъединителей с выключателями должна запрещать отключение и включение разъединителя при включенном выключателе. Блокировка заземляющих ножей с разъединителями должна исключать как возможность подачи разъединителем напряжения на заземленный участок цепи, так и включение заземляющих ножей на участок цепи, не отделенный разъединителями от участков, находящихся под напряжением. Блокировка заземляющих ножей, находящихся по обе стороны выключателя, выполняется таким образом, чтобы включение заземляющих ножей с одной стороны выключателя оказывалось возможным только при отключенном разъединителе по другую его сторону, а включение разъединителя по одну сторону выключателя оказывалось возможным при отключенных заземляющих ножах по другую сторону выключателя. При подобной схеме исключается возможность подачи напряжения выключателем на заземленный участок цепи. Для однополюсных разъединителей, управляемых посредством оперативной штанги, в схему блокировки включается запор ограждающей их сетки. В КРУ должна выполняться блокировка, запрещающая включение заземляющих ножей сборных шин при рабочем положении тележек выключателей в цепях вводов рабочего и резервного питания, секционного выключателя и их присоединений, а также шкафов выключателей трансформаторов СН, по которым возможна подача напряжения. Блокировка должна запрещать вкатывание в рабочее положение тележек с выключателями упомянутых присоединений при включенных заземляющих ножах сборных шин КРУ. Помимо того, в каждом шкафу КРУ блокировка не должна позволять включение заземляющих ножей присоединения, когда тележка выключателя находится в рабо- 133
чем положении, и не должна позволять вкатывание в рабочее положение тележки при включенных заземляющих ножах. В КРУ блокировка не должна позволять также выкатывать из рабочего положения и вкатывать в это положение тележки с включенными выключателями. На подстанциях с упрощенной схемой без выключателей на стороне высшего напряжения блокировка должна при наличии отделителя запрещать отключение разъединителем тока холостого хода трансформаторов. В тех случаях, когда разъединители установлены с такими же расстояниями между полюсами и от полюсов до заземленных и токоведущих частей, как и у отделителей, надобность в подобной блокировке отпадает. Наиболее распространенными типами блокировок являются механическая, механическая ключевая и электромагнитная. Механическая блокировка, как правило, применяется между разъединителями и пристроенными к ним заземляющими ножами. Это наиболее простое и надежное конструктивное исполнение блокировки. Однако, если по присоединению возможна обратная подача напряжения, такая блокировка в ряде схем не предотвращает включения заземляющих ножей на напряжение или подачу напряжения на включенные заземляющие ножи. Вместе с тем для заземляющих ножей линейных разъединителей со стороны линии возможно применение только такой механической блокировки. Механическая блокировка применяется в шкафах КРУ. Механическая ключевая блокировка основана на применении блок-замка особой конструкции, ключи из которого могут быть вынуты только при определенном положении замка. Блок-замки устанавливаются на приводах выключателей и приводах трех- полюсных разъединителей. Секретные прорези в крышках замков, секретные выступы и паз в ключах выполняются по специальной таблице секретов. Каждое присоединение оснащается замками с одним номером секрета, что не позволяет ключи блок-замков одного присоединения применять на другом. Дополнительные секреты определяют место установки замка на том или ином оборудовании данного присоединения. Преимущество подобной системы блокировки заключается в том, что для ее устройства не требуется прокладка электрических цепей ко всем блокируемым элементам и установка на них блок-контактов. Однако при ее применении выполнение оперативных переключений по времени затягивается, что особенно сказывается в схемах с двумя системами шин и большим числом присоединений. Действие блокировки с двухключевыми блок-замками, применяемой в электроустановках с двумя системами шин, можно проследить на рис. 5.4.1. После отключения выключателя ключ а1 поворачивают на 180°, вынимают из блок-замка, вставляют в свободную крышку блок-замка линейного разъединителя. Затем одновременным поворотом этого ключа и ключа б, блок-замка отпирают и отключают линейный разъединитель. Обратным поворотом обоих ключей блок-замок запирает привод в отключенном положении, после чего можно вынуть освобожденный ключ бг Ключ б, вставляют в свободную крышку блок-замка шинного разъединителя первой рабочей системы шин и, поворачивая его одновременно с ключом ух , отпирают привод и затем отключают разъединитель. 06- 134
ратным поворотом ключей привод запирается в отключенном положении, после чего ключ б1 оказывается закрытым экраном, а освобожденный ключ у} вынимается из замка и помещается в своей крышке в специальной обменной рейке РМН1 (на схеме не показана). Манипуляции с блок-замками при сборке схемы выполняются в обратном порядке. Если перед включением присоединения первая система шин стала резервной, а вторая - рабочей, блокировка позволяет собрать схему присоединения только на вторую систему. Обеспечивается это тем, что ключ у} окажется запертым в рейке РМН1, а ключ у^ для отпирания привода шинного разъединителя второй системы шин можно будет вынуть из своего замка на рейке РМН2. Обменные рейки служат для хранения ключей от блок-замков шинных разъединителей. Ключи могут быть получены из замков обменной рейки соответствующей системы шин только после включения шиносоединительного выключателя и его разъединителей или после включения шинных разъединителей присоединения развилки, замыкаемых при переводе присоединений с одной системы шин на другую при отсутствии шиносоединительного выключателя. Механическая ключевая блокировка делает также невозможным включение выключателя при промежуточном положении разъединителя. В электромагнитной блокировке выполнение условий, разрешающих операции с разъединителями и их заземляющими ножами контролируется электромагнитным замком, в цепь катушки которого включены блок-контакты разъединителей выключателя. Из рис. 5.4.2 видно, что при двух системах шин питание к блок-замку 3-1Р1 (блокирует шинный разъединитель линии на первую систему шин) напряжение подводится, когда: а) отключены выключатель 1В и шинный разъединитель на вторую систему шин 1Р2; б) включены междушинный выключатель ШСВ и его разъединители РШС1 и РШС2, а также включен разъединитель на вторую систему шин 1Р2. Таким образом, при нарушении условий блокировки напряжение к соответствующему блок-замку не подводится, и он не может быть отперт электромагнитным ключом. 135 Рис. 5.4.1. Принципиальная схема двухключевой механической блокировки разъединителей с выключателями при двух системах шин
Рис. 5,4.2. Принципиальная схема электромагнитной блокировки разъединителей с выключателями Электромагнитный блок-замок устанавливается на каждом блокируемом элементе (приводе разъединителей или двери сетчатого ограждения), а электромагнитный переносный ключ для отпирания блок-замков - общий для всего РУ. В настоящее время завод «ЭЛВО» (г. Великие Луки) серийно производит модернизированные устройства электромагнитной блокировки ЗБ-1М с ключом КЭЗ-1М. По сравнению с существующей новая блокировка имеет ряд преимуществ, обладает высокой надежностью и удобна в эксплуатации. В РУ с использованием переменного оперативного тока следует отдавать предпочтение механической ключевой блокировке. В тех случаях, когда она получается слишком сложной, применяют электромагнитную блокировку. При обесточенной подстанции с электромагнитной блокировкой для выполнения операции нужно деблокировать приводы разъединителей и заземляющих ножей, восстанавливая блокировку немедленно после появления напряжения. В РУ одного напряжения блокировка заземляющих ножей и разъединителей на всех присоединениях, как правило, выполняется однотипной. 5.4.11. На столбовых трансформаторных подстанциях, переключательных пунктах и других устройствах, не имеющих ограждений, приводы разъединителей и шкафы щитков низкого напряжения должны быть заперты на замок. Стационарные лестницы у площадки обслуживания должны быть сблокированы с разъединителями и также заперты на замок. 136
Указанные электроустановки не охраняются и для исключения возможности посторонним лицам самовольно оперировать коммутационными аппаратами их приводы или дверцы шкафов, в которых они размещены, должны быть заперты на замок. Запирание блокировочными замками лестниц у столбовых трансформаторных подстанций препятствует подъему посторонних лиц на площадку обслуживания, а также доступу к токоведущим частям, находящимся под напряжением. Блокировка этого замка с приводом выносного линейного разъединителя, установленного на ближайшей опоре, выполняется механической ключевой. Ключ для отпирания лестницы может быть получен из замка на приводе линейного разъединителя только после отключения последнего, что исключает подъем на площадку обслуживания, когда подстанция находится под напряжением. 5.4.12. Для наложения заземлений в РУ напряжением 3 кВ и выше должны, как правило, применяться стационарные заземляющие ножи. В действующих электроустановках, в которых заземляющие ножи не могут быть установлены по условиям компоновки или конструкции, заземление осуществляется с помощью переносных заземлителей. Рукоятки приводов заземляющих ножей должны быть окрашены в красный цвет, а заземляющие ножи, как правило, - в черный. Заземление токоведущих частей путем включения заземляющих ножей более безопасно в случае возможных ошибок, выполняется удобнее и занимает меньше времени, чем наложение переносных заземлений. Кроме того, включение заземляющих ножей может выполняться одним лицом, тогда как наложение переносного заземления разрешается только двум лицам. Следует отметить также, что из года в год повторяются случаи подачи напряжения на неснятые с токоведущих частей переносные заземления. Оснащение РУ стационарными заземляющими ножами позволяет путем их блокировки с разъединителями значительно сократить число указанных случаев. При эксплуатации РУ с заземляющими ножами следует помнить, что проверка отсутствия напряжения перед их включением также обязательна, как и перед наложением переносных заземлений. Заземляющие ножи в РУ следует устанавливать в таких местах, чтобы не требовалось применять переносные заземления, и персонал, работающий на любых участках присоединений и сборных шин, был защищен этими ножами со всех сторон, откуда может быть подано напряжение. Поскольку заземляющие ножи в большинстве случаев пристроены к разъединителям, для выполнения указанных выше условий рекомендуется применять принцип дублирования с тем, чтобы на время ремонта разъединителя с заземляющими ножами токоведущие части могли быть заземлены включением дублирующих ножей, предусмотренных на данном участке присоединения. Применять переносные заземления допускается только при работах на линейном разъединителе, конденсаторе связи, ВЧ заградителе, а также в случаях, когда на ши- 137
нах может появиться наведенное напряжение опасного значения, на время ремонта ЗН, в действующих электроустановках, где ЗН не могут быть установлены по условиям компоновки или конструкции электроустановки. В некоторых КРУ и ЗРУ старых конструкций заземление выполнялось рабочими ножами разъединителей, включаемыми в отключенном положение на стационарные заземляющие контакты. Подобное выполнение недопустимо, так как в случае ошибки при оперативных переключениях одним движением привода разъединителя присоединение разземляется, и на работающих на нем людей подается напряжение. Защемляющие устройства описанной конструкции не должны применяться. Цвет окраски заземляющих ножей электроустановок, находящихся в эксплуатации, устанавливается руководством энергопредприятия, но в пределах РУ одного напряжения цвет должен быть одинаковым. 5.4.13. На дверях и внутренних стенках камер ЗРУ, оборудовании ОРУ, наружных и внутренних лицевых частях КРУ, сборках, а также на лицевой и оборотной сторонах панелей щитов должны быть выполнены надписи, указывающие назначение присоединений и их диспетчерское наименование. На дверях РУ должны быть предупреждающие знаки в соответствии с требованиями «Правил применения и испытания средств защиты, используемых в электроустановках». На предохранительных щитках и (или) у предохранителей присоединений должны быть надписи, указывающие номинальный ток плавкой вставки. На металлических частях корпусов оборудования должна быть обозначена расцветка фаз. Надписи должны быть четкими, бросающимися в глаза, контрастными. На белом фоне стен надписи следует делать черными, на черном фоне дверей - белыми. В ОРУ напряжением 220-750 кВ для лучшей ориентировки обслуживающего персонала надписи, указывающие наименования присоединений, следует выполнять на каждом полюсе аппаратуры с пополюсным управлением и на каждой фазе силовых и измерительных трансформаторов. Для этой цели предпочтительно не только показывать стандартными цветными кружками обозначения фаз, но и окрашивать в цвета фаз арматуру разъединителей, фланцы и расширители измерительных трансформаторов и вводов. В двухэтажных ЗРУ старых конструкций приводы линейного и шинного разъединителей часто установлены по обе стороны ячейки выключателя. При этом приводы разъединителей смежных ячеек оказываются размещенными рядом. Во избежание ошибок при операциях разъединителями следует четко обозначать границы ячеек. Для этого по простенку между ячейками целесообразно наносить краской широкую полосу, отделяющую приводы разъединителей одной ячейки от приводов разъединителей другой. 138
На наружной стороне входных дверей в РУ, дверей камер выключателей и трансформаторов, а также комплектных трансформаторных подстанций укрепляется предупреждающий плакат: «Стой. Напряжение». Такой же плакат должен быть укреплен на сетчатых или сплошных ограждениях токоведущих частей напряжением выше 1000 В, находящихся в производственных помещениях, а также на внешней стороне дверей РУ, щитков, сборок напряжением до 1000 В. При нанесении надписей, указывающих номинальный ток плавкой вставки, не следует смешивать это понятие с номинальным током самого предохранителя. Номинальным током предохранителя называется указанный на нем ток, равный наибольшему из номинальных токов плавких вставок, допустимых к установке в данном предохранителе. Номинальным же током плавкой вставки называется ток, при котором она должна длительно работать, исходя из номинального тока конкретной защищаемой цепи. Этот ток указывается заводом-изготовителем на самой плавкой вставке. 5.4.14. В РУ должны находиться переносные заземления, средства по оказанию первой помощи пострадавшим от несчастных случаев, защитные и противопожарные средства. Для РУ, обслуживаемых оперативно-выездными бригадами (ОВБ), переносные заземления, средства по оказанию первой помощи, защитные первичные и средства пожаротушения могут находиться у ОВБ. Нормы комплектации РУ защитными средствами, к которым относятся и переносные заземления, приведены в Правилах применения и испытания средств защиты, используемых в электроустановках, технические требования к ним (М.: Главгосэ- нергонадзор, 1993). Комплектация РУ переносными заземлениями и другими защитными средствами зависит от оснащенности РУ стационарными заземляющими ножами и принятой организации оперативного обслуживания. Защитные средства в электроустановках должны находиться в качестве инвентарных и при централизованном обслуживании могут входить в инвентарное имущество оперативно-выездных бригад. Распределение защитных средств между электроустановками и оперативно-выездными бригадами производится в соответствии с системой организации эксплуатации и местными условиями исходя из норм комплектации. Это распределение с указанием мест хранения должно быть зафиксировано в списках, утвержденных главным инженером предприятия или начальником сетевого района. Защитные средства, находящиеся в эксплуатации, должны размещаться в специально отведенных местах в помещениях электроустановок, как правило, на щитах управления и у выходов из РУ Все находящиеся в эксплуатации изолирующие защитные средства и переносные заземления должны быть пронумерованы и зарегистрированы в журнале учета и содержания защитных средств. 139
Комплектация средств пожаротушения РУ производится в соответствии с Правилами пожарной безопасности для энергетических предприятий (Челябинск, фирма АТОКСО, 1995). 5,4.15. Осмотр оборудования РУ без отключения от сети должен быть организован: • на объектах с постоянным дежурством персонала: не реже 1 раза в 1 сут; в темное время суток для выявления разрядов, корони- рования - не реже 1 раза в месяц; • на объектах без постоянного дежурства персонала - не реже 1 раза в месяц, а в трансформаторных и распределительных пунктах - не реже 1 раза в 6 мес. При неблагоприятной погоде (сильный туман, мокрый снег, гололед и т.п.) или усиленном загрязнении на ОРУ, а также после отключения оборудования при коротком замыкании должны быть организованы дополнительные осмотры. О всех замеченных неисправностях должны быть произведены записи, и поставлен в известность вышестоящий оперативно- диспетчерский и инженерно-технический персонал. Неисправности должны быть устранены в кратчайший срок. Внешний осмотр токопроводов должен проводиться на электростанциях ежедневно. При изменении окраски оболочки токоп- ровод должен быть отключен. Шкафы управления выключателей и разъединителей, верхняя часть которых расположена на высоте 2 м и более, должны иметь стационарные площадки обслуживания. При осмотрах необходимо обращать внимание на давление воздуха в резервуарах воздушных выключателей, состояние изоляторов и степень их загрязненности, на уровень масла по маслоуказателям, наличие вентиляции колонок воздушных выключателей, наличие подогрева шкафов управления при температуре наружного воздуха ниже 5 °С, плотность закрытия дверей шкафов управления, обледенение аппаратов и присоединенной к ним ошиновки, положение аппаратов (включенное или отключенное по световым или механическим указателям). При осмотрах также выявляются такие неисправности, как чрезмерный нагрев контактных соединений, течи масла, набросы на ошинковке, ненормальный шум в оборудовании и другие. Чрезмерный нагрев контактных соединений наиболее целесообразно определять в темное время суток по их свечению. На крупных объектах при наличии постоянного оперативного персонала обходы различных РУ и осмотр электрооборудования обычно распределяются между сменами, что фиксируется в графике обходов и осмотров. Осмотр выключателя после от- 140
ключения им тока короткого замыкания в электроустановках, обслуживаемых местным оперативным персоналом, должен производиться немедленно. На подстанциях без постоянного оперативного персонала необходимость выезда для осмотра выключателя определяется соотношением между предельным отключаемым током выключателя и фактическим током короткого замыкания, характером действия АПВ (успешное, неуспешное), возможностью подачи напряжения потребителю от другого источника либо повторного включения отключившегося выключателя посредством телеуправления и прочими местными условиями. Порядок выезда оперативно-выездной бригады в этих случаях для осмотра выключателя должен быть определен местными инструкциями. При дополнительных осмотрах в условиях неблагоприятной погоды (сильный туман, мокрый снег, гололед, кислотный дождь) необходимо обращать внимание на отсутствие короны на токоведущих элементах оборудования и разрядов на изоляционных частях. 5.4.16. При обнаружении утечек сжатого воздуха у отключенных воздушных выключателей прекращение подачи в них сжатого воздуха должно производиться только после снятия напряжения с выключателей с разборкой схемы разъединителями. В результате потери давления сжатого воздуха возможно самовключение выключателей. Давление, при котором контакты отделителей выключателей с воздухонаполнен- ным отделителем начинают двигаться на замыкание составляет: выключателей серии ВВН (ВВШ) - 10 кгс/см2 (1,0 МПа); выключателей серии ВВ-4,5-9,0 кгс/см2 (0,45-0,9 МПа). При этом между подвижными и неподвижными контактами отделителей возникает дуга, приводящая к оплавлению контактов и разрушению изоляторов из-за чрезмерного повышения давления. В результате аварийной потери сжатого воздуха из емкостей выключателей ВВБ-110 и ВВБ-220 первых лет выпуска происходит самовключение сопровождающих контактов, в результате чего шунтирующие сопротивления оказываются под напряжением и через них протекает ток. Это приводит к разрушению сопротивлений, не рассчитанных на длительное протекание тока. Возникает электрическая дуга внутри модуля, повреждающая детали контактной системы. Как правило, дуга перебрасывается на корпус модуля и прожигает его. Объем повреждений выключателей при этом так велик, что восстановление их становится практически нецелесообразным. Учитывая это, завод «Электроаппарат» переработал узел механизма сопровождающих контактов, снабдив его фиксирующим устройством, препятствующим включению контактов при потере давления. Однако это устройство не может быть установлено на механизмах сопровождающих контактов первых лет выпуска из-за несоответствия их конструкции. Без фиксирующих устройств было выпущено порядка 2000 шт. ВВБ-110 и 385 шт. ВВБ-220. 141
Давление, при котором контакты дугогасительного устройства выключателей серии ВНВ начинают двигаться на смыкание (давление самовключения) составляет: ВНВ-330-500 - 20 кгс/см2 (2 МПа), ВНВ-750 - 25 кгс/см2 (2,5 МПа). Основной причиной самовключения является разрушение резиновых уплотнений клапанов подвижного и неподвижного контактов гасительных камер. Разрушения резиновых уплотнений влечет за собой разгерметизацию гасительных камер, потерю сжатого воздуха и самопроизвольное включение выключателя, а самовключение выключателей приводит к разрушению аппарата и может быть причиной аварии. Поэтому до снятия напряжения и отключения разъединителей нельзя прекращать подачу воздуха, несмотря на его утечки. 5.4.17. Шкафы с аппаратурой устройств релейной защиты и автоматики, связи и телемеханики, шкафы управления и распределительные шкафы воздушных выключателей, а также шкафы приводов масляных выключателей, отделителей, короткозамыкателей и двигательных приводов разъединителей, установленные в РУ, в которых температура окружающего воздуха может быть ниже допустимого значения, должны иметь устройства электроподогрева. Масляные выключатели должны быть оборудованы устройством электроподогрева днищ баков и корпусов, включаемым при понижении температуры окружающего воздуха ниже допустимой. В масляных баковых выключателях, установленных в районах с низкими зимними температурами окружающего воздуха (ниже минус 25-30 °С), должно применяться арктическое масло или выключатели должны быть оборудованы устройством электроподогрева масла, включаемым при понижении температуры окружающего воздуха ниже допустимой. В стандартах, технических условиях и заводских инструкциях на аппаратуру управления и устройства РЗА указываются предельные температуры, при которых эти устройства могут нормально работать. Например, в стандартах на защитные электрические реле в качестве расчетных условий работы для основного исполнения реле указаны пределы температур окружающего воздуха от минус 20 до 40 °С, а в стандарте на аппаратуру управления для различных ее типов - от 5 до 40 °С и от минус 40 до 40 °С. Зимой при низких температурах сопротивление трения подвижных трущихся частей резко возрастает. Кроме того, даже при наличии небольшого количества влаги в воздухе возможно их смерзание. Это может привести к отказам в работе блоков клапанов воздушных выключателей, расположенных в шкафах управления и распределительных шкафах, а также к отказам в работе приводов масляных 142
выключателей, отделителей, короткозамыкателей и электродвигательных приводов разъединителей, реле. Именно поэтому в стандартах, технических условиях и заводских инструкциях на аппаратуру указываются предельные температуры, обеспечивающие ее нормальную работоспособность, или же требования по включению устройства подогрева. В клапанных устройствах воздушных выключателей могут возникнуть утечки сжатого воздуха. При этом в месте утечки происходит процесс резкого уменьшения давления воздуха и его охлаждения. В этом случае обледенение и примерзание подвижных частей становятся возможными и при положительной температуре воздуха. Такое же резкое уменьшение давления и сильное местное охлаждение имеют место в редукторных клапанах, устанавливаемых в распределительных шкафах воздушных выключателей и служащих для подачи воздуха на вентиляцию внутренних полостей опорной изоляции. Поэтому устройства подогрева шкафов управления и распределительных шкафов воздушных выключателей следует включать уже при температуре окружающего воздуха 5 °С и ниже. Вторая секция обогрева включается при понижении температуры ниже минус 30 °С. Требование обязательной установки устройств подогрева распространяется как на аппаратуру, устанавливаемую на открытом воздухе, так и на аппаратуру, устанавливаемую в отдельно стоящих металлических шкафах (например, в шкафах КРУН). Подогрев шкафов КРУН необходим также для предупреждения выпадения росы на поверхность изоляторов, установленных внутри шкафов. Выпадение росы на изоляторах в КРУН явилось причиной многих аварийных повреждений, поскольку в КРУН применялась изоляция внутренней установки с уменьшенной по сравнению с изоляцией наружной установки длиной пути токов утечки по поверхности изолятора. Эта изоляция не рассчитана на выпадение росы, а металлическая оболочка шкафа обычно не имеет достаточной герметичности и не защищает от проникновения внутрь влажного воздуха из окружающей атмосферы. Поэтому устройства подогрева шкафов КРУН, обладающих указанными конструктивными особенностями, рекомендуется включать и при положительной температуре в периоды возможного выпадения росы или при высокой влажности воздуха. Включение устройства подогрева производится дежурным персоналом или автоматическими устройствами. Температура, при которой включается устройство подогрева, устанавливается местными инструкциями в зависимости от типа аппаратуры, местных климатических условий и опыта эксплуатации. Понижение температуры масла баковых масляных выключателей до минус 25 °С приводит к снижению скорости движения контактов при операции отключения на 20-25 %. Значительное уменьшение скорости движения контактов приводит к продолжительному обтеканию током шунтирующих резисторов, их разрушению, перекрытию внутрибаковой изоляции и взрыву. В ряде энергосистем имели место аварийные повреждения выключателей из-за внут- рибаковых перекрытий, через 5-12 ч после включения электроподогрева баков при температуре минус 25 °С. Причинами этих повреждений является скопление и замерзание влаги на дне баков, а при повышении температуры происходит всплытие льда. 143
Попадание влаги в баки выключателей происходит из-за неудовлетворительных уплотнений боковых крышек приводных механизмов, элементов крепления приводных механизмов к бакам, выводов от трансформаторов тока. 5.4.18. В схемах питания электромагнитов управления приводов выключателей должна быть предусмотрена защита от длительного протекания тока. В эксплуатации при оперировании выключателями бывают случаи сгорания катушек электромагнитов управления. Обмотка катушек рассчитана на протекание тока в течение не более 6 с при номинальном напряжении. Причинами повреждений электромагнитов может быть, например, протекание тока в течение времени, больше допустимого, из-за заедания сердечника или штока электромагнита, или механизмов привода, или витковое замыкание в обмотках катушек. Отсутствие витковых замыканий проверяется при средних и текущих ремонтах. Катушка электромагнита должна выдерживать напряжение 220 В переменного тока в течение 10 с. При этом в обмотке катушки не должно быть местных нагревов. 5.4.19. Комплектные распределительные устройства 6-10 кВ должны иметь быстродействующую защиту от дуговых коротких замыканий внутри шкафов КРУ. При отключении тока короткого замыкания в отдельных случаях происходит поджог газов выхлопа масляного выключателя, вызывающий внутренние дуговые короткие замыкания в шкафах КРУ 6-10 кВ. Возникновение внутренних дуговых коротких замыканий в шкафах КРУ 6-10 кВ представляет большую опасность. Нередко дуговые замыкания приводят к пожарам в РУ, иногда со взрывами, утрате оборудования и, как следствие, к длительным отключениям потребителей. По условиям селективности уставка времени релейной защиты на включателях ввода секции КРУ, обеспечивающих отключение дуговых коротких замыканий, составляет 2,5-5 с, а в отдельных случаях достигает 10 с. При скорости распространения дуги 20-100 м/с за это время успевают выгореть цепи вторичной коммутации и прийти в неработоспособное состояние выключатели, что приводит к повреждению всей секции, а часто и соседних секций. В настоящее время в конструкциях выпускаемых КРУ заводами-изготовителями предусматривается защита от дуговых коротких замыканий внутри шкафов КРУ. Наибольшее распространение получили дуговые защиты, выполненные на базе связанных с блокконтактами разгрузочных клапанов, срабатывающих от повышения давления при возникновении дугового короткого замыкания. Такие конструкции позволяют проектировать схемы защиты от дуговых замыканий с непосредственным воздействием на отключающие электромагниты вводных выключателей. В этом случае воздействие дугового замыкания определяется суммой 144
времени срабатывания клапана и времени отключения выключателя. Появились дуговые защиты, действующие на других принципах, в том числе с использованием оптоволокна. 5.4.20. Автоматическое управление, защита и сигнализация воздухопри- готовительной установки, а также предохранительные клапаны должны систематически проверяться и регулироваться согласно действующим нормативно-техническим документам. Периодические проверки устройств автоматического управления, защиты и сигнализации воздухоприготовительной установки, а также предохранительных клапанов являются основными способами надзора за их исправным состоянием и обеспечения их надежной работы. В каждой компрессорной станции устанавливается резервный компрессор. Поэтому отказ одного из работающих компрессоров не должен вызывать перерывов в снабжении выключателей сжатым воздухом. Автоматика и технологические защиты компрессоров находятся в постоянном действии. Нарушение нормальной работы любого контролируемого узла мгновенно фиксируется приборами автоматики, которые действуют на отключение компрессора. При этом подается сигнал о неисправности в компрессорной. Проверка автоматики может производиться по мере необходимости и во время среднего или капитального ремонта компрессора. Проверка и регулировка предохранительных клапанов производятся в соответствии с требованиями правил Госпроматомнадзора. 5.4.21. Осушка сжатого воздуха для коммутационных аппаратов должна осуществляться термодинамическим способом. Требуемая степень осушки сжатого воздуха обеспечивается при кратности перепада между номинальным компрессорным и номинальным рабочим давлением коммутационных аппаратов не менее двух для аппаратов с номинальным рабочим давлением 20 кгс/см2 (2 МПа) и не менее четырех для аппаратов с номинальным рабочим давлением 26-40 кгс/см2 (2,6-4 МПа). В целях уменьшения влагосодержания рекомендуется дополнительно применять адсорбционные методы осушки сжатого воздуха. Конструкция воздушных выключателей и других аппаратов высокого напряжения, в которых используется сжатый воздух, рассчитана на применение только сухого воздуха, из которого даже при резком понижении окружающей температуры не должно быть выпадения (конденсации) влаги. В воздушные выключатели воздух нужно подавать с возможно меньшей относительной влажностью. Из технико-экономических соображений установлено, что относительная влажность сжатого воздуха для аппаратов с рабочим давлением 20 кгс/см2 должна быть не более 50 %; а для аппаратов 26-40 кгс/см2 - не более 25 %. 145
Выключатели серии ВНВ дополнительно к указанному комплектуются блоками очистки сжатого воздуха, обеспечивающими точку росы минус 65 °С, что вызвано повышенной чувствительностью гасительной камеры этого выключателя к влагосо- держанию сжатого воздуха. 5.4.22. Влага из всех воздухосборников компрессорного давления 40-45 кгс/см2 (4-4,5 МПа) должна удаляться не реже 1 раза в 3 сут, а на объектах без постоянного дежурства персонала - по утвержденному графику. Днища воздухосборников и спускной вентиль должны быть утеплены и оборудованы устройством электроподогрева, включаемым на время, необходимое для таяния льда при отрицательных температурах наружного воздуха. Удаление влаги из конденсатосборников групп баллонов давлением 230 кгс/см2 (23 МПа) должно осуществляться автоматически при каждом запуске компрессоров. Во избежание замерзания влаги нижние части баллонов и конденсатосборники должны быть установлены в теплоизоляционной камере с электроподогревом*. Продувка влагоотделителя блока очистки сжатого воздуха (БОВ) должна производиться не реже 3 раз в сут. Проверка степени осушки - точки росы воздуха на выходе из БОВ должна производиться 1 раз в сут. Точка росы должна быть не выше минус 50 °С при положительной температуре окружающего воздуха и не выше минус 40 °С - при отрицательной температуре. Из водомаслоогделителей компрессорной установки конденсат удаляется автоматически. Влага, сконденсировавшаяся в воздухосборниках, удаляется периодически дежурным персоналом. Зимой сконденсированная в воздухосборниках влага может замерзнуть. Поэтому для обеспечения и в зимних условиях возможности удаления влаги места сбора и спуска конденсата утепляются, предусматривается электрический подогрев днища воздухосборника и начального отрезка спускной трубы со спускным вентилем. Этот обогрев производится только в случае, если влага в спускной трубе замерзла. Длительный подогрев днища воздухосборника даже в зимнее время недопустим, так как он препятствует конденсации влаги из находящегося в воздухосборнике сжатого воздуха. Количество воды, накапливающейся в воздухосборниках, зависит от климатических условий, времени года, кратности превышения рабочего давления компрес- *3а исключением баллонов, установленных после блоков очистки сжатого воздуха 146
сорной установки над рабочим давлением воздушных выключателей или других аппаратов. Поэтому длительность открытия спускных вентилей во время удаления влаги может быть разной в зависимости от указанных условий. Если температура точки росы воздуха на выходе из БОВ превышает допустимую, необходимо провести регенерацию силикагеля осушительного патрона или его замену на новый. 5.4.23. Резервуары воздушных выключателей и других аппаратов, а также воздухосборники и баллоны должны удовлетворять требованиям Правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением Госгортехнадзора России. Резервуары воздушных выключателей и других аппаратов высокого напряжения регистрации в органах Госгортехнадзора России не подлежат. Внутренний осмотр и гидравлические испытания воздухосборников и баллонов компрессорного давления должны проводиться в соответствии с Правилами Госгортехнадзора России. Внутренний осмотр резервуаров воздушных выключателей и других аппаратов должен производиться при средних ремонтах. Гидравлические испытания резервуаров воздушных выключателей должны проводиться в тех случаях, когда при осмотре обнаруживаются дефекты, вызывающие сомнение в достаточной прочности резервуаров. Внутренние поверхности резервуаров должны иметь антикоррозионное покрытие. Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением Госгортехнадзора России определяют требования к устройству, изготовлению, монтажу и эксплуатации сосудов, работающих под давлением. В соответствии с этими Правилами эксплуатируются баллоны на 100 и 230 кгс/см2 (10 и 23 МПа) и воздухосборники на 40 и 20 кгс/см2 (4,0 и 2,0 МПа). В воздухосборниках, изготовленных до 1970 г. и имеющих стенки толщиной 20 мм, разрешается поддерживать давление 41 кгс/см2 (4,1 МПа). В воздухосборниках, имеющих стенки 18 мм, давление сжатого воздуха не должно превышать 40 кгс/см2 (4,0 МПа). Для остальных воздухосборников рабочее давление определяется заводом-изготовителем и заносится в паспорт сосуда. На воздухосборниках должны быть установлены манометры и предохранительные клапаны. Манометры должны быть в исправном состоянии, опломбированы и сверяться не реже 1 раза в 6 мес с контрольным манометром. Кроме того, не реже 1 раза в год должна производиться поверка манометров с их опломбированием и клеймением. Не допускаются к применению манометры, у которых просрочен срок поверки. 147
Каждый манометр должен иметь красную черту по давлению, соответствующему максимальному разрешенному рабочему давлению сосуда. Предохранительные клапаны выбираются с таким расчетом, чтобы в воздухосборниках не могло образоваться давление, превышающее рабочее более чем на 15 %. Предохранительные клапаны и манометры не устанавливаются на резервуары воздушных выключателей, поскольку они установлены на трубопроводах рабочей магистрали (за перепускными клапанами), что позволяет предотвратить возможность повышения в них давления сжатого воздуха сверх допустимого. Резервуары воздушных выключателей и других аппаратов высокого напряжения регистрации в Госгортехнадзоре не подлежат, так как эти резервуары находятся под постоянным контролем квалифицированного персонала электростанций и подстанций. Они не подлежат также периодическим гидравлическим испытаниям, так как в них поступает только сухой очищенный воздух, что исключает интенсивную внутреннюю коррозию даже при нарушениях антикоррозионного покрытия внутренних поверхностей. В то же время, полное удаление влаги из резервуара после проведения гидравлического испытания затруднительно и существенно увеличивало бы срок нахождения выключателя в ремонте, а следовательно, снизило бы надежность энергоснабжения потребителей. Лишь в тех случаях, когда при очередных внутренних и наружных осмотрах обнаруживаются дефекты, вызывающие сомнение в достаточной прочности резервуаров, а также в случаях выполнения на резервуарах сварочных или сверлильных работ, резервуары воздушных выключателей должны подвергаться гидравлическим испытаниям. Несмотря на то, что резервуары воздушных выключателей и других аппаратов высокого напряжения не подлежат регистрации в Госгортехнадзоре, к каждому из них должен быть приложен паспорт установленной формы, обычно поставляемый заводом-изготовителем выключателя. В паспорте указываются лица, ответственные за исправное состояние резервуара, и сведения о внутренних осмотрах резервуара. Осмотр внутренних поверхностей резервуаров воздушных выключателей производится при каждом среднем ремонте. Период между такими осмотрами не должен превышать 6 лет. Для осмотра внутренних поверхностей из резервуаров спускают весь воздух, снимают крышки люков и при необходимости подают внутрь освещение. Хорошее состояние внутреннего антикоррозионного покрытия является признаком исправности и сохранения прочности резервуара. В случае местного нарушения слоя покрытия поврежденные места должны быть зачищены металлической щеткой до металлического блеска. После этого резервуар продувают сжатым воздухом, а зачищенные места покрывают слоем натуральной олифы. Запрещается в этом случае применять покрытия, которые при высыхании образуют легко отслаивающиеся пленки и чешуйки. При ремонте резервуаров и узлов воздушных выключателей, на которые воздействует сжатый воздух, следует избегать замены установленных заводом крепежных деталей (шпильки, гайки, болты и др.), поскольку они изготовлены в соответствии с требованиями Госгортехнадзора. 148
5.4.24. Сжатый воздух, используемый в воздушных выключателях и приводах других коммутационных аппаратов, должен быть очищен от механических примесей с помощью фильтров, установленных в распределительных шкафах каждого воздушного выключателя или на питающем привод каждого аппарата воздухопроводе. После окончания монтажа воздухоприготовительной сети перед первичным наполнением резервуаров воздушных выключателей и приводов других аппаратов должны быть продуты все воздухопроводы. Для предупреждения загрязнения сжатого воздуха в процессе эксплуатации должны производиться продувки: • магистральных воздухопроводов при плюсовой температуре окружающего воздуха - не реже 1 раза в 2 мес. • воздухопроводов отпаек от сети до распределительного шкафа и от шкафов до резервуаров каждого полюса выключателей и приводов других аппаратов с их отсоединением от аппарата - после каждого среднего ремонта аппарата; • резервуаров воздушных выключателей - после текущих и средних ремонтов. Воздушные выключатели и другие аппараты, использующие сжатый воздух в качестве рабочей среды, имеют сложную кинематическую и пневматическую схему. Узлы схемы изготовляются с большой степенью точности, поэтому попадание в них вместе с воздухом даже небольшого количества пыли или других частиц может нарушить четкость работы аппарата. Первоначальная очистка воздуха от механических примесей производится фильтрами воздухоприготовительной установки, однако загрязнение воздуха может произойти и в воздухораспределительной магистрали вследствие возможной коррозии или недостаточной очистки при монтаже отдельных ее элементов. Поэтому перед каждым аппаратом устанавливается фильтр механической очистки, основным фильтрующим материалом которого обычно является технический войлок. Участки воздухопроводов выключателя после фильтра не должны являться источником загрязнения выключателя продуктами коррозии. Поэтому воздухопроводы от фильтра до резервуаров выключателя выполняются из коррозионно-устойчивых труб. В процессе работы заполнитель фильтров загрязняется, и время восстановления давления в резервуарах выключателя увеличивается. Заполнитель фильтра необходимо периодически заменять, а внутренние полости корпуса фильтра тщательно очищать. Вместо замены заполнителя можно применять его промывку в чистом неэтилированном бензине с последующей просушкой. Продувку воздухопроводов отпаек от распределительного шкафа до выключателя необходимо производить последовательно по одной трубе при двух других надежно заглушённых. Фильтрующий элемент на время продувки из корпуса фильтра необходимо удалить. Необходимо следить за тем, чтобы поток сжатого воздуха из продуваемой трубы не был направлен на входное отверстие в баке выключателя. 149
5.4.25, У воздушных выключателей должно периодически проверяться наличие вентиляции внутренних полостей изоляторов (для выключателей, имеющих указатели). Периодичность проверок должна быть установлена на основании рекомендаций заводов-изготовителей. После спуска сжатого воздуха из резервуаров и прекращения вентиляции изоляция выключателя перед включением его в сеть должна быть просушена продувкой воздуха через систему вентиляции. Воздушные выключатели имеют устройства для принудительного непрерывного вентилирования (продувки) внутренних полостей сухим чистым воздухом, предупреждающие их увлажнение. Особенно опасны увлажнения внутренних полостей фарфоровых опорных колонок. У отечественных воздушных выключателей очищенный и осушенный воздух на вентиляцию поступает от специального редукторного клапана, т.е. устройства, снижающего давление, или от тальковых редукторов. Воздух из резервуара выключателя попадает в редуктор и далее с небольшим избыточным давлением направляется по системе трубопроводов в каждую вентилируемую полость, а затем выходит наружу через выходные отверстия. Для контроля наличия вентиляции перед вентилируемыми полостями каждого полюса или элемента полюса (выключатели серии ВВБ) устанавливается указатель, состоящий из прозрачной трубки с помещенным в нее легким шариком. Шарик под действием потока воздуха, поступающего на вентиляцию, находится во взвешенном состоянии. В некоторых конструкциях выключателей указатель вентиляции дополнительно установлен на выходе из вентилируемой полости. Расход воздуха на непрерывную вентиляцию выключателя через редукгорный клапан устанавливается для каждого типа воздушного выключателя в зависимости от числа и объема вентилируемых полостей и определяется по манометру при закрытом доступе воздуха в резервуар выключателя. При периодических обходах и осмотрах оборудования подстанций исправность вентиляции проверяется по положению шариков в указателях. Положение шарика во взвешенном состоянии в средней части фильтрующий элемент прозрачной трубки указателя между имеющимися на стекле предельными отметками свидетельствует об исправности и достаточности вентиляции. Тальковый редуктор представляет собой металлический патрон, в котором между двумя войлочными фильтрами запрессован тальк. Тальковые редукторы вставляются в специальные гнезда на резервуаре выключателя перед каждой вентилируемой полостью. Расход воздуха через тальковый редуктор зависит от влажности, количества и степени запрессовки талька. В случае применения тальковых редукторов указатели вентиляции не ставятся, а исправность вентиляции проверяется периодически контролем производительности каждого талькового редуктора, которая должна быть в пределах 100 - 200 л/ч. В связи 150
с тем, что исправность талькового патрона зависит от влажности попадающего в него воздуха, проверку производительности необходимо также проводить после длительного (несколько часов и более) нахождения резервуара выключателя без сжатого воздуха, особенно в условиях влажной погоды. 5.4.26. Контроль концентрации элегаза в помещении КРУ и ЗРУ должен производиться с помощью специальных приборов на высоте 10-15 см от уровня пола. Концентрация элегаза в помещении не должна превышать допустимых норм, указанных в инструкциях заводов - изготовителей аппаратов. С помощью течеискателей наличие элегаза в помещениях КРУ или ЗРУ контролируется на высоте 10-15 см от пола (элегаз 8Р6 в шесть раз тяжелее воздуха). Согласно ТУ на элегазовое оборудование (выключатели, КРУЭ) изготовители должны поставлять течеискатели. Утечка элегаза из оборудования российского и зарубежного производства не должна превышать 1 % от объема. Концентрация элегаза, превышающая допустимые нормы, может возникнуть в помещении только в случае повреждения оболочки КРУЭ при внутренних коротких замыканиях, вследствие чего возможен выброс токсичных продуктов разложения элегаза. Однако вероятность прожога при воздействии электрической дуги согласно ОСТу на КРУЭ не превышает 10-6 в год. Помещения КРУ и ЗРУ с элегазовым оборудованием должны быть оборудованы приточно-вытяжной вентиляцией, обеспечивающей двукратный обмен воздуха в течение 30 мин, включаемой перед заходом в помещение. При этом вытяжка воздуха должна располагаться на высоте не выше 50 см от уровня пола, а в приточной вентиляции должны быть предусмотрены фильтры, исключающие попадание в помещение пыли. 5.4.27. Выключатели и их приводы должны быть оборудованы указателями отключенного и включенного положений. На выключателях со встроенным приводом или с приводом, расположенным в непосредственной близости от выключателя и не отделенным от него сплошным непрозрачным ограждением (стенкой), допускается установка одного указателя - на выключателе или на приводе. На выключателях, наружные контакты которых ясно указывают включенное положение, наличие указателя на выключателе и встроенном или не отгороженном стенкой приводе необязательно. Приводы разъединителей, заземляющих ножей, отделителей, ко- роткозамыкателей и других аппаратов, отделенных от аппаратов стенкой, должны иметь указатели отключенного и включенного положений. 151
На выключателе и на приводе к выключателю должен быть хорошо видимый, надежно работающий указатель положения выключателя. Сигнальные лампы не могут являться единственными указателями положения выключателя; это опгносится и к манометрам, являющимся также указателями положения воздухонаполненных выключателей. Таким образом, каждый воздухонаполненный выключатель должен иметь два указателя положения, например, световой указатель и манометр. На выключателе с встроенными приводами или с приводом, расположенным в непосредственной близости от выключателя и не отделенным сплошной стенкой от него, допускается установка одного указателя на выключателе или на приводе. Наличие указателя на выключателе не обязательно, если его подвижные контакты находятся на виду, и по их положению можно определить, включен или отключен выключатель. Приводы разъединителей, отделителей, заземляющих ножей, короткозамыкатс- лей и других аппаратов должны иметь механические указатели положения с надписями «Включено» и «Отключено». В рычажных приводах таким указателем может служить сама рукоятка привода. Стандарты регламентируют направление движения органов оперативного управления приводами: при включении штурвал или двуплечий рычаг должен поворачиваться по часовой стрелке, а рукоятка либо одноплечий рычаг - или по часовой стрелке, или вверх, или от оператора. При отключении направление движения противоположное. Для уменьшения вероятности ошибки, особенно в случаях обслуживания электроустановок недостаточно опытным персоналом, у приводов (или на них) наносятся стрелки, указывающие направление движения привода при включении и отключении. Стандартами также регламентируется рекомендуемое взаимное расположение кнопок управления приводами: кнопки включения располагаются сверху или справа, а кнопки отключения - снизу или слева. 5.4.28. Вакуумные дугогасительные камеры (КДВ) должны испытывать- ся в объемах и в сроки, установленные инструкциями заводов - изготовителей выключателей. При испытании КДВ повышенным напряжением с амплитудным значением более 20 кВ необходимо использовать экран для защиты персонала от возникающих рентгеновских излучений. При испытаниях электрической прочности изоляции вакуумного выключателя вне КРУ напряжением промышленной частоты при разомкнутых контактах КДФ для защиты персонала от возможного рентгеновского излучения на расстоянии 0,5 м от выключателя должен устанавливаться защитный экран, выполненный из стального листа толщиной не менее 2 мм или из стекла марки ТФ-5 (ГОСТ 9541-75) толщиной не менее 12,5 мм. При испытании изоляции вакуумного выключателя в шкафу КРУ его фасадная перегородка используется как защитный экран. Повышение напряжения проводится при проверке электрической прочности основной изоляции двумя ступенями: до 40 % испытательного напряжения толчком и далее плавно со скоростью 1 кВ/с. После выдержки заданного испытательного на- 152
пряжения в течение 1 мин за время не менее 5 с напряжение плавно снижается до 25 % испытательного, затем напряжение с камер снимается. Испытания производятся с помощью установки АИИ-70 или другой установки, имеющей максимальную токовую защиту на ток утечки не более 20 мА. 5.4.29. Первый текущий и средний ремонт оборудования РУ должен производиться в сроки, указанные в технической документации заводов-изготовителей. Периодичность последующих средних ремонтов может быть изменена исходя из опыта эксплуатации. Изменение периодичности ремонтов по присоединениям, находящимся в ведении диспетчера энергосистемы, осуществлялся решением технического руководителя АО-энерго, а по остальным присоединениям - решением технического руководителя энергообъекта. Текущий ремонт оборудования РУ, а также проверки его действия (опробования) должны производиться по мере необходимости в сроки, установленные техническим руководителем энергообъекта. После исчерпания ресурса должен производиться средний ремонт оборудования РУ независимо от продолжительности его эксплуатации. В отношении конкретных сроков вывода оборудования в ремонт следует иметь в виду, что в электросетях необходимо, по возможности, совмещать отключения для ремонта линейных присоединений подстанций и ВЛ, в связи с чем ежегодно должен составляться план-график отключений, уточняемый в дальнейшем на каждый месяц. На электростанциях планово-предупредительный ремонт электрооборудования РУ приурочивается к срокам ремонта блоков либо турбогенераторов и котлов в отдельности. В отношении внеочередного ремонта выключателей следует ориентироваться на указания заводов-изготовителей, которые обязаны указывать количество допустимых без осмотра и ремонта отключений (включений) токов КЗ в зависимости от их значений. При этом следует иметь в виду, что ГОСТ 687-78 на выключатели устанавливает суммарное количество операций отключения и включения токов КЗ в диапазоне 30-60 % предельного значения не менее 10 для масляных и не менее 15 для воздушных выключателей. Для выключателей, выпущенных до 1968 г., аналогичные нормы должны быть определены из опыта эксплуатации. Масляные выключатели, кроме того, следует подвергать внеочередное ремонту после отключений, сопровождающихся выбросом масла. Масло в выключателях целесообразно заменять: у маломасляных выключателей всех напряжений и баковых напряжением до 10 кВ - при среднем, планово-предупредительном и внеочередном ремонтах, у баковых выключателей напряжением 35 кВ и выше - по результатам анализа. 153
5.4.30. Испытания электрооборудования РУ должны быть организованы в соответствии с «Объемом и нормами испытания электрооборудования». Испытания электрооборудования позволяют выявить скрытые дефекты и, сопоставляя данные, полученные при испытаниях, с нормами и с данными заводских или предшествующих испытаний, оценить состояние оборудования и возможность его дальнейшей работы. Испытания проводятся во время среднего или текущего ремонта оборудования. Это дает возможность сократить количество отключений и повысить производительность труда.
Глава 5.5 АККУМУЛЯТОРНЫЕ УСТАНОВКИ Аккумуляторные батареи набираются из элементов-аккумуляторов, которые состоят из положительных и отрицательных электродов, размещенных в корпусе (баке), заполненном электролитом. В качестве электролита используется водный раствор серной кислоты в жидком состоянии, гелеобразном или абсорбированном в сепараторе. По виду исполнения аккумуляторы подразделяются на открытые, закрытые и герметичные. Свинцовые аккумуляторы с электролитом в виде водного раствора серной кислоты, в которых поверхность электролита соприкасается с атмосферой, называются открытыми. Свинцовые аккумуляторы с электролитом в виде водного раствора серной кислоты, снабженные фильтр-пробкой, которая предотвращает выброс аэрозоли серной кислоты, или каталитической пробкой, называются закрытыми. Аккумуляторы закрытого исполнения должны быть плотными в токоподводах и в зазоре между крышкой и корпусом. Аккумуляторы, в которых газы и электролит полностью удерживаются в течение всего срока службы, называются герметичными. Герметичные аккумуляторы снабжены предохранительным клапаном, который предназначен для защиты от разрушения при повышении давления. В настоящее время на электростанциях и подстанциях основной парк эксплуатируемых аккумуляторных батарей составляет АБ открытого исполнения типа СК и АБ типа СН закрытого исполнения югославского производства. Настоящие Правила эксплуатации в полном объеме распространяются на аккумуляторные установки типов СК и СН. В последние годы на ряде электростанций и подстанций введены в эксплуатацию аккумуляторные батареи закрытого и герметичного исполнения производства различных зарубежных фирм (УАКТА, ОЬОНАМ, НОРРЕСКЕ, 801ЧЫЕЫ$СНЕП^ и др.). Указанные АБ имеют отличия в части технических характеристик, объемов, периодичности проверок, ремонтопригодности, сроков службы и т.д. При эксплуатации указанных аккумуляторных батарей при наличии экспертного заключения РАО «ЕЭС России» о соответствии их функциональных показателей условиям эксплуатации и действующим отраслевым требованиям следует руководствоваться указаниями инструкций фирмы-производителя. 155
5.5.1. При эксплуатации аккумуляторных установок должны быть обеспечены их длительная надежная работа и необходимый уровень напряжения на шинах постоянного тока в нормальных и аварийных режимах. На электрических станциях и подстанциях от шин постоянного тока аккумуляторных установок питаются ответственные потребители: устройства релейной защиты и управления, устройства автоматики, электроприводы выключателей, аварийное освещение, маслонасосы и т.д. При наличии переменного тока на собственных нуждах питание этих устройств и поддержание напряжения на шинах постоянного тока обеспечивается подзарядны- ми устройствами, а аккумуляторные батареи обеспечивают кратковременную «толчковую» нагрузку (например, ток электромагнита при включении масляного выключателя). В аварийных режимах с потерей переменного тока на собственных нуждах питание этих потребителей и нагрузка аварийного освещения переключаются на аккумуляторные батареи, которые переходят в режим аварийного разряда. Успешная и быстрая ликвидация аварийной ситуации будет в значительной мере зависеть от надежной работы аккумуляторных батарей. При низком уровне напряжения на аккумуляторных батареях могут не включаться масляные выключатели, не обеспечится пуск и работа аварийных маслонасосов. Недостаточный накал ламп аварийного освещения затруднит работу персонала по ликвидации аварии. Поэтому напряжение на шинах постоянного тока должно быть не ниже уровня, обеспечивающего безотказную работу подключенных к шинам устройств в нормальных и аварийных режимах (расчетная длительность разряда АБ в аварийном режиме определяется при выборе АБ в соответствии с технологическими режимами энергообъекта). 5.5.2. При приемке вновь смонтированной или вышедшей из капитального ремонта аккумуляторной батареи должны быть проверены: емкость батареи током 10-часового разряда, качество заливаемого электролита, напряжение элементов в конце заряда и разряда и сопротивление изоляции батареи относительно земли. Батареи должны вводиться в эксплуатацию после достижения ими 100 % номинальной емкости. В настоящее время на электростанциях и подстанциях основной парк эксплуатируемых аккумуляторных батарей составляют АБ открытого типа С (СК), а также типа СН с намазными электродами закрытого типоисполнения. Основным расчетным показателем при выборе аккумуляторной батареи для конкретной электроустановки является емкость батареи, которая должна обеспечить указанные выше требования к батарее в аварийных режимах. Поэтому каждая вновь смонтированная аккумуляторная батарея подвергается контрольным испытаниям на емкость. За номинальную емкость батареи принимается емкость для режима 10-часового разряда. 156
Для аккумуляторных батарей типа СК (С) номинальная емкость равна 36Х№, вде № - номер аккумулятора, указанный в обозначении его типа. Например, для аккумулятора СК-20 номинальная емкость равна 36X20 = 720 А-ч. Для аккумуляторов типа СН номинальная емкость указана в обозначении их типа. Например, для аккумулятора СН-720 емкость равна 720 А-ч (см. табл. 5.5.1). Контрольные испытания на емкость проводятся после того, как смонтированная аккумуляторная батарея прошла формирование - первый заряд по особому режиму. В конце формировочного заряда аккумуляторов типа СК напряжение на каждом элементе достигает 2,5-2,75 В, плотность электролита, приведенная к температуре 20 °С, остается неизменной в течение не менее 1 ч и находится в пределах 1,20-1,21 г/см3; в конце формировочного заряда аккумуляторов типа СН напряжение и плотность электролита остаются неизменными в течение 2 ч, плотность находится в пределах (1,24±0,005) г/см3, уровень электролита в аккумуляторах находится в пределах 35-40 мм над предохранительным щитком. Если в одном или нескольких элементах плотность электролита окажется ниже указанных значений, необходимо довести ее до нормы. После получасового покоя аккумуляторная батарея ставится на первый контрольный 10-часовой режим разряда, величина тока разряда равна С^/10, где С^- номинальная емкость аккумуляторной батареи. Определяется время разряда АБ от момента его начала до окончания. Разряд считается законченным, как только напряжение на любом из элементов снизится до 1,8 В. При первом разряде исправная батарея типа СК обеспечивает 70 % номинальной емкости. Номинальная емкость обеспечивается на третьем-четвертом цикле, поэтому аккумуляторные батареи в обязательном порядке подвергаются двум-трем циклам тренировочных разряд-зарядов. Батарея СН должна обеспечить номинальную емкость после первого разряда. При неполучении 100 % емкости проводятся циклы заряд-разряд. Во время контрольного разряда производится измерение напряжения на выводах батареи, разрядного тока, напряжения на выводах элементов, плотности и температуры электролита в элементах. Гарантированная емкость аккумуляторов устанавливается для температуры электролита, равной 20 °С. Если контрольный разряд производился при температуре, отличной от 20 °С, то для сравнения фактической емкости с гарантированной применяется формула С^ 20 " К0,008 (Тфакпи-20)' С = / / ^факт. л разр. * разр ' где СО0 - емкость, приведенная к температуре 20 °С, А-ч; Сф«т ~~ фактическая емкость батареи, полученная при контрольном разряде, А-ч; ^ - ток РазрядаА; *разР. ~ вРемя Разряда, ч; Т. - средняя температура электролита, измеренная в контрольных элементах, °С. 157
Необходимо при этом тщательно следить за неизменностью разрядного тока. Колебания разрядного тока могут исказить результаты проверки. Если полученная при контрольном разряде фактическая емкость испытуемой батареи, приведенная к температуре электролита, равной 20 °С, равна или больше номинальной емкости, батарея принимается в эксплуатацию. Если фактическая емкость батареи, приведенная к 20 °С, меньше номинальной, батарея в эксплуатацию не принимается. Для выяснения причин недостаточной емкости проверяют напряжение, плотность электролита и отсутствие КЗ во всех элементах. Если дефектов не обнаруживается, причиной недостаточной емкости чаще всего бывают отклонения емкости отдельных элементов. Для устранения этого батарею подвергают одному-двум тренировочным заряд-разрядам, после чего проводят повторный контрольный разряд. При приемке вновь смонтированной батареи и батареи, прошедшей капитальный ремонт со сменой электродов, очень важно проверить отсутствие монтажных дефектов. Наиболее частыми из них являются КЗ (замыкания пластин нитями паяльного свинца, через пробитый сепаратор и пр.) и плохая пайка. Измерение напряжения и плотности электролита по элементам во время контрольного разряда помогает выявить короткозамкнутые элементы. Прощупыванием рукой соединительных полос можно выявить дефектную пайку. Одним из условий длительной работы аккумуляторной батареи является чистота электролита. Поэтому при приемке батареи электролит из всех элементов подвергается химическому анализу. Пробы для анализов берут из разряженных элементов, так как большинство вредных примесей во время разряда переходит в раствор. Электролит должен готовиться из серной аккумуляторной кислоты высшего и первого сорта по ГОСТ 667-73 и дистиллированной или равноценной ей воды по ГОСТ 6709-72. Важным показателем качества монтажа служит сопротивление изоляции аккумуляторной батареи, и его измерение входит в обязательную часть комплекса приемки. Измерение сопротивления изоляции незаряженной АБ, ошиновки, проходной доски производится мегаомметром на напряжение 1000-2500 В. Сопротивление должно быть не менее 0,5 МОм. Сопротивление изоляции заряженной аккумуляторной батареи определяется с помощью вольтметра, имеющего внутреннее сопротивление не менее 50 кОм, по измерениям напряжения между плюсом батареи и землей и напряжения между минусом и землей. Общее сопротивление изоляции относительно земли, Ом, определяется по формуле №+</, У где г - внутреннее сопротивление вольтметра, Ом; Мп - напряжение покоя батареи, В; II, - напряжение между плюсом батареи и землей, В; 112 - напряжение между минусом батареи и землей, В. 158
По результатам этих же измерений могут быть определены сопротивления изоляции по полюсам К+ и К: к+=г Ч ; к=г V, • Измерения производят при полностью отключенных цепях нагрузки и отключенных зарядном и подзарядном агрегатах. После капитального ремонта со сменой электродов и сепарации аккумуляторная батарея должна подвергаться тем же испытаниям, что и вновь смонтированная батарея. 5.5.3. Аккумуляторные батареи должны эксплуатироваться в режиме постоянного подзаряда. Для батарей типа СК напряжение подза- ряда должно составлять (2,2±0,05) В на элемент, для батарей типа СН - (2,18±0,04) В на элемент. Подзарядная установка должна обеспечивать стабилизацию напряжения на шинах батареи с отклонениями, не превышающими 2 % номинального напряжения. Дополнительные элементы батарей, постоянно не используемые в работе, должны эксплуатироваться в режиме постоянного подзаряда. Режим постоянного подзаряда аккумуляторных батарей повышает надежность работы электростанций и подстанций. В силу того, что батарея в любой момент полностью заряжена, обеспечивается полный резерв питания сети постоянного тока в отличие от батареи, работающей в режиме заряд-разряд, при котором к моменту аварии на переменном токе батарея может оказаться в значительной степени разряженной. Чтобы компенсировать саморазряд батареи и поддерживать состояние полной заряженности батареи, необходимо напряжение подзаряда держать на уровне для батарей типа СК (С) (2,20±0,05) В на элемент, для батарей типа СН-(2,18±0,04) В на элемент. При этом ток подзаряда, примерно равен 10-30 мА на номер батареи. Конкретные значения напряжения и тока подзаряда не могут быть заданы заранее и обусловливаются индивидуальными свойствами данной батареи. Сначала берется среднее напряжение (например, 2,2 В на элемент), и за батареей ведется наблюдение. Если при очередной проверке будет установлено снижение плотности электролита против начальной, это свидетельствует о недостаточности тока подзаряда. Следует повысить напряжение подзаряда, что автоматически приведет к увеличению тока подзаряда. Если допустить длительную работу батареи со сниженной плотностью электролита, батарея может засульфатироваться, и для ее исправления могут понадобиться специальные меры по десульфатации. Усиленное выпадение темно-коричневого шлама свидетельствует о чрезмерности тока подзаряда. Необходимо снизить напряжение подзаряда. При этом, как прави- 159
ло, необходимое напряжение подзаряда оказывается 2,25 В для аккумуляторов типа СК и не ниже 2,2 В для аккумуляторов типа СН. После определения оптимального напряжения подзаряда это напряжение следует строго поддерживать. Для этой цели подзарядное устройство должно быть оборудовано устройством стабилизации напряжения на шинах батареи. Точность стабилизации желательна в пределах 1 %, однако, впредь до разработки таких устройств допускается точность стабилизации 2 %. 5.5.4. Кислотные батареи должны эксплуатироваться без тренировочных разрядов и периодических уравнительных перезарядов. Один раз в год должен быть проведен уравнительный заряд батареи типа СК напряжением 2,3-2,35 В на элемент до достижения установившегося значения плотности электролита во всех элементах 1,2-1,21 г/см3 при температуре 20 °С. Продолжительность уравнительного заряда зависит от состояния батареи и должна быть не менее 6 ч. Уравнительные заряды батарей типа СН проводятся при напряжении 2,25-2,4 В на элемент после доливки воды до уровня 35-40 мм над предохранительным щитком (при снижении уровня электролита до 20 мм над предохранительным щитком) до достижения плотности электролита 1,235-1,245 г/см3. Продолжительность уравнительного заряда ориентировочно составляет: при напряжении 2,25 В - 30 сут, при 2,4 В - 5 сут. Тренировочные разряды проводятся в циклах разряд-заряд только при вводе АБ в работу после монтажа или капитального ремонта (п. 5.5.2). В процессе эксплуатации для уравнивания напряжения на элементах АБ осуществляются периодически уравнительные заряды (дозаряды). В силу ряда причин саморазряд аккумуляторов батареи различен. Элементы, расположенные вблизи отопительных приборов, из-за повышенного нагрева имеют саморазряд больший, чем элементы, удаленные от них. Элементы со старыми электродами или с загрязненным электролитом также имеют больший саморазряд, чем элементы с новыми электродами или с чистым электролитом. В аккумуляторной батарее, работающей при постоянном подзаряде, аккумуляторы с большим саморазрядом постепенно теряют заряд, так как нормальный ток подзаряда для них недостаточен. Отстающие элементы, если не принять мер к выравниванию, подвергнутся глубокой сульфатации. Исправление положения увеличением общего тока подзаряда нерационально, так как привело бы к систематическому перезаряду, а следовательно, к излишнему износу исправных элементов. Для приведения всех элементов батареи типа СК (С) в одинаковое полностью заряженное состояние и для предотвращения сульфатации электродов должны проводиться уравнительные заряды напряжением 2,3—2,35 В на элемент до достижения установившегося значения плотности электролита во всех элементах 1,20-1,21 г/см3 при температуре 20 °С. 160
Частота проведения уравнительных зарядов аккумуляторов и их продолжительность зависят от состояния батареи и должны проводиться не реже одного раза в год с продолжительностью не менее 6 ч. При снижении уровня электролита до 20 мм над предохранительным щитком аккумуляторов типа СН производят доливку воды и уравнительный заряд для полно* го перемешивания электролита и приведения всех аккумуляторов в полностью заряженное состояние. Уравнительные заряды проводят при напряжении 2,25-2,4 В на элемент до достижения установившегося значения плотности электролита во всех аккумуляторах (1,24±0,005) г/см3 при температуре 20 °С и уровне электролита 35-40 мм над предохранительным щитком. Если в АБ имеются единичные аккумуляторы с пониженным напряжением и сниженной плотностью электролита (отстающие аккумуляторы), то для них может проводиться дополнительный уравнительный заряд от отдельного выпрямительного устройства. 5.5.5. На тепловых электростанциях 1 раз в 1-2 года должен выполняться контрольный разряд батареи для определения ее фактической емкости (в пределах номинальной емкости). На подстанциях и гидроэлектростанциях не менее одного раза в год должна проверяться работоспособность батареи по падению напряжения при толчковых токах, а контрольные разряды проводиться по мере необходимости. В тех случаях, когда число элементов недостаточно, чтобы обеспечить напряжение на шинах в конце разряда в заданных пределах, допускается снижать на 50-70 % номинальную емкость или осуществлять разряд части основных элементов. Значение тока разряда каждый раз должно быть одно и тоже. Результаты измерений при контрольных разрядах должны сравниваться с результатами измерений предыдущих разрядов. Заряжать и разряжать батарею допускается током, значение которого не выше максимального для данной батареи. Температура электролита в конце заряда должна быть не выше 40 °С для батарей типа СК. Для батарей типа СН температура должна быть не выше 35 °С при максимальном зарядном токе. Перед контрольным разрядом необходимо провести уравнительный заряд батареи. Контрольные разряды эксплуатируемых аккумуляторных батарей проводятся так, как описано в пояснении к п. 5.5.2, и необходимы для проверки их работоспособности. Если при контрольном разряде выяснится, что емкость батареи значительно отличается от номинальной и она немного лет работает, необходимо безотлагательно выявить возможную причину (сульфатация электродов, загрязнение электролита, короткие замыкания и др.) и 161
в зависимости от неисправности и количества неисправных аккумуляторов принять меры К восстановлению емкости (замена аккумуляторов, промывка и смена электролита, проведение тренировочных циклов заряд-разряд, замена электродов и др.). На подстанциях и гидроэлектростанциях работоспособность аккумуляторных батарей проверяется по падению напряжения при толчковых токах, превышающих ток одночасового режима разряда не более, чем в 2,5 раза. Длительность толчка тока не должна превышать 5 с. Результаты сопоставляются с предыдущими. Напряжение полностью заряженного аккумулятора после такого разряда не должно снижаться более чем на 0,4 В от напряжения в момент, предшествующий толчку тока. Проверка производится при отключенном подзарядном агрегате. Допускается производить указанную проверку при включении ближайшего к АБ выключателя с наиболее мощным электромагнитом включения. На подстанциях и электростанциях, имеющих одну аккумуляторную батарею, при невозможности вывести батарею из работы для контрольного разряда полностью можно провести контрольный разряд по частям. В первую очередь проверяются регулировочные (концевые) элементы. Заряжать и разряжать батарею допускается током, не выше его максимального значения, установленного для данного типа батареи. Систематические заряды током, превышающим максимально допустимый, приводят к короблению электродов и, как следствие, к КЗ в элементах. Кратковременные толчки разрядного тока аккумуляторы переносят многократно и без ущерба для работоспособности. Количество толчков не регламентируется. Толчки разрядного тока нежелательны по другим причинам. При сильных толчках снижается напряжение на шинах батареи, что может явиться причиной отказа или замедления в работе коммутационной аппаратуры. Поэтому аккумуляторные батареи выбирают не только по емкости, но и по напряжению при расчетных толчках. Для каждого режима разряда аккумулятора существуют оптимальные токи разряда. Систематические и длительные разряды аккумуляторов токами, значительно превосходящими оптимальные, приводят к короблению положительных электродов, к их чрезмерному росту и к усадке активной массы отрицательных электродов. В табл. 5.5.1 приведены максимально допустимые токи заряда, разряда и емкости аккумуляторов для различных режимов разряда. Характеристики аккумуляторов типа СН соответствуют характеристикам аккумуляторов типа СК (С), если им условно присвоить те же номера: №=—, 36 где № - номер аккумулятора, С - емкость, указанная в обозначении его типа. Например, для СН-720 720 № = — = 20. 36 Контрольные разряды рекомендуется производить при 10- или 3-часовом режиме разряда. 162
Таблица 5.5.1 Максимально допустимые токи заряда, разряда и емкости аккумуляторов типа СК (С), СН Тип аккумулятора ЗСН-36,С-1 СН-72,С-2 СН-108,С-3 СН-144,С-4 СН-180,СК-5 СН-216,СК-6 СН-288, СК-8 СН-360,СК-10 СН-432, СК-12 СН-504, СК-14 СН-576,СК-16 СН-648,СК-18 СН-720, СК-20 СН-864, СК-24 СН-1008,СК-28 СН-1152,СК-32 СН-1152,СК-36 СН-1152,СК-40 СН-1152.СК-44 СН-1152,СК-48 СН-1152,СК-52 СН-1152,СК-56 Максимальный ток заряда, А, аккумуляторов типа СН 7,2 14,4 21,6 28,8 36 43,2 57,6 72 86,4 100,8 115,2 129,6 144 172,8 201,6 230,4 типаСК, С 9 <*» 27х V 45 54 72 90 108 126 144 162 180 216 252 288 324 360 396 432 468 504 Режимы разряда 10-часовой Сила тока, А 3,6 7,2 10,8 14,4 18,0 21,6 28,8 36,0 43,2 50,4 57,6 64,8 72,0 86,4 100,8 115,2 129,6 144,0 158,4 172,8 187,2 201,9 Емкость, Ач 36 72 108 144 180 216 288 360 432 504 576 648 720 864 1008 1152 1296 1440 1584 1728 1872 2019 3-часовой Сила тока, А 9 18 27 36 45 54 72 90 108 126 144 162 180 216 252 288 324 360 396 432 468 504 Емкость, Ач 27 54 81 108 135 162 216 270 324 378 432 486 540 648 756 864 972 1080 1188 1296 1404 1514 1-часовой Сила тока, А 18,5 37 55,5 74 92,5 111 148 185 222 259 296 333 370 444 518 592 666 740 814 888 962 1036 Емкость, Ач 18,5 37 55,5 74 92,5 111 148 185 222 259 296 333 370 444 518 592 666 740 814 888 962 1036 0,5-часовоЙ Сила тока, А 25 50 75 100 125 150 200 250 300 350 400 450 500 600 701 801 901 1001 1101 1201 1301 1403 Емкость, Ач 12,5 25 37,5 50 63 75 100 125 150 175 200 225 250 301 351 401 451 501 551 601 651 703 0,25-часовой Сила тока, А 32 64 96 128 160 192 256 320 384 448 512 576 640 768 896 1024 1152 1280 1408 1536 1664 1792 Емкость, 1 Ач 8 16 1 24 1 32 1 40 48 64 1 80 96 112 128 144 156 192 224 256 288 320 352 384 416 448 ^
Оптимальная температура для аккумуляторов с поверхностными электродами 20 °С. При более высокой температуре электролита увеличивается саморазряд, возникает сульфатация электродов. При заряде аккумуляторных батарей электролит нагревается за счет происходящих во время заряда химических реакций. Поэтому во время заряда необходимо регулярно проверять температуру электролита в контрольных элементах. При температуре, близкой к 40 °С для батареи типа СК и 35 °С для батареи типа СН, должны приниматься меры по ее снижению: уменьшение тока заряда, перерыв заряда. Однако следует иметь в виду, что при формировочном заряде до сообщения АБ типа СК 4,5-кратной, а АБ типа СН - 2-кратной емкости 10-часового разряда прерывать заряд нельзя, так как это грозит снижением емкости батареи. В этом случае снижение температуры электролита возможно только за счет уменьшения тока заряда. 5.5.6. Приточно-вытяжная вентиляция помещения аккумуляторной батареи на электростанциях должна быть включена перед началом заряда батареи и отключена после полного удаления газов, но не раньше чем через 1,5 ч после окончания заряда. Порядок эксплуатации системы вентиляции в помещениях аккумуляторных батарей на подстанциях с учетом конкретных условий должен быть определен местной инструкцией. При режиме постоянного подзаряда и уравнительного заряда напряжением до 2,3 В на элемент помещение аккумуляторной батареи должно вентилироваться в соответствии с местной инструкцией. При разряде свинцово-кислотных аккумуляторов выделение газов, практически, отсутствует, поэтому в процессе разряда батареи нет необходимости в работе вентиляции. При заряде аккумуляторов заметное газовыделение у исправных аккумуляторов начинается примерно при напряжении 2,33 В на элемент. Однако устройство принудительной вентиляции необходимо включать перед началом заряда. Дело в том, что первый этап заряда ведется максимальным зарядным током, и вентиляция нужна для предотвращения чрезмерного нагрева аккумуляторов. Элементы с засульфатированными электродами начинают «газировать» при меньших напряжениях. Эта два фактора и обусловливают необходимость включения вентиляции перед началом заряда. Поскольку возможно образование газовых мешков, работа вентиляции не должна заканчиваться одновременно с окончанием заряда батареи, а должна продолжаться еще 1,5-2 ч. Порядок работы вентиляции на подстанциях устанавливается местной инструкцией. При работе аккумуляторной батареи в режиме постоянного подзаряда и напряжении подзаряда (2,20±0,05) В на элемент при исправных аккумуляторах теоретически не должно быть газовыделения. Но так как практически в батарее всегда есть элементы с той или иной степенью сульфатации (в особенности концевые элементы), то даже при правильном поддержании уровня напряжения подзаряда имеется слабое 164
газовыделение. При слишком высоком напряжении подзаряда, а также при загрязнении электролита некоторыми примесями газовыделение усиливается. Поэтому вентиляция должна периодически включаться для удаления газов и кислотных паров. При работах в аккумуляторном помещении, связанных с открытым огнем (пайка электродов, наконечников, сварка металлических конструкций), вентиляция включается за 1-2 ч до начала работ и отключается только после окончания всех работ. 5.5.7. После аварийного разряда батареи на электростанции последующий ее заряд до емкости, равной 90 % номинальной, должен быть осуществлен не более чем за 8 ч. При этом напряжение на аккумуляторах может достигать 2,5-2,7 В на элемент. После глубокого аварийного разряда очень важно быстро восстановить емюсть батареи. Мощность зарядного агрегата должна быть такой, чтобы заряд батареи до 90 % номинальной емкости после глубокого разряда обеспечивался не более чем за 8 ч. Напряжение зарядного агрегата должно позволять доводить конечное напряжение заряда до 2,7-2,8 В на элемент. Заряд может производиться одним из известных методов: при постоянной силе тока, при плавно убывающей силе тока, при постоянном напряжении. Заряд может производиться в одну или две ступени. Метод заряда устанавливается местной инструкцией. Заряд при постоянной силе тока производится в режиме двухступенчатого или одноступенчатого цикла. При двухступенчатом цикле первый его этап проводится при максимально допустимом для батареи токе заряда (см. табл. 5.5.1). При повышении напряжения до 2,3-2,4 В на элемент заряд переводится на вторую ступень, ток заряда снижается и должен быть не более 0,12С10 для аккумуляторов типа СК и 0,05С10 для аккумуляторов типа СН. При одноступенчатом цикле ток заряда не должен превышать значения, равного 0,12С10 для аккумуляторов типа СК и СН, и поддерживается постоянным до окончания заряда. Заряд таким током аккумуляторов типа СН допускается только после аварийных разрядов. Заряд при плавно убывающей силе тока аккумуляторов производится при начальном токе, не превышающем максимально допустимый, и заканчивается при значении тока, не превышающем 0,12С10. Заряд при постоянном напряжении производится в одну или две ступени. Заряд в одну ступень производится при напряжении 2,15-2,35 В на аккумулятор. При этом начальный ток может значительно превышать максимально допустимый ток заряда, но затем он автоматически снижается ниже значения 0,005 С10. Заряд в две ступени производится на первой ступени до напряжения 2,15-2,35 В на аккумулятор током, не превышающим максимально допустимого зарядного тока, а затем при постоянном напряжении. Заряд ведется до достижения постоянных значений напряжения и плотности электролита в течение 1 ч для аккумуляторов типа СК и 2 ч для аккумуляторов типа СН. 165
Метод заряда АБ для каждого энергообъекта должен определяться с учетом конкретных условий: мощность зарядно-подзарядных устройств, наличие резервирования АБ (возможность переключения нагрузки на время заряда), наличие «хвостовых» элементов АБ, наличие элементного коммутатора и др. 5.5.8. При применении выпрямительных устройств для подзаряда и заряда аккумуляторных батарей цепи переменного и постоянного тока должны быть связаны через разделительный трансформатор. Выпрямительные устройства должны быть оборудованы устройствами сигнализации об отключении. Коэффициент пульсации на шинах постоянного тока не должен превышать допустимых значений по условиям питания устройств РЗА. Для того, чтобы замыкание на землю в питающей сети переменного тока не переходило на сторону постоянного тока выпрямительного устройства, устройство должно включаться через разделительный трансформатор. Современные устройства РЗА на микроэлекгронной и микропроцессорной базе предъявляют определенные требования к источникам питания, в том числе и в части пульсации выпрямленного напряжения. Необходимо оценивать величину пульсации напряжения на шинах аккумуляторных установок, включая режимы при отключении АБ от шин постоянного тока. 5.5.9. Напряжение на шинах постоянного тока, питающих цепи управления, устройства релейной защиты, сигнализации, автоматики и телемеханики, в нормальных эксплуатационных условиях допускается поддерживать на 5 % выше номинального напряжения электроприемников. Все сборки и кольцевые магистрали постоянного тока должны быть обеспечены резервным питанием. При проектировании сети постоянного тока принимается, что падение напряжения от батарей до электроприемников составляет 5 %. Поэтому для поддержания на электроприемниках номинального напряжения напряжение на шинах батареи должно быть 1,0511ном. Отсутствие постоянного тока в оперативных цепях приводит к отказам в действии защиты, автоматики и дистанционного управления. При возникновении аварии это приводит к затяжке ее ликвидации и к увеличению аварийных разрушений. Поэтому должна обеспечиваться максимальная надежность питания постоянным током цепей защиты и управления. Это обеспечивается применением кольцевой секционированной системы шин управления, резервированием питающих цепей, раздельным питанием дублирующих систем РЗА одного присоединения (например, системы РЗА блока), резервированием питания от других источников и т.д. 166
В цепях защиты и управления могут быть аппараты, нормально обтекаемые постоянным током. При снятии постоянного тока такие аппараты могут неправильно сработать. Поэтому переключение присоединений с одной системы шин или секции на другую должно осуществляться без перерыва питания переключаемого присоединения. 5.5.10. Сопротивление изоляции аккумуляторной батареи в зависимости от номинального напряжения должно быть следующим: Напряжение аккумуляторной батареи, В 220 ПО 60 48 24 Сопротивление изоляции, кОм, не менее 100 50 30 25 15 Устройство для контроля изоляции на шинах постоянного оперативного тока должно действовать на сигнал при снижении сопротивления изоляции одного из полюсов до уставки 20 кОм в сети 220 В, 10 кОм в сети ПО В, б кОм в сети 60 В, 5 кОм в сети 48 В, 3 кОм в сети 24 В. В условиях эксплуатации сопротивление изоляции сети постоянного тока должно быть не ниже двукратного значения указанной уставки устройства для контроля изоляции. Учитывая особую важность обеспечения бесперебойности питания устройств защиты, управления и сигнализации, схему распределения постоянного тока следует выполнять с повышенной надежностью. Для непрерывного контроля состояния изоляции каждая сеть оперативного постоянного тока должна быть оборудована специальным устройством контроля изоляции. Это устройство при снижении уровня сопротивления изоляции до недопустимо низких значений дает сигнал и позволяет выполнить количественную оценку состояния изоляции. Следует отметить, что штатные (типовые) устройства позволяют выполнить оценку сопротивления изоляции всей сети оперативного постоянного тока и не определяют непосредственно присоединение (место) со сниженной изоляцией или полное замыкание на «землю». К настоящему времени существуют устройства, имеющие положительный опыт внедрения и эксплуатации, которые позволяют без отключения питания потребителей определять конкретное место со сниженной изоляцией. Это, например, устройство типа ИПИ-1 разработки АО «Фирма ОРГРЭС» и устройство типа УЛИК разработки СКТБ ВКТ АО «Мосэнерго». 5.5.11. При срабатывании устройства сигнализации в случае снижения уровня изоляции относительно земли в цепи оперативного тока должны быть немедленно приняты меры к устранению неисправ- 167
ностей. При этом производство работ без снятия напряжения в этой сети, за исключением поисков места повреждения изоляции, запрещается. В практике эксплуатации электростанций и подстанций отмечены излишние отключения генераторов, трансформаторов и линий из-за появления обходных цепей в сети оперативного постоянного тока, которые, как правило, появляются в результате замыканий на землю в двух точках. Поэтому при замыкании на землю в сети оперативного тока необходимо немедленно найти место замыкания и устранить его. При проведении работ в цепях постоянного тока не исключена возможность случайного замыкания на землю (замыкание инструментом, касание проводником панели и пр.). Если в сети уже было замыкание на землю, то второе случайное замыкание может вызвать появление обходных цепей и излишнее отключение генераторов, трансформаторов и линий. Поэтому при появлении земли в сети постоянного тока все работы в этой сети должны прекращаться до выяснения места и устранения замыкания на землю. 5.5.12. Анализ электролита кислотной аккумуляторной батареи должен проводиться ежегодно по пробам, взятым из контрольных элементов. Количество контрольных элементов должно быть установлено техническим руководителем энергообъекта в зависимости от состояния батареи, но не менее 10 %. Контрольные элементы должны ежегодно меняться. При контрольном разряде пробы электролита должны отбираться в конце разряда. Для доливки должна применяться дистиллированная вода, проверенная на отсутствие хлора и железа. Допускается использование парового конденсата, удовлетворяющего требованиям государственного стандарта на дистиллированную воду. Для уменьшения испарения баки аккумуляторных батарей типов С и СК должны накрываться пластинами из стекла или другого изоляционного материала, не вступающего в реакцию с электролитом. Использование масла для этой цели запрещается. Электролит кислотных аккумуляторов в процессе эксплуатации постепенно загрязняется вредными примесями, которые вносятся, в основном, с доливаемой дистиллированной водой и аккумуляторной серной кислотой. При испарении воды из электролита концентрация примесей в нем увеличивается и может достигнуть недопустимого значения. При этом, присутствие меди, железа, мышьяка, сурьмы, висмута влечет за собой значительный саморазряд аккумулятора; присутствие марганца приводит к увеличению его внутреннего сопротивления; вследствие присутствия уксусной и азотной кислот или их производных происходит разрушение положительных 168
электродов, а при действии соляной кислоты или соединений, содержащих хлор, - разрушение положительных и отрицательных электродов. Особо распространенными примесями являются хлор и железо. При содержании в электролите 0,015 % железа интенсивность саморазряда аккумулятора увеличивается в 3 раза, а при 0,5 % аккумулятор полностью разряжается за 8-10 сут. Ввиду трудностей удаления железа из аккумуляторов следует основное внимание уделять предупреждению попадания в них железа. Предельно допустимое содержание железа в электролите работающего аккумулятора 0,008 %. Для удаления железа из аккумулятора его разряжают, выливают загрязненный электролит и тщательно промывают дистиллированной водой электроды и сосуд аккумулятора После промывки аккумулятор заполняют электролитом плотностью 1,04-1,06 г/см3 и заряжают, затем раствор удаляют, аккумулятор заполняют свежим проверенным электролитом и разряжают. В конце разряда электролит проверяют на содержание железа, и в случае необходимости процесс повторяется. Второй по значению загрязняющей примесью являются соединения хлора. Содержание хлора в электролите допускается не более 0,0003 %. Наиболее эффективным способом удаления хлора из электролита являются заряды-разряды. При заряде хлористые соединения превращаются в газообразный хлор и выделяются из аккумуляторов. Для освобождения электролита от хлора достаточно провести три-четыре цикла заряд-разряд. Более редкой, но очень опасной вредной примесью является марганец, попадающий в аккумуляторы обычно с серной кислотой. Для удаления из аккумуляторов марганца выливают электролит, промывают сосуды и электроды. После промывки аккумуляторы заливают свежим электролитом, ставится новая сепарация. Для предотвращения загрязнения электролита вредными примесями должен быть установлен строжайший химический контроль за серной кислотой, применяемой для составления электролита, и дистиллированной водой. Свежая аккумуляторная кислота по содержанию примесей не должна превышать норм, допустимых ГОСТ 667-73. Для дистиллированной воды наличие тех же примесей, что и для крепкой аккумуляторной кислоты, допустимо в концентрациях, в 10 раз меньших. При всех манипуляциях с удалением электролита из аккумуляторов следует помнить, что отрицательные электроды, лишенные электролита, находясь в воздухе, разогреваются. Если допустить достаточно длительное нахождение отрицательных электродов на воздухе, они будут выведены из строя. Поэтому удалять электролит нужно быстро, быстро промывать аккумулятор и после этого немедленно по ходу технологии очистки заполнять его дистиллированной водой или свежим электролитом. При получении каждой новой партии крепкой серной аккумуляторной кислоты из каждой бутыли должна отбираться проба для проверки кислоты на содержание железа и хлористых соединений. Каждая бутыль дистиллированной воды, полученной со стороны или от собственного дистиллятора, должна также проверяться на содержание железа и хлористых соединений. Ниже приводятся простейшие методы проверки кислоты и дистиллированной воды на содержание примесей. 169
Проверка кислоты на содержание примесей Проверка на железо. Наливают в пробирку 25 см3 испытуемой кислоты, наполовину разбавленной дистиллированной водой, проверенной на отсутствие железа. Прибавляют 1 см3 азотной кислоты с плотностью 1,2 г/см3. Смесь нагревают на спиртовой лампочке до кипения. После охлаждения раствора до комнатной температуры к нему прибавляют 2-3 см3 раствора желтой кровяной соли. Если жидкость окрасится в синий цвет, кислота не годится для составления электролита. Если железа очень мало (меньше 0,0004 %), окраска будет зеленоватой. Кислоту можно считать годной для приготовления электролита, если тотчас же после прибавления 10 %-го раствора желтой кровяной соли появится зеленоватое или очень слабое голубое окрашивание. Проверка на хлор. Разбавляют 10 см3 крепкой серной кислоты, проверенной на хлор, дистиллированной водой до 100 см3. Прибавляют 1 см3 10 %-го раствора азотнокислого серебра и перемешивают. Если по истечении 2 мин не появится опаловое замутнение (опалесценция), хлор отсутствует. Слабое облачко покажет присутствие в растворе небольшого количества хлора, не препятствующего использованию кислоты для составления электролита. Образование белого творожистого осадка хлористого серебра свидетельствует о большом количестве хлористых соединений. Проверка дистиллированной воды на содержание примесей Наиболее часто в дистиллированной воде встречаются примеси хлора, железа и меди. Аккумуляторщик или лицо, обслуживающее аккумуляторную батарею, должны проверять каждую бутыль дистиллированной воды сразу же после ее получения со стороны или после ее наполнения из собственного дистиллятора. Проверка на хлор. Наливают проверяемую воду в чистую пробирку на 3/4 высоты, добавляют три-четыре капли азотной кислоты плотностью 1,2 г/см3, четыре-пять капель 10 %-го раствора азотнокислого серебра. Наблюдают появление белесоватой мути в течение 2 мин, перемешивают содержимое пробирки встряхиванием. Вода пригодна для составления электролита и доливок, если не появляются следы опалес- цирующей мути. Проверка на железо. Наливают в пробирку 25 см3 проверяемой воды, подкисленной химически чистой серной кислотой. Прибавляют 1 см3 азотной кислоты плотностью 1,2 г/см3. Смесь нагревают до кипения. Охладив раствор до комнатной температуры, к нему прибавляют 2-3 см310 %-го раствора желтой кровяной соли. Если жидкость окрасится в синий цвет, вода содержит железо. Воду можно считать пригодной для приготовления электролита и для доливок, если после прибавления желтой кровяной соли появится зеленоватое или очень слабое голубоватое окрашивание. Чувствительность этого способа - 0,0004 % железа. Проверка на медь. Подливают нашатырный спирт к дистиллированной воде, подкисленной химически чистой серной кислотой. Если в воде имеются соли меди, образуется белый осадок, принимающий в дальнейшем (когда нашатырный спирт нейтрализует кислоту) синий цвет. Таким путем можно выявить присутствие 0,005 % меди. 170
Для контроля за качеством электролита должен производиться химический анализ проб, отбираемых из элементов. Пробы отбираются из контрольных элементов 1 раз в год. При обнаружении в каком-либо элементе значительного роста или коробления электродов, чрезмерного шламообразования, изменения цвета электролита, усиленного саморазряда электролит этого элемента должен быть подвергнут внеочередному химическому анализу. Учитывая, что при разряде большая часть примесей переходит в электролит, отбор проб электролита для анализа следует по возможности производить из разряженных аккумуляторов. Простым способом уменьшения испарения или выноса электролита пузырьками газа при заряде батареи является закрытие аккумуляторов покровными стеклами. Электролит, увлекаемый пузырьками газа, оседает на нижней стороне стекла и стекает обратно в сосуд. Покровные стекла нарезаются из оконного стекла толщиной 2 мм такого размера, чтобы между краями стекла и стенками сосуда был зазор 5-7 мм. Иначе электролит, собирающийся на стекле, будет стекать на стеллаж. 5.5.13. Температура в помещении аккумуляторной батареи должна поддерживаться не ниже 10 °С; на подстанциях без постоянного дежурства персонала и в случаях, если емкость батареи выбрана и рассчитана с учетом понижения температуры, допускается понижение температуры до 5 °С. Емкость аккумуляторов определяется в значительной мере физическими свойствами электролита. Особо важное значение имеет температура электролита. При понижении температуры увеличиваются вязкость и электрическое сопротивление электролита, замедляется диффузия в толщу активной массы электродов при разряде, емкость аккумулятора падает. Низкая температура электролита отрицательно влияет и на зарядные характеристики аккумуляторов. Для эффективного заряда свинцово-кислотных аккумуляторов необходима температура не ниже 5 °С. Значительную зависимость от температуры электролита имеет и конечное напряжение заряда. Оптимальная температура для свинцово-кислотных аккумуляторов 20 °С. Из-за трудности постоянного поддержания такой температуры, а также учитывая, что при снижении температуры до 10 °С происходит незначительное ухудшение характеристик аккумуляторов, считается допустимым поддерживать температуру аккумуляторных помещений не ниже 10 °С. На подстанциях без постоянного дежурства персонала иногда трудно поддерживать в аккумуляторных помещениях постоянно температуру не ниже 10 °С. Для таких подстанций допускается понижение температуры до 5 °С в случаях, если аккумуляторная батарея удовлетворяет при этих условиях требованиям по надежности работы во всех режимах, включая аварийный (например, емкость батареи выбрана с учетом пониженных температур или реальная нагрузка ниже расчетной). Высокая температура аккумуляторного помещения также вредна для аккумуляторов: увеличиваются саморазряд, сульфатация, износ сепарации. Поэтому применя- 171
емые системы отопления не должны обусловливать нагрев всех или части аккумуляторов выше 25 °С. 5.5Л4. На дверях помещения аккумуляторной батареи должны быть надписи: «Аккумуляторная», «Огнеопасно», Запрещается курить» или вывешены соответствующие знаки безопасности согласно ГОСТ 12.4.026-76 о запрещении пользоваться открытым огнем и курить. Во время заряда батареи, в особенности при неисправности вентиляции, в аккумуляторном помещении может создаться взрывоопасная концентрация водорода (гремучий газ). Человек, вошедший в аккумуляторное помещение с горящей сигаретой, может вызвать взрыв гремучего газа. Поэтому для предупреждения несчастных случаев с персоналом на двери аккумуляторного помещения укрепляются предостерегающие надписи: «Аккумуляторная», «С огнем не входить», «Запрещается курить». Дверь аккумуляторного помещения должна быть постоянно закрыта на замок. Работа с открытым огнем в аккумуляторном помещении (например, пайка электродов) допускается только при соблюдении следующих правил: пайка ведется специально обученным монтером и помощником; к пайке можно приступить не раньше чем через 2 ч после окончания заряда или прекращения подзаряда; вентиляция включается за 2 ч до начала работ и не выключается до конца пайки. 5.5.15. Осмотр аккумуляторных батарей должен производиться по графику, утвержденному техническим руководителем энергообъекта. Измерения напряжения, плотности и температуры электролита каждого элемента должны выполняться не реже 1 раза в месяц. Осмотры аккумуляторных батарей делятся на текущие и инспекционные. Текущие осмотры проводятся по утвержденному графику лицом, обслуживающим батарею. Инспекционный осмотр проводится двумя лицами: работником, обслуживающим батарею, и лицом, ответственным за эксплуатацию электрооборудования энер- гообьекта, в сроки, определяемые местными инструкциями, а также после монтажа и замены электродов или электролита. При текущем осмотре необходимо проверять: а) целость сосудов и уровень электролита в них, правильные положения покровных стекол или фильтрпробок, отсутствие трещин и течей в сосудах, чистоту сосудов, стеллажей, пола и стен, отсутствие окислов в местах соединения шин с наконечниками; б) уровень и характер шлама (в прозрачных сосудах); в) отсутствие механических дефектов, способствующих возникновению КЗ (падение на дао элемента пружин, стеклянных трубок, фанерных сепараторов и деревянных палочек, на которых со временем откладывается проводящий шлем); г) напряжение, плотность и температуру электролита в контрольных аккумуляторах (напряжение, плотность в каждом аккумуляторе - не реже 1 раза в месяц); 172
д) напряжение и ток подзаряда основных и добавочных аккумуляторов; е) исправность вентиляции и отопления (в зимнее время). При инспекционном осмотре сверх объема текущих осмотров проверяются: а) напряжение и плотность электролита в каждом элементе, состояние ошиновки, контактов, вазелиновой смазки шин и наконечников, ощупываются хвосты электродов для определения нагрева; б) сопротивление изоляции; в) отсутствие КЗ в элементах, состояние электродов (цвет, коробление, чрезмерный рост положительных электродов, наросты на отрицательных электродах); г) чистота стен, полов и стеллажей; д) записи, сделанные персоналом в аккумуляторном журнале. Результаты осмотров заносятся в журнал. Для аккумуляторных батарей без постоянного обслуживания наиболее важным показателем их состояния являются напряжение каждого элемента и плотность электролита. По значению напряжения элемента и плотности его электролита можно с уверенностью определять наличие сульфатации, недопустимый саморазряд, загрязнение электролита, короткое замыкание и пр. Поэтому не реже 1 раза в месяц необходимо измерять напряжение каждого элемента и плотность электролита. 5.5.16. Обслуживание аккумуляторных установок на электростанциях и подстанциях должно быть возложено на аккумуляторщика или специально обученного электромонтера (с совмещением профессий). На каждой аккумуляторной установке должен быть журнал для записи данных осмотров и объемов проведенных работ. От надежной и безотказной работы аккумуляторной батареи зависит возможность быстрой ликвидации аварийных ситуаций и последующее восстановление электрической схемы электростанции или подстанции. Плохо, неквалифицированно обслуживаемая батарея из-за сульфатации и потери емкости может не обеспечить повторное включение группы выключателей, и авария из местной превратится в системную. Особенно опасно это для подстанций без постоянного дежурства персонала. В нормальных условиях и при хорошем уходе аккумуляторные батареи работают без смены электродов до 15 лет. Плохое обслуживание, неправильные режимы заряда и разряда, несвоевременные ремонты приводят к быстрому выходу аккумуляторов из строя. Поэтому обслуживание аккумуляторных батарей должно осуществляться высококвалифицированным персоналом. Для грамотной эксплуатации аккумуляторных батарей необходимо понимание электрохимических процессов, происходящих в аккумуляторах. Аккумуляторщик должен быть обучен правильному ведению зарядов, разрядов и подзаряда аккумуляторов, должен по внешним признакам и по показанию приборов уметь установить причину и характер неисправности и устранить эту неисправность. 173
Аккумуляторщик должен уметь грамотно производить вырезку и пайку электродов, откачку шлама, проверку емкости электродов кадмиевым электродом, проводить анализы кислоты и дистиллированной воды. На электростанциях с несколькими аккумуляторными батареями должен быть специальный аккумуляторщик. На небольших электростанциях и на подстанциях специальный аккумуляторщик не будет полностью загружен. Поэтому там рационально обучить электромонтера профессии аккумуляторщика. В электрических сетях при близком расположении подстанций или при хорошей транспортной связи может оказаться более удобным иметь одного специалиста-аккумуляторщика на группу подстанций. Во всяком случае все аккумуляторные батареи должны быть закреплены за определенными лицами. Обезличка в обслуживании аккумуляторных батарей недопустима. Для повседневного контроля работы аккумуляторной батареи ведется журнал. 5.5.17. Персонал, обслуживающий аккумуляторную установку, должен быть обеспечен: • приборами для контроля напряжения отдельных элементов батареи, плотности и температуры электролита; • специальной одеждой и специальным инвентарем согласно типовой инструкции. Для каждой стационарной аккумуляторной батареи должны быть приборы и инвентарь, необходимые для ее обслуживания. Обязательно должны быть следующие приборы: переносный вольтметр постоянного тока класса точности 0,5 магнитоэлектрический со шкалой 3-0-3 В, два ртутных термометра (без оправы) с пределами измерения 0-50 °С с ценой деления 1 °С; два денсиметра (ареометра) с пределами измерения от 1,05 до 1,4 г/см3 с ценой деления 0,005 г/см3; стенной термометр с пределами измерения от минус 10 до 40 °С. Из инвентаря необходимо иметь переносную лампу во взрывозащищенном исполнении в сетке с гибким кабелем, фарфоровые (полиэтиленовые) кружки или кувшины вместимостью 1-2 л для доливки электролита или дистиллированной воды, бачки для хранения сепараторов, резиновые шланги, резиновые груши, одну-две за- коротки из гибкого изолированного провода с выводами, покровные стекла, запасные части и материалы. Для обеспечения безопасности работ с аккумуляторами в инвентаре должны быть защитные очки, резиновые перчатки, резиновые сапоги, резиновые фартуки и грубошерстные костюмы. Кроме того, необходимо иметь запас электролита и дистиллированной воды, растворы питьевой и кальцинированной соды, запасные сосуды, посуду и химикаты. Перечисленный инвентарь при групповом обслуживании аккумуляторных батарей может находиться на одной из батарей. 174
5.5.18. Ремонт аккумуляторной установки и батареи должен производить* ся по мере необходимости. В процессе эксплуатации аккумуляторных батарей, особенно если батарея давно работает, систематически возникают мелкие дефекты и неполадки. Если эти мелкие вначале дефекты своевременно не устранять, они перерастают в крупные аварийные очаги. Незамеченное и неустраненное, например, соприкосновение свинцовых обкладок элементов через образующие наросты может привести к КЗ и значительному снижению напряжения батареи. Если не обратить внимание на то, что стеклянная трубка в аккумуляторе приняла наклонное положение и вовремя ее не поправить, то на трубке отложится шлам и аккумулятор будет закорочен. Своевременное устранение замеченных повреждений и является главной задачей текущих ремонтов. В номенклатуру текущих ремонтов входят обнаружение и устранение коротких замыканий в элементах и замыканий между обкладками, подзаряд отстающих элементов, исправление переполюсованных элементов, откачка шлама, исправление суль- фатированных элементов, обнаружение и устранение примесей из электролита, смена сепараторов, частичная замена электродов. Капитальный ремонт аккумуляторных батарей с полной или значительной заменой электродов, электролита и сепарации назначается при потере батареей емкости из-за износа электродов. Перед ремонтом все элементы обследуются с помощью вспомогательного кадмиевого электрода, обследуется состояние сепараторов, аккумуляторных сосудов, стеллажей и др. Капитальный ремонт аккумуляторов закрытого исполнения типа СН не производится, аккумуляторы заменяются. Сроки замены батареи или части аккумуляторов определяются их состоянием. Срок замены АБ - не ранее, чем через 10 лет эксплуатации. 5.5.19. Батареи с кислотными аккумуляторами закрытого исполнения других типов, а также со щелочными аккумуляторами должны эксплуатироваться в соответствии с требованиями инструкции завода-изготовителя. При эксплуатации указанных АБ необходимо учитывать требования, изложенные во вводной части главы.
Глава 5.6 КОВДЕНСАТОРНЫЕ УСТАНОВКИ1 5.6.1. Управление режимом работы конденсаторной установки должно быть автоматическим, если при ручном управлении невозможно обеспечить требуемое качество электроэнергии. Конденсаторная установка (конденсаторная батарея или ее секция) должна включаться при понижении напряжения ниже номинального и отключаться при повышении напряжения до 105-110 % номинального. Конденсаторные установки (КУ) являются источником реактивной энергии и состоят из конденсаторной батареи (КБ), а также относящегося к ней вспомогательного электрооборудования (выключатели, разъединители, трансформаторы тока, трансформаторы напряжения и т.д.). Длительная и надежная работа конденсаторных установок может быть обеспечена только при достаточной надежности как собственно конденсаторов КБ, так и вспомогательного электрооборудования, правила эксплуатации которого рассмотрены в гл. 5.4. Достаточно мощные КУ, размещаемые в крупных узлах нагрузки, оказывают существенное влияние на уровень напряжения сети, который является одним из важнейших параметров энергосистемы. Напряжение при своем изменении воздействует через органы управления на включение или отключение КУ. При этом КБ должна автоматически включаться при снижении напряжения сети ниже номинального и отключаться при повышении напряжения до 105-110 % номинального, чтобы предотвратить дальнейшее (и уже недопустимое) повышение напряжения сети. 5.6.2. Допускается работа конденсаторной установки при напряжении ПО % номинального и с перегрузкой по току до 130 % за счет повышения напряжения и содержания в составе тока высших гармонических составляющих. Длительная работа конденсаторной установки при напряжении, не превышающем ПО % номинального напряжения сети, не представляет опасности для элемен- 1 Установки напряжением 6 кВ и выше и частотой 50 Гц, предназначенные для выработки реактивной мощности и регулирования напряжения. 176
тов конденсаторной установки, включая и конденсаторную батарею. При проектировании конденсаторной батареи 6 кВ и более возможность повышения напряжения на 10 % сверх номинального предусматривается, и эта задача решается путем увеличения числа последовательно включаемых конденсаторов, что позволяет при напряжении ПО % номинального на шинах конденсаторной установки иметь на единичных конденсаторах напряжение, не превышающее их номинальное значение (см. п. 5.6.3). Конденсаторные установки допускают длительную перегрузку при действующем значении тока до 130 % тока, получаемого при номинальном напряжении и номинальной частоте. Такая перегрузка возможна при увеличении напряжения сети или присутствии в составе кривой напряжения (тока) сети высших гармонических составляющих. 5.6.3. Если напряжение на выводах единичного конденсатора превышает 110 % его номинального напряжения, эксплуатация конденсаторной установки запрещается. В процессе эксплуатации конденсаторной батареи возможен выход из строя отдельных конденсаторов или их секций при сохранении общей работоспособности конденсаторной установки. При этом происходит перераспределение напряжения по последовательным рядам КБ и загрузки конденсаторов по току. В этом случее, даже при номинальном напряжении на шинах КУ, напряжение и ток отдельных единичных конденсаторов при их параллельно-последовательном соединении могут возрасти до недопустимых значений. Длительное повышение напряжения на конденсаторе ведет к увеличению в нем тепловых потерь, повышению температуры диэлектрика, напряженности электрического поля и, как следствие, к ускоренному старению и преждевременному выходу конденсатора из строя. Поэтому увеличение напряжения на конденсаторе более ПО % его номинального значения не допускается. Более того, ГОСТ 1282-88 «Конденсаторы для повышения коэффициента мощности. Общие технические условия» ограничивает продолжительность работы единичных конденсаторов при напряжении 110 % номинального 12 ч в течение каждых суток. Поскольку в эксплуатации находятся конденсаторы, изготовленные по государственным стандартам различных лет, продолжительность работы конденсаторов при повышенном сверх номинального напряжении должна соответствовать значению, указанному в заводской инструкции. 5.6.4. Температура окружающего воздуха в месте установки конденсаторов должна быть не выше верхнего значения, указанного в инструкции по эксплуатации конденсаторов. При превышении этой температуры должны быть приняты меры, усиливающие эффективность вентиляции. Если в течение 1 ч не произошло понижения температуры, конденсаторная установка должна быть отключена. Нарушение теплового режима работающего конденсатора вызывает сокращение срока его службы и может привести к отказу в течение непродолжительного времени эксплуа- 177
тащш. Чтобы температура конденсатора не достигала опасных значений, необходимо обеспечить условия теплообмена между его корпусом и окружающим воздухом. Такие условия обеспечиваются, если температура окружающего конденсатор воздуха не будет превышать температуры, указанной в заводской инструкции. Для повышения эффективности теплообмена конденсаторных батарей в закрытых помещениях следует увеличить интенсивность естественной циркуляции воздуха или сделать это за счет принудительной вентиляции. Однако в ряде случаев добиться этого не удается. Поэтому в жаркие летние месяцы, характерные, как правило, для южных районов, КБ (в том числе открытых установок) приходится отключать, если в течение 1 ч не произошло снижения темпе- рапвдж окружающего воздуха до значения, установленного заводской инструкцией. Для конденсаторных батарей наружной установки для защиты от прямых солнечных лучей применяются козырьки, защитная окраска. 5.6.5. Не допускается включение конденсаторной установки при температуре конденсаторов ниже: • минус 40 °С - для конденсаторов климатического исполнения У и Т; • минус 60 °С - для конденсаторов климатического исполнения ХЛ. Включение конденсаторной установки разрешается лишь после повышения температуры конденсаторов (окружающего воздуха) до указанных значений и выдержки их при этой температуре в течение времени, указанного в инструкции по их эксплуатации. Отключенная КБ принимает температуру окружающего воздуха. При низких отрицательных температурах - ниже минус 40 °С для конденсаторов климатического исполнения У и Т и минус 60 °С для климатического исполнения ХЛ - в конденсаторах наблюдаются процессы, связанные с усадкой материалов, образованием в изоляции пустот, понижением уровня пропитывающего диэлектрика и повышением его вязкости, т.е. создаются условия, способные вызвать массовое повреждение конденсаторов при подаче на них напряжения. Поэтому включение КБ разрешается лишь после повышения температуры окружающего воздуха до указанных значений и определенной выдержки конденсаторов при этой температуре. Время такой выдержки указывается в заводской инструкции по эксплуатации конденсаторов. Она необходима для того, чтобы все элементы конденсатора приняли температуру окружающего воздуха, допускающую включение КБ. 5.6.6. Если токи в фазах различаются более чем на 10 %, работа конденсаторной установки запрещается. При первом включении новой конденсаторной батареи после монтажа и наладочных работ значения токов в различных фазах КБ, в соответствии с действующими Объемами и нормами испытания электрооборудования, не должны отличаться более чем на 5 %. В 178
процессе эксплуатации, вследствие внезапных или постепенных отказов конденсаторов, например, из-за снижения емкости, неравномерность нагрузки по фазам может увеличиться. Увеличение разности значений токов по фазам свидетельствует о наличии в составе КБ дефектных конденсаторов. Поэтому при возрастании несимметрии и росте неравенства токов в фазах более 10 % конденсаторная установка должна быть отключена. 5.6.7. При отключении конденсаторной установки повторное ее включение допускается не ранее чем через 1 мин после отключения. Настоящее требование вызвано как необходимостью устранения опасных явлений, связанных с коммутационным процессом при повторном включении КБ, находящейся еще в заряженном состоянии, так и в целях снижения бросков тока, достигающих больших значений. Поэтому после отключения КБ должна быть разряжена. В качестве разрядных устройств используются трансформаторы напряжения, которые обеспечивают разряд батареи в течение 1 мин. 5.6.8. Включение конденсаторной установки, отключившейся действием защит, разрешается после выяснения и устранения причины, вызвавшей ее отключение. Включению КУ, отключившейся от действия релейной защиты, должен предшествовать ее тщательный осмотр (при необходимости - ревизия) в целях установления причины срабатывания защиты, обнаружения и устранения возникших повреждений. Нарушение этого правила приводит к значительному увеличению объема повреждений и развитию по аварийной ситуации. 5.6.9. Конденсаторы с пропиткой трихлордифенилом должны иметь на корпусе около таблички с техническими данными отличительный знак в виде равностороннего треугольника желтого цвета со стороной 40 мм. При обслуживании этих конденсаторов должны быть приняты меры, предотвращающие попадание трихлордифенила в окружающую среду. Вышедшие из строя конденсаторы с пропиткой трихлордифенилом должны храниться в герметичном контейнере, конструкция которого исключает попадание трихлордифенила в окружающую среду. Уничтожение поврежденных конденсаторов с пропиткой трихлордифенилом должно производиться централизованно на специально оборудованном полигоне. В эксплуатации находится большое количество конденсаторов, в которых в качестве пропитывающего диэлектрика использована экологически опасная жидкость - трихлор- 179
дифенил (ТХД). Следует учитывать, что на конденсаторах ранних выпусков отличительный знак - желтый треугольник со стороной 40 мм отсутствует. В связи с этим следует установить марку пропитывающей жидкости в каэвдой конкретной партии конденсаторов и нанести указанное обозначение на корпус конденсатора, заполненного ТХД. Все вышедшие из строя конденсаторы с ТХД подлежат захоронению в местах, отведенных санитарно-эпидемиологическими станциями. При техническом обслуживании, хранении, транспортировании конденсаторов должны предприниматься меры, не допускающие попадания ТХД в окружающую среду. С 1989 г. конденсаторы производятся с использованием экологически безопасной пропитывающей жидкости. 5.6.10. Осмотр конденсаторной установки без отключения должен проводится не реже 1 раза в месяц. На объектах с постоянным дежурным персоналом осмотр рекомендуется проводить чаще. 5.6.11. Средний ремонт конденсаторных установок должен производиться по мере необходимости в зависимости от их технического состояния. Текущий ремонт конденсаторных установок должен производиться ежегодно. Периодичность средних и текущих ремонтов КУ заводами-изготовителями и действующими НГД не регламентирована. Однако опыт эксплуатации свидетельствует, что, своевременно проведенный ремонт, главным образом в начальный приработочный период, обеспечивает долговечность КУ, предотвращая значительные трудозатраты, связанные с выполнением ремонтов, особенно КБ с большим числом конденсаторов. 5.6.12. Испытания конденсаторных установок должны быть организованы в соответствии с «Объемом и нормами испытаний электрооборудования» и заводскими инструкциями. Пояснений не требует.
Глава 5Л ВОЗДУШНЫЕ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ 5.7.1. При эксплуатации воздушных линий электропередачи (ВЛ) должны производиться техническое обслуживание и ремонт, направленные на обеспечение их надежной работы. Система эксплуатации воздушных линий электропередачи включает техническое обслуживание и ремонт ВЛ. Перечень работ, относящихся к техническому обслуживанию и ремонту установлен типовыми инструкциями по эксплуатации ВЛ: - Типовая инструкция по эксплуатации воздушных линий электропередачи напряжением 35-800 кВ.- РД 34.20.504-94 (М: СПО ОРГРЭС, 1996); - Типовая инструкция по техническому обслуживанию и ремонту воздушных линий электропередачи напряжением 0,38-20 кВ с неизолированными проводами.- РД 34.20.662-98 (М: СПО ОРГРЭС, 1998); - Типовая инструкция по эксплуатации воздушных линий электропередачи напряжением 0,38 кВ с самонесущими изолированными проводами (ВЛИ 0,38 кВ). - РД 153-34.3-20.671-97 (М: СПО ОРГРЭС, 1996); - Типовая инструкция по техническому обслуживанию и ремонту ВЛ 6-20 кВ с защищенными проводами (М.: ОРГРЭС (передана на утверждение и будет выпущена в 2000 г.). 5.7.2. При выдаче задания на проектирование ВЛ, сооружаемых и подлежащих техническому перевооружению, реконструкции и модернизации, АО-энерго и организации, эксплуатирующие электрические сети, должны предоставлять проектным организациям имеющиеся данные о фактических условиях в зоне проектируемой ВЛ (фактические данные по гололеду и ветру, по загрязнениям атмосферы на трассе ВЛ, по отказам ВЛ и их элементов и другие данные, характеризующие местные условия) и требовать их учета в проектной документации. Действующие нормативно-технические документы по проектированию и эксплуатации ВЛ (Правила устройства электроустановок, Нормы технологического проектирования воздушных линий электропередачи, Типовые инструкции по эксплуата- 181
ции ВЛ (см. п. 5.7.1) предусматривают необходимость учета фактических климатических условий. Однако, как свидетельствуют повторяющиеся гололедно-ветровые аварии вэнергосистемах, эти положения не используются в должной мере ни эксплуатирующими, ни проектными организациями. Большое количество аварий на ВЛ, вызванных сверхрасчетными климатическими и атмосферными условиями (гололед, ветер, загрязнения), свидетельствует о недостаточном учете местных условий в проектах ВЛ. Увеличение затрат на сооружение ВЛ с учетом фактических климатических нагрузок в регионах с тяжелыми климатическими условиями оправдано по сравнению с затратами на восстановление поврежденных линий электропередачи. Организация, эксплуатирующая ВЛ, должна выдавать проектным организациям фактические данные о гололедно-ветровых нагрузках, наблюдающихся в районах прохождения этих ВЛ, и требовать от них учета этих данных при проектировании новых, техническом перевооружении, реконструкции и модернизации действующих ВЛ. 5.7.3. При сооружении, техническом перевооружении, реконструкции и модернизации ВЛ, выполняемых подрядной организацией и подлежащих сдаче в эксплуатацию организации, эксплуатирующей электрические сети, последней должны быть организованы технический надзор за производством работ, проверка выполненных работ на соответствие утвержденной технической документации. При сооружении, техническом перевооружении, реконструкции и модернизации ВЛ, выполняемых подрядной организацией, для наблюдения за качеством работ и проверки ведения скрытых работ предприятием электросетей (района электросети) должен быть назначен ответственный представитель. Если при сооружении линии впервые в данной энергосистеме применяются новые типы оборудования или новые методы монтажных работ, персонал предприятия (района) электросетей, принимающий линию, должен ознакомиться с новым оборудованием или новыми методами монтажа. В первую очередь, внимание представителей эксплуатирующей организации должно быть обращено на выполнение скрытых работ - правильность заглубления фундаментов металлических опор, стоек железобетонных и деревянных опор, наличие предусмотренных в проекте линии ригелей, тщательности уплотнения пазух котлованов гравийно-песчаной смесью, отсутствие загнивших деталей деревянных опор, правильность монтажа проводов и грозозащитных тросов, в том числе и их соединений, правильность монтажа изолирующих подвесок и т.п. Устранение указанных и прочих недостатков наиболее эффективно именно в период строительства, техперевооружения, реконструкции и модернизации ВЛ, а не в условиях ее эксплуатации. 5.7.4. Приемка в эксплуатацию ВЛ организацией, эксплуатирующей электрические сети (АО-энерго), должна производиться в соответствии 182
со СНиП 3.01.04-87 и действующими правилами приемки в эксплуатацию законченных строительством линий электропередачи. Порядок сдачи-приемки в эксплуатацию вновь сооруженной ВЛ установлен нормами и правилами: - Несущие и ограждающие конструкции.- СНиП 3.01.04-87 (М.: Госстрой СССР, 1988); - Электротехнические устройства.- СНиП 3.05.06-85 (М.: Госстрой СССР, 1988); - Объем и нормы испытаний электрооборудования (изд. 6-е) - РД 34.45-51,300-97 (М.:«ЭНАС», 1998); - Правила приемки в эксплуатацию отдельных пусковых комплексов и законченных строительством электростанций, объектов электрических и тепловых сетей: ВСН 37-86.- РД 34.20.405 (М.: СПО Союзтехэнерго, 1987); - Извещение об изменении № 1 РД 34.20.405 (М: СПО ОРГРЭС, 1988). - Правила приемки в эксплуатацию энергообъектов электростанций, электрических и тепловых сетей после технического перевооружения.- РД 34.20.401 (М: СПО Союзтехэнерго, 1983); -Извещение № 7/85 об изменении № 1 РД 34.20.401 (М.: СПО Союзтехэнерго, 1985); - Правила приемки в эксплуатацию законченных строительством объектов распределительных сетей напряжением 0,38-20 кВ сельскохозяйственного назначения.- РД 34.20.407-87 (М. СПО Союзтехэнерго, 1989). При приемке вновь сооруженной ВЛ в эксплуатацию или ВЛ, прошедшей техпе- ревооружение, реконструкцию, модернизацию следует произвести оценку или измерение ширины просеки, высоты деревьев и кустарников под проводами, расстояний от элементов ВЛ до стволов деревьев и их кроны; выборочную проверку расположения фундаментов опор, глубины заделки опор в грунте, состояния фундаментов опор; при необходимости произвести измерение прогибов металлоконструкций опор, проверку состояния оттяжек опор и их натяжение, измерение трещин, прогибов железобетонных стоек опор и железобетонных приставок; выборочное измерение геометрических размеров деталей деревянных опор; измерение при необходимости расстояний от проводов и грозозащитных тросов до земли, до различных объектов и сооружений, в том числе и до проводов (тросов), пересекаемых ВЛ и разных линий, расстояний от проводов (тросов) до элементов опор ВЛ, проверку состояний соединений проводов (тросов), проверку состояний изоляции и изолирующих подвесок, линейной арматуры, заземляющих устройств опор и т.п. Сдача-приемка в эксплуатацию вновь сооруженной линии производится специально назначенной приемочной комиссией, которая проверяет передачу проектных материалов и исполнительной документации и организует осмотр линии и вспомогательных сооружений с выявлением недоделок и дефектов строительных и монтажных работ, устранение строительно-монтажной организацией всех дефектов и недоделок и вторичный осмотр линии. Акт о приемке линии в эксплуатацию составляется после устранения всех выявленных при приемке дефектов и недоделок при благоприятных результатах испытаний и нормальной работе линии под напряжением в течение суток. 183
Генеральный подрядчик - строительная организация представляет комиссии следующую документацию: ведомости объектов, предъявляемых к приемке, отклонений от проекта, недоделок строительных и монтажных работ; акты приемки скрытых работ, испытаний, приемки переходов и пересечений; комплект рабочих чертежей. При приемке ВЛ 35 кВ и выше также должны быть переданы: Гарантийный паспорт воздушной линии электропередачи напряжением 35 кВ и выше (в соответствии с РД 34.20.521-96. М: СПО ОРГРЭС, 1998); паспорт ВЛ; трехлинейная схема; журналы работ по устройству фундаментов 'под опоры, соединений проводов, по монтажу заземления опор; акт приемки скрытых работ по фундаментам и заземлению опор; журналы монтажа натяжных и ремонтных зажимов путем опрес- совки, монтажа проводов и тросов в анкерных участках; акты осмотров переходов и др. документы. Вся перечисленная документация после окончания работы комиссии должна храниться у заказчика - эксплуатирующей организации. 5.7.5. При техническом обслуживании должны производиться работы по предохранению элементов ВЛ от преждевременного износа путем устранения повреждений и неисправностей, выявленных при осмотрах, проверках и измерениях. При капитальном ремонте ВЛ должен быть выполнен комплекс мероприятий, направленных на поддержание или восстановление первоначальных эксплуатационных характеристик ВЛ в целом или отдельных ее элементов путем ремонта деталей и элементов или замены их новыми, повышающими их надежность и улучшающими эксплуатационные характеристики линии. Перечень работ, которые должны выполняться на ВЛ при техническом обслуживании, ремонте и техническом перевооружении, приведен в типовых инструкциях по эксплуатации ВЛ. К техническому обслуживанию относятся работы по систематическому и своевременному предохранению отдельных конструкций и деталей от преждевременного износа путем проведения проверок, измерений и устранения мелких повреждений и неисправностей. К таким работам относится осмотр линий, проверка и подтяжка болтовых соединений и гаек анкерных болтов на металлических и железобетонных опорах, проверка тяжения в оттяжках, чистка и обмыв изоляции и пр. Техническое обслуживание ВЛ осуществляется персоналом предприятия электросетей. Капитальный ремонт ВЛ производится в целях поддержания или восстановления первоначальных эксплуатационных характеристик как линии в целом, так и отдельных ее элементов и конструкций. В объем ремонтных работ включается устранение всех недостатков, выявленных при осмотрах, проверках и испытаниях и не устраненных в текущем порядке: расчистка трасс от кустарника, порубочных остатков, хвороста, сваленных деревьев, восстановление ширины просек в размере, 184
установленном проектом ВЛ, предохранение опор от низовых пожаров, работы на трассе ВЛ, связанные с устройством проездов по трассе, планировка грунта у опор, ремонт ледозащитных сооружений опор в поймах рек, выправка и усиление опор, замена опор и их деталей, заделка трещин и установка бандажей на железобетонных опорах, окраска и осмоление подножников, замена изоляторов и деталей линейной арматуры, чистка и обмыв изоляторов, ремонт и замена проводов, восстановление нумерации опор, плакатов и пр. Объем ремонтных работ по каждой линии определяется с учетом записей, сделанных в журнале неисправностей (дефектов). Одновременно составляется заявка на необходимые материалы После определения объема ремонта подсчитываются число и продолжительность необходимых отключений каждой линии электропередачи и по согласованию с диспетчерской службой составляется график отключения линий для проведения ремонтных работ. Перечень и объем работ по техническому обслуживанию и капитальному ремонту (ремонту) приведен в Типовых инструкциях по эксплуатации ВЛ (см. п. 5.7.1). Техническое перевооружение ВЛ - это комплекс работ на действующих линиях электропередачи, состоящий в замене морально и физически устаревшего оборудования и конструкций новыми более совершенными. Составной частью технического перевооружения может являться модернизация оборудования, при этом затраты на ее проведение включаются в состав проекта технического перевооружения. Номенклатура работ по техническому перевооружению ВЛ включает в себя: - подвеску дополнительных проводов в фазе, не предусмотренную первоначальным проектом; - перевод линии на более высокий класс напряжения, не предусмотренный первоначальным проектом; - замену провода на участках общей длиной более 30 % протяженности линии на провода большего сечения (большей механической прочности); - подвеску грозозащитных тросов, не предусмотренных первоначальным проектом; - замену грозозащитного троса на трос со встроенным волоконно-оптическим кабелем; - замену изоляции на новую с более высокими техническими характеристиками (грязестойкие, полимерные изоляторы и т.д.); - доукомплектование аварийного запаса. К реконструкции в электрических сетях относится комплекс работ на действующих линиях электропередачи по их переустройству (строительству взамен) с целью повышения технического уровня, улучшения технико-экономических показателей объекта, условий труда и охраны окружающей среды. К таким работам относятся: - строительство линии на старой трассе взамен ликвидируемой; - вынос участков линии на новую трассу в связи со строительством энергетических или других объектов; - сплошная замена на участках линии (при длине участка более 15 % протяженности линии) опор на новые из того же или другого материала; 185
- замена дефектных опор из того же или другого материала, другого типа или подставка дополнительных опор при общем количестве вновь устанавливаемых опор более 30 % от установленных на линии; - сооружение волоконно-оптической линии связи (ВОЛС) на опорах действующей линии в составе ее реконструкции. Модернизацией называются мероприятия по повышению технико-экономических показателей ВЛ, улучшению условий их эксплуатации, повышению надежности и безопасности обслуживания за счет замены или изменений конструкций оборудования, а также совершенствования отдельных узлов и их элементов. К таким работам относятся: - усиление опор (без их замены) путем установки ветровых связей, ригелей, замены отдельных элементов более прочными в целях приведения характеристики ВЛ к современным нормативным требованиям в соответствии с фактическими нагрузками; - замена дефектного провода (грозозащитного троса) новым той же или другой марки на участках ВЛ при их длине не более 15 % общей протяженности В Л в целях повышения надежности ВЛ; - замена изоляторов более надежными (при том же или увеличенном количестве изоляторов), подвеска дополнительных изоляторов или замена изоляторов нормального исполнения грязестойкими на участках В Л в целях повышения их надежности; - замена распорок или другой линейной арматуры на участках ВЛ новыми более надежными. Капитальный ремонт ВЛ, а также работы по их техническому перевооружению, реконструкции и модернизации могут выполняться как персоналом предприятия электросетей, так и привлеченными организациями. 5.7.6. Техническое обслуживание и ремонтные работы должны быть организованы, как правило, комплексно путем проведения всех необходимых работ с максимально возможным сокращением продолжительности отключения ВЛ. Они могут производиться с отключением линии, одной фазы (пофазный ремонт) и без снятия напряжения. При техническом обслуживании и ремонтных работах комплексным методом в комплекс объединяются работы, которые могут производиться одной или одновременно несколькими бригадами. Так, например, могут быть объединены работы по проверке загнивания деревянных опор без отключения линии, контроль изоляторов штангой, измерение сопротивления соединителей и другие работы по техническому обслуживанию, которые не требуют отключения линий. Также следует объединять в комплекс все ремонтные работы, требующие отключения линии. Преимуществами комплексного метода производства эксплуатационных и ремонтных работ по сравнению, например, с методом по видам работ, являются сокращение числа переездов по трассе и затрачиваемого на переезды времени, лучшее использование машин и механизмов; обеспечение лучшего руководства на месте работ, 186
поскольку мастер может осуществлять одновременно контроль за работой нескольких бригад. При работах, требующих отключения линии, объединение работ в комплекс значительно сокращает продолжительность простоя линии в ремонте. Пофазный ремонт на воздушных линиях электропередачи производится в сетях с заземленный нейтралью с отключением и заземлением ремонтируемой фазы и переводом ремонтируемой линии на работу двумя фазами, а в сетях с изолированной нейтралью - с отключением и заземлением ремонтируемой фазы и переводом ремонтируемой линии на работу по схеме ДПЗ (два провода - земля) или без отключения ремонтируемой фазы с заземлением ее на концах участка работы. Преимуществами производства работ, проводимых без отключения ВЛ, являются: сохранение нормального режима работы электрической сети и непрерывность электроснабжения потребителей; сохранение оптимального потокораспре- деления в сети, возможность своевременно устранять выявленные недостатки и предотвращать аварийные отключения. Кроме того, при производстве ремонтов под напряжением сокращаются трудозатраты и потери времени на подготовку отключения и обратного включения ремонтируемого участка сети, повышается безопасность работ. Работы под напряжением производятся на основе специально разработанных технологий с использованием предназначенного для этого набора приспособлений, устройств, инструмента и средств обеспечения безопасности. Персонал для выполнения работ под напряжением проходит специальную подготовку, включающую как теоретическую часть, так и практическое освоение приемов работ со всеми приспособлениями и инструментами, используемыми при работах под напряжением. 5.7.7. Техническое обслуживание и ремонт ВЛ должны выполняться с использованием специальных машин, механизмов, транспортных средств, такелажа, оснастки, инструмента и приспособлений. Средства механизации должны быть укомплектованы в соответствии с нормами и размещены на ремонтно-производственных базах (РПБ) предприятий и их подразделений. Бригады, выполняющие работы на ВЛ, должны быть оснащены средствами связи с РПБ и диспетчерскими пунктами. Месторасположение специальных машин, механизмов, транспортных средств, такелажа, оснастки, инструмента и приспособлений, представляющих собой технологический комплекс средств механизации и предназначенных для проведения технического обслуживания и ремонтов ВЛ, определяется конфигурацией сети и местными условиями исходя из возможности наиболее рационального и оперативного использования механизмов. Механизмы и оборудование технологического комплекса должны использоваться целевым назначением для обслуживания электрических сетей. Средства механизации технологического комплекса закрепляются за структурными подразделениями, производственными службами и подчиненными им бригадами централизованного обслуживания. 187
Производственные службы, районы (участки) электросетей несут ответственность за нормальную эксплуатацию закрепленных за ними средств механизации, их своевременный ремонт и испытания. Определение потребности предприятий электрических сетей в машинах, механизмах, такелажных и специальных приспособлений и инструментах производится в соответствии с Нормативами комплектования автотранспортными средствами, спецмеханизмами и тракторами производственных подразделений Минэнерго СССР для технического обслуживания и ремонта электрических сетей.- РД 34.10.101. - М: СПО ОРГРЭС, 1991 (в настоящее время пересматриваются). Бригады, производящие работы на ВЛ, должны быть оснащены средствами связи с ремонтно-производственными базами предприятий и их подразделений и диспетчерскими пунктами для оперативного решения организационных и технических вопросов. 5.7.8. При эксплуатации ВЛ должны строго соблюдаться правила охраны электрических сетей и контролироваться их выполнение. Организация, эксплуатирующая электрические сети, должна информировать предприятия и организации, находящиеся в районе прохождения ВЛ, о требованиях указанных правил. Администрация предприятия электросетей должна проводить систематическую разъяснительную работу в организациях, расположенных вблизи ВЛ, и с местным населением о значении линии электропередачи, опасности электрического тока и необходимости соблюдения требований Правил охраны электрических сетей напряжением до 1000 В. (М: СЦНТИ ОРГРЭС, 1972) и Правил охраны электрических сетей напряжением свыше 1000 В. (М: Энергоатомиздат, 1985). Необходимо принимать меры к широкому распространению плакатов и брошюр с текстом правил охраны и периодически проводить беседы на эту тему в школах. Если на трассе линии обнаружено, что производятся какие-либо работы, представляющие угрозу нормальной работе линии электропередачи, администрация предприятия электросети вправе немедленно приостановить производство этих работ, так же как и производство согласованных ранее работ, если они ведутся с нарушением требований правил охраны. Местные органы власти обязаны соблюдать требования правил охраны и оказывать содействие работникам организации, эксплуатирующей линии электропередачи. Лица, виновные в нарушении требований правил охраны, могут быть подвергнуты штрафу, налагаемому местными органами исполнительной власти, или привлечены к ответственности по представлению администрации электросети. 5.7.9. Антикоррозионное покрытое неоцинкованных металлических опор и металлических деталей железобетонных и деревянных опор, а также стальных тросов и оттяжек опор должно восстанавливаться по мере необходимости по распоряжению технического руководителя энергообъекта. 188
Необходимость возобновления окраски, предохраняющей металлические опоры и детали опор (в том числе металлические подножники) от коррозии, устанавливает* ся по результатам периодической проверки степени их коррозии и состояния антикоррозионного покрытия. Если при проверке будет установлено, что защитное покрытие разрушено и началась коррозия металла, необходимо произвести очистку его поверхности от продуктов коррозии и покрыть заново краской. Долговечность покрытий в основном зависит от тщательности очистки от продуктов коррозии и качества покровных материалов. Применяемые до настоящего времени механические способы очистки металла от продуктов коррозии неэффективны. Применительно к ВЛ на металлических опорах разработан и многократно проверен на действующих линиях в различных энергосистемах эффективный способ очистки металла Этот способ заключается в нанесении на пораженную коррозией поверхность опоры химического состава (преобразователя ржавчины), состоящего из смеси ортофосфорной кислоты с цинком. При этом ржавчина химически преобразуется в окисел железа. При последующем нанесении покровного материала (краски) исключаются условия образования под краской рыхлой массы - ржавчины. В качестве покровных материалов могут быть использованы масляная краска на натуральной олифе с суриком или асфальтобитумный лак с алюминиевой пудрой. Эта технология окраски опор на действующих ВЛ приведена в Типовой инструкции по окраске металлических опор линий электропередачи с применением преобразователя ржавчины, ТИ 34-70-023-84.- РД 34.21.662. (М: СПО Союзтехэнерго, 1984). Для окраски стальных опор и деталей опор, установленных вблизи химических заводов, крупных электростанций и других промышленных предприятий, загрязняющих атмосферу веществами, способствующими усиленной коррозии металла и быстрому разрушению обычных красителей, рекомендуется применять специальные химически стойкие перхлорвиниловые лаки. Защита от коррозии грозозащитных тросов и оттяжек опор ВЛ напряжением 35 кВ и выше обеспечивается путем покрытия их антикоррозионной смазкой ЗЭС. Работы должны выполняться в соответствии с Инструкцией по нанесению антикоррозионного покрытия на грозозащитный трос, оттяжки опор и провода ВЛ напряжением 35 кВ и выше (М.: СНТБ ВКТ Мосэнерго, 1983). Защищать от коррозии следует, в первую очередь, вновь смонтированные грозозащитные тросы (оттяжки опор). Тросы, находящиеся в эксплуатации свыше 10 лет и покрытые сплошной коррозионной пленкой, защищать смазкой нецелесообразно. 5.7.10. Трасса ВЛ должна периодически расчищаться от кустарников и деревьев и содержаться в безопасном в пожарном отношении состоянии; должна поддерживаться установленная ширина просек и производиться обрезка деревьев. Отдельные деревья, растущие вне просеки и угрожающие падением на провода или опоры ВЛ, должны быть вырублены с последующим уведомлением об этом организации, в ведении которой находятся насаждения, и оформлением лесорубочных билетов (ордеров). 189
При прохождении ВЛ в лесных массивах, по местности, покрытой кустарником и лесной порослью, и по зеленым насаждениям вдоль линий должна быть сделана просека. Ширина просеки должна соответствовать требованиям, приведенным в Типовой инструкции по эксплуатации ВЛ. Трасса ВЛ по всей ширине просеки должна периодически очищаться от древесно-кустарниковой и травянистой растительности. Уничтожение древесно-кустарниковой и травянистой растительности на просеках ВЛ производится как механическими способами (вырубкой, с помощью кусторезов, бульдозеров, специальных катков - кусторезов и т.п.), так и химическими - с применением гербицидов. Для выполнения химобработки просек ВЛ гербицидами рекомендуется привлекать организации, имеющие разрешение на право проведения работ с их применением. Взаимоотношения между организациями, в ведении которых находятся ВЛ, и органами лесного хозяйства, по просекам которых через лесные насаждения и массивы проходят ВЛ, регламентируются действующими Правилами охраны электрических сетей напряжением до 1000 В и свыше 1000 В, а также положениями Лесного кодекса Российской Федерации. Сведения о взаимоотношениях предприятий (организаций), в ведении которых находятся ВЛ, с органами управления лесным хозяйством на местах, приведены также в Информационном письме ИП-01-11-98 (ТП) от 14.04.98 № 11-02/1-01 Департамента электрических сетей РАО «ЕЭС России». 5.7.11. На участках ВЛ, подверженных интенсивному загрязнению, должна применяться специальная или усиленная изоляция и при необходимости выполняться чистка (обмывка) изоляции, замена загрязненных изоляторов. В зонах интенсивных загрязнений изоляции птицами и местах их массовых гнездований должны устанавливаться специальные устройства, исключающие возможность перекрытий, а также отпугивающие птиц и не угрожающие их жизни. Изоляция линий элеюропередачи на участках, проходящих вблизи котельных, тепловых электростанций, химических, металлургических и других заводов, выделяющих в атмосферу дым, пыль, пары и газы, подвергается усиленному загрязнению. На участках линий, проходящих вблизи морского побережья, на поверхности изоляторов отлагается морская соль, выделяющаяся из влаги, заносимой ветром с моря; в степях - солончаковая пыль. Такому загрязнению подвергаются как верхние, так и нижние поверхности изоляторов. В результате загрязнения поверхности фарфора веществами, которые в увлажненном состоянии проводят электрический ток, изоляция ухудшается, возникают значительные токи утечки и может произойти перекрытие изоляторов. Опасность перекрытия особенно велика в сырую погоду, при сильном тумане, моросящем дожде и мокром снеге, когда увлажняется вся поверхность изолятора. 190
На линиях с деревянными опорами в сырую погоду большие токи утечки могут вызвать возгорание опор. Поэтому на таких участках линий рекомендуется применение специальных типов изоляторов или усиление изоляции. Специальные изоляторы для зон загрязнения имеют особую форму, отличную от изоляторов обычного типа, с большей длиной пути разряда по поверхности фарфора (стекла) и увеличенной ребристостью, что создает более благоприятное распределение напряжения на поверхности загрязненного изолятора. Такие изоляторы, будучи загрязненными, меньше подвержены перекрытию и могут длительное время работать без очистки. Усиление изоляции на линиях со штыревыми изоляторами достигается применением изоляторов следующей, высшей ступени напряжения или применением изоляторов подвесного типа с числом элементов в гирлянде, обеспечивающим более высокий уровень изоляции. Увеличение числа изоляторов в гирляндах должно выполняться в соответствии с Инструкцией по выбору изоляции электроустановок.- РД 34.51.101 (М: СПО Союзтехэнерго, 1990). В условиях интенсивного загрязнения менее надежны поддерживающие гирлянды, так как они легче подвергаются загрязнению; поверхность фарфора (стекла) у них омывается дождем в меньшей степени, чем у натяжных гирлянд, и грязь, смываемая дождем, стекает с изолятора на изолятор. Необходимость периодической очистки изоляторов, ее сроки и способы очистки устанавливаются в зависимости от степени загрязнения и состава загрязнения на основании эксплуатационных наблюдений; на участках линий, где интенсивность загрязнения достаточно велика, очистку изоляторов рекомендуется производить один-два раза в год (весной и в конце лета). Вблизи крупных электростанций, сжигающих низкосортные угли и штыб, где загрязнение содержит сернистые соединения, а также вблизи химических заводов, уносы которых содержат вещества, образующие с водой растворы, рекомендуется производить обмыв изоляторов водой. Обмыв загрязненных фарфоровых и стеклянных подвесных изоляторов на ВЛ до 500 кВ включительно может производиться под напряжением непрерывной струей воды с применением специальных механизмов и приспособлений в соответствии с Типовой инструкцей по обмыву изоляторов ВЛ 500 кВ включительно под напряжением непрерывной струей воды.-РД 34.51.501 (М: СПО Союзтехэнерго, 1982). Когда загрязнение образует на поверхности фарфора слой, не поддающийся очистке обычными способами, рекомендуется периодически снимать изоляторы и заменять их новыми. В настоящее время для ВЛ 35-500 кВ выпускаются подвесные полимерные изоляторы для всех зон степени загрязнения. По сравнению с традиционными подвесными фарфоровыми и стеклянными изоляторами они имеют в 8-12 раз меньшую массу, более высокие разрядные характеристики и склонность к загрязнению, устойчивость к ударам, «расстрелам» и резким сменам температуры, не поддаются старению длительное время (25-30 лет), удобнее и легче в монтаже, более сейсмостойки и могут устанавливаться на ВЛ вместо подвесных фарфоровых и стеклянных изоляторов. В районах массового расселения и на путях миграции птиц, для предотвращения их гибели и для предохранения изоляции от загрязнения, следует применять установ- 191
ку заградителей, исключающих возможность посадки или гнездования птиц на траверсах, в том числе и в местах крепления поддерживающих изолирующих подвесок проводов на опорах ВЛ, закрывать верхние отверстия полых железобетонных стоек опор наголовниками и т.д. 5.7.12. При эксплуатации ВЛ в пролетах пересечения действующей линии с другими ВЛ и линиями связи на каждом проводе или тросе пересекающей ВЛ допускается не более двух соединителей; количество соединений проводов и тросов на пересекаемой ВЛ не регламентируется. Пересечения линий электропередачи между собой, с линиями связи, транспортными путями и другими объектами требуют повышенной надежности линий. Наличие соединений в пролетах пересечения понижает механическую прочность провода, а при некачественном монтаже может привести к постепенному ухудшению контакта и обрыву провода. Поэтому наличие соединений в пролетах пересечения при строительстве В Л, как правило, не должен допускаться. В условиях эксплуатации допускается в пролетах пересечения ВЛ любого класса напряжения с другими ВЛ и линиями связи, установка на каждом проводе или тросе пересекающей линии, т.е. линии, проходящей сверху, не более двух соединителей. При повреждении провода (троса) в пролете пересечения в новом месте он должен быть заменен. Для пересекаемой ВЛ, проходящей под пересекающей, количество соединений проводов и тросов не регламентируется, поскольку обрыв их необязательно приводит к захлестыванию проводов верхней ВЛ и ее отключению. 5.7.13. Организации, эксплуатирующие электрические сети, должны содержать в исправном состоянии: • сигнальные знаки на берегах в местах пересечения ВЛ с судоходной или сплавной рекой, озером, водохранилищем, каналом, установленные согласно «Уставу внутреннего водного транспорта» по согласованию с бассейновым управлением водного пути (управлением каналов); • устройства светоограждения, установленные на опорах ВЛ в соответствии с требованиями «Правил маркировки и светоограждения высотных препятствий»; • постоянные знаки, установленные на опорах в соответствии с проектом ВЛ и требованиями нормативно-технических документов. Места пересечения ВЛ с судоходными и сплавными реками, каналами и т.п. должны быть обозначены на берегах сигнальными знаками согласно «Уставу внутреннего водного транспорта Союза ССР» и действующим ГОСТом на эти знаки. 192
Сигнальные знаки представляют собой столбы, окрашенные чередующимися белыми и черными полосами с укрепленными на них щитами белого цвета диаметром 1 м с двумя вертикальными красными полосами шириной до 25 см и просветом между ними 20 см. Сигнальные знаки устанавливаются организацией, эксплуатирующей ВЛ, по согласованию с бассейновыми управлениями водного пути и вносятся последними в перечень судоходной обстановки и в лоцманские карты. Опоры высотой более 50 м для безопасности полетов самолетов и других летательных аппаратов должны иметь сигнальное освещение (светоограждение) и маркировочную окраску. Определение необходимости устройства светоограждения и маркировочной окраски, а также технические требования к ним устанавливаются по согласованию с местными управлениями Главного управления гражданского воздушного флота. Сигнальное освещение устанавливается в верхней части опоры так, чтобы обеспечить видимость сигнальных огней во всех направлениях. Для дневной маркировки опоры с сигнальным освещением должны быть окрашены полосами не менее 3 цветов шириной от 0,5 и 6 м, причем крайние полосы должны быть окрашены в красный или оранжевый цвет Электроснабжение сигнального освещения производится от местной сети или путем емкостного отбора от линии электропередачи. Опоры воздушных линий электропередачи должны иметь следующие постоянные знаки: - порядковый номер - на всех опорах; - год установки - на всех опорах до 1 кВ; - номер линии или ее условное обозначение - на концевых опорах, первых опорах ответвлений от линий, опорах в месте пересечения линий одинакового напряжения, опорах в местах пересечения с железнодорожными, автомобильными и грунтовыми дорогами 1-У категорий, а также на всех опорах участков трассы с параллельно идущими линиями, если расстояние между ними (между осями) менее 200 м (на двухцепных опорах линий напряжением 35 кВ и выше, кроме того, должна быть обозначена соответствующая цепь); - расцветку фаз - на линиях напряжением 35 кВ и выше на концевых опорах, опорах, смежных с транспозиционными, и на первых опорах ответвлений от линий; - предупредительные плакаты на всех опорах линий напряжением 1000 В и выше в населенной местности. Постоянные знаки, устанавливаемые на опорах линий электропередачи, необходимы для правильной организации эксплуатации, устранения ошибок при эксплуатационных и ремонтных работах и обеспечения безопасности. Номера опор и условные обозначения линий на участках параллельного следования или цепей на двухцепных опорах обеспечивают возможность ориентации персонала при осмотрах линий, учете обнаруженных дефектов и проведении эксплуатационных и ремонтных работ. Кроме того, наличие обозначений линий или цепей на двухцепных линиях делает менее вероятными ошибки персонала при работах на одной из таких линий или цепей при наличии напряжения на других (например, ошибочное наложение заземления на провода линии, находящейся под напряжением) . Расцветка фаз выполняется в виде цветных полос, кружков или обозначается буквами (ж, з, к) соответственно расположению проводов. Расцветка фаз помога- 193
ет при нарушениях работы линии, находясь на трассе, определить поврежденную фазу линии. Постоянные знаки наносятся краской по трафарету непосредственно на опору или выполняются на окрашенных металлических пластинах, укрепляемых на опорах на высоте 2,5-4 м. Предупредительные плакаты устанавливаются на высоте 2,5-3 м то с правой, то с левой стороны опоры по ходу линии. На опорах, установленных у дорог, плакаты рекомендуется располагать со стороны дороги. При смене и ремонте опор по мере необходимости постоянные знаки и предупредительные плакаты должны восстанавливаться. 5.7.14. Организация, эксплуатирующая электрические сети, должна следить за исправностью дорожных знаков ограничения габаритов, устанавливаемых на пересечениях ВЛ с автомобильными дорогами; дорожных знаков, устанавливаемых на пересечениях ВЛ 330 кВ и выше с автомобильными дорогами и запрещающих остановку транспорта в охранных зонах этих ВЛ. По представлению организаций, эксплуатирующих электрические сети, в ведении которых находятся ВЛ, установка и обслуживание указанных знаков производятся организациями, в ведении которых находятся автомобильные дороги. Пояснений не требует. 5.7.15. При эксплуатации ВЛ должны быть организованы их периодические и внеочередные осмотры. График периодических осмотров должен быть утвержден техническим руководителем организации, эксплуатирующей электрические сети. Периодичность осмотров каждой ВЛ по всей длине должна быть не реже 1 раза в год1. Кроме того, не реже 1 раза в год инженерно- техническим персоналом должны производиться выборочные осмотры отдельных ВЛ (или их участков), а все ВЛ (участки), подлежащие капитальному ремонту, должны быть осмотрены полностью. Верховые осмотры с выборочной проверкой проводов и тросов в зажимах и в дистанционных распорках на ВЛ напряжением 35 кВ и выше или их участках, имеющих срок службы 20 лет и более или проходящих в зонах интенсивного загрязнения, а также по открытой местности, должны производиться не реже 1 раза в 6 лет; на остальных ВЛ 35 кВ и выше (участках) - не реже 1 раза в 12 лет. 1 В данном и последующих пунктах настоящей главы слова «не реже» означают, что конкретные сроки выполнения данного мероприятия в пределах, установленных настоящими Правилами, должны быть определены техническим руководителем энергообъекта. 194
На ВЛ 0,38-20 кВ верховые осмотры должны производиться при необходимости. Периодические осмотры линий электропередачи имеют целью осуществлять общее наблюдение за состоянием линии и ее трассы и выявлять неисправности, которые могут быть обнаружены при осмотре линии с земли. Осмотры производятся электромонтерами по графику, утвержденному техническим руководителем организации, эксплуатирующей электрические сети. Осмотры следует производить днем, до наступления темноты, чтобы иметь возможность тщательно осмотреть состояние всех элементов линии. Одновременно следует обращать внимание на состояние трассы: не производятся ли вблизи линии какие-либо работы, не сложены ли под линией посторонние материалы, нет ли вблизи линии деревьев, угрожающих падением, или приближающихся к проводам веток и молодой поросли и т.д. На линиях или участках линий, проходящих по населенным местностям, по территориям промышленных предприятий и новостроек и вблизи них, чаще наблюдаются повреждения или производятся работы, могущие вызвать нарушение работы линии. На таких участках, а также на участках, подверженных усиленному загрязнению или влиянию каких-либо других внешних условий, могущих вызвать повреждения линий, периодические осмотры следует производить чаще. Ежегодные осмотры линии инженерно-техническим персоналом (мастерами, инженерами и техниками службы линий, главным инженером района) имеют цель проверки общего состояния линии лицами более высокой квалификации, уточнения объема ремонтных работ и одновременно проверки работы электромонтеров, производящих периодические осмотры линий. Верховой осмотр линий производится для проверки состояния верхней части опор, узлов крепления гирлянд к опоре, гирлянд изоляторов с арматурой и мест крепления грозозащитных тросов. При осмотре мест крепления и гирлянд следует тщательно проверять, нет ли трещин в фарфоре, шапках изоляторов и в деталях арматуры; наличие всех замков в сочленении изоляторов, шплинтов в деталях арматуры; не наблюдается ли самоотвинчивания гаек и т.п. Верховой осмотр линии без ее отключения должен производиться на безопасном расстоянии от токоведу- щих частей или с изолирующих устройств с соблюдением требований правил техники безопасности. На линиях с расщепленными фазами одновременно с верховым осмотром проводов с отключением линии должны производиться верховой осмотр и проверка дистанционных распорок. При осмотре распорок следует обращать внимание на состояние провода под зажимом распорки, на надежность крепления^распорок на проводе, состояние сочленения планки распорки с зажимом и отсутствие поврежденного провода вблизи распорок. Выборочная проверка состояния проводов в зажимах производится в целях выявления повреждений проводов, которые не могут быть замечены при осмотрах с земли. К числу таких повреждений относятся повреждения, вызванные вибрацией, 195
которые обычно ранее всего проявляются в поддерживающих зажимах на участках линии с пролетами длиной более 120 м, не защищенных от вибрации и проходящих по открытой местности. Повреждения от вибрации имеют характерный вид (излом проволок без шейки). При интенсивной вибрации вызванные ею повреждения могут быть также в местах выхода провода из натяжных зажимов и реже - у соединителей. После возникновения первых повреждений провода в зажиме нагрузка на каждую из оставшихся проволок возрастает, что ускоряет процесс их дальнейшего разрушения и может привести в конце концов к обрыву провода. При проверке проводов в поддерживающих зажимах должна быть снята прижимная плашка (накладка) и провод вынут из зажима; алюминиевая лента при обмотке провода должна быть снята или сдвинута. В случае обнаружения при выборочной проверке повреждения проводов в поддерживающих зажимах на линии должны быть проверены все поддерживающие зажимы и тщательно осмотрены натяжные и соединительные зажимы. Па ВЛ, где по ранее действовавшим нормативам гасители вибрации не предусматривались проектами, в районах с интенсивной вибрацией проводов и тросов гасители вибрации следует установить. Основные требования по организации и проверке технического состояния отдельных элементов ВЛ и линий в целом изложены в типовых инструкциях по эксплуатации ВЛ. 5.7.16. Внеочередные осмотры ВЛ или их участков должны производиться: • при образовании на проводах и тросах гололеда, при пляске проводов, во время ледохода и разлива рек, при лесных и степных пожарах, а также после стихийных бедствий; • после автоматического отключения ВЛ релейной защитой. Внеочередные осмотры линий электропередачи производят при условиях, могущих вызвать повреждение линий, например, после стихийных явлений, а также после автоматических отключений и появления «земли», даже если работа линии не нарушена. При сильном тумане, моросящем дожде или мокром снеге производят осмотры линий на участках, подверженных интенсивному загрязнению, где возможны перекрытия изоляции. При наличии достаточного практического опыта по силе потрескивания и характеру поверхностных разрядов можно судить об опасности перекрытия. В местностях, где имеют место сильные гололедно-изморозевые отложения, особенно, если они сопровождаются сильными ветрами, необходимо при появлении первых признаков начала образования гололеда проводить внеочередные осмотры участков линий, наиболее подверженных гололеду Целью таких осмотров является наблюдение за скоростью гололедообразования и размерами гололедных отложений на проводах. Если возникает опасность повреждений линий, должны быть приняты меры по очистке проводов от гололеда путем плавки или механической очистки. 196
При небольших односторонних гололедно-изморозевых отложениях, сопровождаемых ветром, возникает опасность возникновения пляски проводов, которая может привести к замыканию проводов в пролете. Поэтому в случае обнаружения пляски лицо, производящее осмотр, должно немедленно сообщить об этом главному инженеру и дежурному по предприятию электросетей (району). Весной при вскрытии рек и наступлении ледохода и половодья следует организовать специальное наблюдение. Если ледоход и разлив реки могут достигнуть опор линий, то устанавливают ежедневные осмотры, а при необходимости - постоянное дежурство для наблюдения за подъемом воды и передвижением льда и определения степени опасности повреждения опор. В зависимости отданных наблюдений принимают меры для защиты опор от повреждений (подрыв ледяных заторов, защита от подмыва фундаментов и т.п.). Пожары на трассе линии могут привести к сгоранию опор, обрыву проводов в пролете или к перекрытию между проводами, а загрязнение поверхности изоляторов копотью - к перекрытию по поверхности изоляторов. При возникновении пожара линейный персонал обязан установить степень опасности пожара для линии и немедленно сообщить об этом дежурному по предприятию электросетей (району). Если пожар непосредственно угрожает линии, необходимо принимать меры по недопущению к ней огня. При больших лесных и торфяных пожарах линейный персонал обязан определить характер пожара, близость его к линии, скорость и направление распространения, а также наличие на трассе горючих материалов (сухая трава, хворост, торф и пр.), проверить состояние противопожарных мероприятий у опор линии и сообщить об этом главному инженеру и дежурному по электросети (сетевому району). Внеочередные осмотры ВЛ производят также после сильных бурь, ураганов, сильных морозов и других стихийных явлений. Целью таких осмотров является выявление повреждений, явившихся как причиной выхода линии из работы, так и таких, которые в случае непринятия соответствующих мер могут привести к аварии, например: сильный наклон опоры, разрегулировка проводов, перемещение проводов в зажимах и т.п. Для указанных внеочередных осмотров рекомендуется применять самолеты, вертолеты, автомашины, мотоциклы и т.п. После автоматического отключения линий электропередачи релейной защитой, а также после появления на линии «земли» (в сетях с незаземленной нейтралью) также должен быть произведен внеочередной осмотр. Целью этого осмотра является определение места и причины замыкания, необходимости и объема ремонтных работ. В случае успешного АПВ внеочередной осмотр выполняется при необходимости с учетом ответственности линии, частоты отключений. Если энергоснабжение ответственного потребителя обеспечивается одной ВЛ или если на линии произошло несколько отключений без установления причин отключений, то необходим внеочередной осмотр таких линий даже при успешном АПВ. 5.7.17. На ВЛ должны выполняться следующие проверки и измерения: • проверка состояния трассы ВЛ - при проведении осмотров и измерении габаритов от проводов до поросли - при необходимости; 197
• проверка загнивания деталей деревянных опор - через 3-6 лет после ввода ВЛ в эксплуатацию, далее - не реже 1 раза в 3 года, а также перед подъемом на опору или сменой деталей; • визуальная проверка состояния изоляторов и линейной арматуры при осмотрах, а также проверка электрической прочности подвесных тарельчатых фарфоровых изоляторов первый раз на 1-2-м, второй раз на 6-10-м годах после ввода ВЛ в эксплуатацию и далее с периодичностью, приведенной в «Типовой инструкции по эксплуатации воздушных линий электропередачи напряжением 35-800 кВ» в зависимости от уровня отбраковки и условий работы изоляторов на ВЛ; • проверка состояния опор, проводов, тросов при проведении осмотров; • проверка состояния болтовых соединений проводов ВЛ напряжением 35 кВ и выше путем электрических измерений не реже 1 раза в б лет; болтовые соединения, находящиеся в неудовлетворительном состоянии, подвергаются вскрытию, а затем ремонтируются или заменяются; проверка и подтяжка бандажей, болтовых соединений и гаек анкерных болтов - не реже 1 раза в 6 лет; • выборочная проверка состояния фундаментов и 11-образных болтов на оттяжках со вскрытием грунта- не реже 1 раза в 6 лет; • проверка состояния железобетонных опор и приставок - не реже 1 раза в б лет; • проверка состояния антикоррозионного покрытия металлических опор и траверс, металлических подножников и анкеров оттяжек с выборочным вскрытием грунта - не реже 1 раза в 6 лет; • проверка тяжения в оттяжках опор - не реже 1 раза в 6 лет; • измерения сопротивления заземления опор, а также повторных заземлений нулевого провода- в соответствии с п. 5.10.7 настоящих Правил; • измерения сопротивления петли «фаза-нуль» на ВЛ напряжением до 1000 В при приемке в эксплуатацию, в дальнейшем - при подключении новых потребителей и выполнении работ, вызывающих изменение этого сопротивления; • проверка состояния опор, проводов, тросов, расстояний от проводов до поверхности земли и различных объектов, до пересекаемых сооружений - при осмотрах ВЛ. Проверки и измерения производятся в целях определения состояния отдельных элементов линий и выявления дефектов, которые не могут быть обнаружены путем осмотра. 198
Загнивание древесины опор зависит от условий работы деталей опор, качества древесины и ее пропитки. В первую очередь загнивание возникает у деталей опор, расположенных в зоне переменной влажности, - примерно от 0,5 м выше уровня земли до 0,8 м ниже уровня земли. У горизонтальных деталей загнивание возникает раньше, чем у вертикальных. В надземной части опоры очагами загнивания обычно являются места сочленения деталей. Загнивание деталей опор, расположенных вблизи уровня земли, при особо неблагоприятных условиях может возникнуть уже через 3 года после установки. У остальных деталей опор при некачественной пропитке загнивание может возникнуть через 6-8 лет. Проверку степени загнивания древесины обычно начинают по истечении минимального срока работы, после которого возможно его возникновение (через 3-6 лет после ввода линии в эксплуатацию), т.к. частая проверка глубины загнивания щупом или сверлением нарушает целость верхних слоев заболони и способствует более быстрому загниванию Поэтому первое время проверка степени загнивания производится путем тщательного осмотра и простукивания деталей опор по всей длине. Определение степени загнивания и выявление внутреннего загнивания древесины в опасных сечениях, как правило, должны производиться только после выявления очагов загнивания внешним обследованием и простукиванием. В дальнейшем проверка производится не реже 1 раза в 3 года, а также перед подъемом на опору или сменой деталей. При проверке степени загнивания древесины вблизи уровня земли следует производить откопку расположенных в земле частей опоры на глубину 30-40 см. Дополнительная проверка древесины, нуждающейся в замене, производится с тем, чтобы избежать смены деталей, которые были предназначены для замены с учетом развития загнивания, но обладают еще достаточным запасом прочности и могут быть заменены при следующем очередном ремонте линии. Для обеспечения высокого качества проверки степени загнивания древесины ее должны производить опытные электромонтеры, мастера или техники. Оценку состояния деревянных деталей опор ВЛ следует производить в соответствии с требованиями Типовых инструкций по эксплуатации ВЛ. Проверка состояния штыревых, стеклянных, стержневых и полимерных изоляторов производится путем осмотра. Подвесные тарельчатые фарфоровые изоляторы должны проверяться на электрическую прочность. Проверка этих изоляторов обычно производится под напряжением специальной штангой для контроля изоляторов. Отбраковка изоляторов при этом производится в соответствии с Типовой инструкцией по эксплуатации ВЛ 35-800 кВ. Дистанционная проверка (контроль) изоляторов может производиться с использованием электронно-оптического дефектоскопа «Филин» или других приборов. Отбраковка в этом случае производится в соответствии с инструкциями по применению приборов. Проверка степени коррозии и состояния защитного покрытия металлических опор и их деталей производится, как правило, при верховых осмотрах линий. На основании этих проверок устанавливается необходимость возобновления окраски. Провер- 199
ка степени коррозии металлических подножников опор и анкеров оттяжек производится с выборочным вскрытием грунта на отдельных участках линий, различающихся по характеру грунта и глубине почвенных вод. Интенсивность коррозии металлических подземных частей опор зависит от состава почвы, наличия в ней растворов солей и кислот и степени влажности. Наиболее сильное корродирование происходит при относительной влажности примерно 30 %. Интенсивная коррозия подножников часто наблюдается на участках линии вблизи электрифицированных железных дорог и линий трамвая в результате прохождения в земле блуждающих токов. Если при выборочной проверке обнаружено сильное корродирование подножников, производят откопку и проверку состояния подножников у нескольких опор на этом же участке линии. При наличии у этих опор такого же сильного корродирования необходимо возобновление защитного покрытия подножников опор на всем участке. Железобетонные опоры и приставки на ВЛ также требуют регулярного тщательного надзора за их состоянием. При проверке состояния железобетонных опор и приставок производят внешний осмотр опор, измерение ширины раскрытия и числа трещин, определение размера раковин, сколов, измерение отклонений опор от вертикали, определение состояния заделки опор в грунте. Основным дефектом железобетонных опор и приставок является трещинообразование в бетоне. При периодических осмотрах, кроме проверки наличия, характера (продольные, поперечные) и ширины раскрытия трещин и их числа на единицу поверхности в надземной части опор, следует производить выборочную откопку грунта вокруг опор на глубину примерно 0,5 м для проверки наличия трещин в зоне у поверхности земли. Железобетонные опоры и приставки бракуются при приемке линии в эксплуатацию, если размеры дефектов превышают допустимые СНиП, ПУЭ, а в условиях эксплуатации- если они превышают допустимые действующими инструкциями по эксплуатации воздушных линий и указаниями по ремонту железобетонных опор и приставок. Как показал опыт эксплуатации ВЛ разных классов напряжений, электрическое сопротивление соединений проводов, выполненных сваркой, скручиванием, обжатием и опрессованием, не меняется в процессе эксплуатации и, как правило, не превышает допустимого значения, равного 1,2 сопротивления целого провода той же марки. Поэтому периодической проверки состояния упомянутых типов соединений проводов, а также соединений тросов на действующих линиях электропередачи путем проведения электрических измерений не требуется. Наименее надежны установленные в петлях болтовые соединения, у которых плотность затяжки болтов с течением времени может ослабнуть, а контактные поверхности более доступны атмосферной влаге, а также - переходные зажимы для соединения алюминия и меди или стали. Вследствие этого болтовые соединения проводов ВЛ напряжением 35 кВ и выше должны периодически проверяться путем электрических измерений. Болтовые соединения, измерения по которым показали их неудовлетворительное состояние - падение напряжения или сопротивление превышает более чем в 2 раза падение напряжения (сопротивление) на участке целого провода, должны пройти ревизию. На дей- 200
ствующих линиях поверка обычно производится под напряжением с помощью специальных штанг, позволяющих измерить падение напряжения на соединителе при прохождении по проводу рабочего тока. Обязательным требованием к приемке ВЛ в эксплуатацию является проверка всех соединений проводов и тросов на соответствие геометрических размеров нормативным значениям. Соединения бракуются в следующих случаях: - геометрические размеры (длина и диаметр опрессованной части) не соответствуют требованиям инструкции по монтажу соединительных зажимов; - на поверхности соединителя имеются трещины, следы значительной коррозии или механические повреждения; - кривизна спрессованного соединителя превышает 3 % его длины; - стальной сердечник опрессованного соединителя расположен несимметрично; - у сварных соединений обнаружены: пережог повива наружного провода или нарушение сварки при перегибе соединенных проводов, усадочная раковина в месте сварки глубиной более 1/3 диаметра провода, но не более 6 мм для сталеалюминиевых проводов сечением 150-600 мм2. В процессе эксплуатации ВЛ состояние всех соединений проводов и тросов должно определяться, помимо указанных способов, визуально при осмотрах линии. При эксплуатации ВЛ напряжением ПО кВ и выше соединения проводов могут быть проверены с помощью тепловизионного контроля. Методика его применения приведена в Объеме и нормах испытания электрооборудования. Контроль состояния всех видов соединений проводов ВЛ напряжением ПО кВ и выше может с высокой эффективностью осуществляться с помощью тепловизора, установленного на вертолете. Аэротепловизионный контроль позволяет оценить состояние 300-500 км В Л в течение летного дня работы вертолета. При удовлетворительных результатах тепловизионного контроля измерение переходного сопротивления болтовых соединений неизолированных проводов на ВЛ ПО кВ и выше могут не производиться. Проверка расстояния от проводов ВЛ до опор, тросов, поверхности земли и различных объектов в местах сближений и пересечений производится по мере необходимости, если при осмотре линии возникают сомнения в достаточной величине этих расстояний и соответствии их требованиям Правил устройства электроустановок. Проверка габаритов в местах пересечений линий с другими сооружениями является обязательной во всех случаях реконструкции и ремонта линии со сменой или переустройством опор, при перемонтаже проводов, при возведении каких-либо сооружений под линией и при других работах, которые могут вызвать изменение габаритов. Проверку габаритов разрешается производить непосредственными измерениями, если линия отключена и заземлена. Измерение габаритов без снятия напряжения с ВЛ обычно производят с помощью угломерных инструментов (теодолит) или специальных приборов, позволяющих измерить расстояние, не приближаясь к проводам линии, например лазерных дальномеров, высотомеров и т.п. 201
При проверке указанных габаритов, за исключением случаев, когда эти расстояния значительно превосходят требуемые нормами, необходимо учитывать возможное отклонение проводов ветром и изменение стрел провеса при изменении окружающей температуры и нагрузки. Изменение тяжения в оттяжках опор может нарушить расчетную схему работы опоры и уменьшить ее расчетную прочность. Поэтому рекомендуется проводить проверку тяжения оттяжек в первые 2 года после сдачи линии в эксплуатацию, когда в результате осадки и деформации неуплотненного грунта может измениться тяжение оттяжек, а в дальнейшем - по необходимости. Тяжение в оттяжках может быть проверено, например, с помощью индикатора натяжения оттяжек опор ВЛ типа ИН. Принцип действия ИН основан на измерении упругости натяжного каната путем прогиба его поперечной силой. С помощью индикатора ИН можно контролировать тяжение в оттяжке, выполняемой в виде одного или двух стальных канатов диаметром 12,0-25,5 мм каждый. Измерение усилий от 0,1 до 5 тс в оттяжках опор диаметром до 19 мм без разрыва силовой схемы может быть произведено также с помощью электронного измерителя усилий в оттяжках типа КУО-54. Проверку и подтяжку болтовых соединений и гаек анкерных болтов у металлических и железобетонных опор рекомендуется производить также в первые 2 года эксплуатации, так как в первые годы эксплуатации происходит наибольшая усадка и деформация грунта в котлованах и возможно ослабление болтовых соединений в стыках отдельных частей опор. В дальнейшем, как правило, не возникает необходимости в такой подтяжке, и она производится только по мере необходимости. Необходимость подтяжек болтовых соединений деревянных опор возникает чаще, чем у металлических и железобетонных опор, в результате высыхания дерева. Поэтому проверка и подтяжка болтовых соединений у деревянных опор должны производиться регулярно при текущих осмотрах и проверках опор. Пояснения по измерению сопротивления заземления опор, а также повторных заземлений нулевого провода приведены в разделе 5.10 «Заземляющие устройства». Измерение сопротивления петли «фаза-нуль» производится для выявления соответствия значения ее сопротивления предъявляемым требованиям: - при подключении новых потребителей; - при возрастании нагрузки, требующей замены плавкой вставки предохранителя или уставки автоматического выключателя. 5.7.18. Неисправности, обнаруженные при осмотре ВЛ и производстве проверок и измерений, должны быть отмечены в эксплуатационной документации и в зависимости от их характера устранены в кратчайший срок или при проведении технического обслуживания или капитального ремонта ВЛ. Запись обо всех замеченных при осмотре линии неисправностях (дефектах) обнаруженных на трассе, в том числе выявленных при предыдущих осмотрах, но не устраненных, заносится в листок осмотра сразу же на месте их обнаружения. По возвращении после осмотра электромонтер должен доложить мастеру участка (ремонт- 202
ной базы) о результатах осмотра линии. Сведения обо всех неисправностях, подлежащих устранению, заносятся в журнал неисправностей (дефектов). Журнал ведется отдельно по каждой линии и хранится на ремонтной базе или линейном участке. По каждому дефекту мастер должен указать срок и порядок устранения. При устранении неисправности в журнале делается отметка об этом. В случае обнаружения при обходе линии неисправностей, угрожающих аварией, лицо, производящее осмотр, должно немедленно сообщить об этом мастеру или начальнику линейного участка (ремонтной базы), а при их отсутствии - дежурному по предприятию электросетей (району) для принятия срочных мер по их устранению. Дефекты неаварийного характера устраняются в плановом порядке при ближайшем отключении или при очередном плановом (неплановом) техническом обслуживании или капитальном ремонте ВЛ. 5.7.19. Капитальный ремонт ВЛ должен выполняться по решению технического руководителя организации, эксплуатирующей электрические сети, на ВЛ с железобетонными и металлическими опорами - не реже 1 раза в 12 лет, на ВЛ с деревянными опорами - не реже 1 раза в 6 лет. Капитальный ремонт производится в сроки, устанавливаемые в зависимости от конструкции ВЛ, технического состояния ее элементов и условий эксплуатации (природные условия, агрессивность атмосферы и грунтовых вод, состояние грунтов и др.). В зависимости от объема работ, срочности их выполнения, возможности отключения линии, подготовленности персонала капитальный ремонт может производиться с отключением линии или одной фазы (пофазный ремонт), а также без снятия напряжения. 5.7.20. Конструктивные изменения опор и других элементов ВЛ, а также способа закрепления опор в грунте должны выполняться только при наличии технической документации и с разрешения технического руководителя организации, эксплуатирующей электрические сети. Запрещение изменений без необходимой технической документации конструкций элементов линии и способа закрепления опор в грунте и без разрешения технического руководителя организации, эксплуатирующей электрические сети, имеет целью предотвратить при проведении таких работ возможность снижения прочности опор и других элементов линии, уменьшения расстояний до токоведущих частей, а также другие изменения, могущие понизить надежность ВЛ. Такое требование распространяется также на все конструктивные элементы и детали линейной арматуры. Техническая документация на конструктивные изменения может быть выполнена силами самого предприятия электрических сетей или по его заказу соответствующей проектной, наладочной, исследовательской организацией. Но во всех случаях должны соблюдаться требования руководящих документов по проектированию электроустановок - ПУЭ, СНиП и др. 203
5.7.21. Плановый ремонт, техническое перевооружение, реконструкция и модернизация ВЛ, проходящих по сельскохозяйственным угодьям, должны производиться по согласованию с землепользователями и, как правило, в период, когда эти угодья не заняты сельскохозяйственными культурами или когда возможно обеспечение сохранности этих культур. Работы по предотвращению нарушений в работе ВЛ и ликвидации последствий таких нарушений могут производиться в любое время года без согласования с землепользователями, но с уведомлением их о проводимых работах. После выполнения указанных работ организация, эксплуатирующая электрические сети, должна привести земельные угодья в состояние, пригодное для их использования по целевому назначению, а также возместить землепользователям убытки, причиненные при производстве работ. Пояснений не требует. 5.7.22. Организации, эксплуатирующие ВЛ с совместной подвеской проводов, должны производить плановый ремонт в согласованные сроки. В аварийных случаях ремонтные работы должны производиться с предварительным уведомлением другой стороны (владельца линии или проводов). На опорах линий электропередачи могут быть подвешены провода и кабели различного напряжения и назначения: провода линий, питающих потребителей электроэнергией, провода связи, провода радиофикационной сети, волоконно-оптические кабели (ВОЛС) и пр.; причем эти провода и кабели при совместной подвеске их на одних и тех же опорах могут принадлежать различным владельцам (предприятиям, ведомствам). Чтобы уменьшить возможность повреждения одних проводов при ремонте других проводов или опор, необходимо согласовывать предварительно все плановые ремонты линий с совместной подвеской проводов. Эти планы должны быть заранее утверждены руководством предприятий, которым принадлежат ВЛ. В аварийных случаях при обнаружении неисправностей на линии, которые могут привести к развитию аварии или к гибели людей, необходимо срочно принять меры по их устранению, проинформировав о начале работ владельца поврежденной линии (проводов, кабелей). 5.7.23. На ВЛ напряжением выше 1000 В, подверженных интенсивному гололедообразованию, должна осуществляться плавка гололеда электрическим током. Организация, эксплуатирующая электрические сети, должна контролировать процесс гололедообразования на ВЛ и обес- 204
печивать своевременное включение схем плавки гололеда; ВЛ, на которых производится плавка гололеда, должны быть, как правило, оснащены устройствами автоматического контроля и сигнализации гололедообразования и процесса плавки, а также закорачивающими коммутационными аппаратами. На линиях, расположенных в районах интенсивного гололедообразования, могут возникать большие по массе и размеру гололедные нагрузки, приводящие к разрушению линий и нарушению энергоснабжения потребителей. Эффективное повышение надежности ВЛ напряжением выше 1000 В обеспечивается для этих линий выполнением схем плавки гололеда на проводах и тросах в соответствии с действующими Методическими указаниями по плавке гололеда. Основными требованиями для эффективной организации плавки гололеда являлся правильный выбор схемы плавки, метода осуществления ее и своевременное включение плавки. Для плавки гололеда на проводах и тросах ВЛ применяются различные способы, приведенные в РД 34 20 511 Методические указания по плавке гололеда переменным током (часть 1), постоянным током (часть 2): МУ 34-70-027-82. (М.: СПО Союзтехэнсрго, 1983) и в РД 34.20.512. Руководящие указания по плавке гололеда на ВЛ напряжением до 20 кВ, проходящих в сельской местности (М.: СЦНТИОРГРЭС, 1974). Выбор тех или иных методов и схем плавки зависит от схемы сети, нагрузки потребителей, протяженности участка, подверженного интенсивному обледенению, интенсивности гололедных отложений, возможности отключения линии и других причин. Для линий, на которых гололед создает угрозу разрушения или может послужить пр!гчиной опасной пляски проводов, должны быть заранее разработаны схемы и инструкции по плавке гололеда, произведено обучение оперативного и эксплуатационного персонала и установлены значения допустимого тока плавки и необходимого времени при разных температурах воздуха и скоростях ветра. Успешная плавка гололеда в значительной степени зависит от своевременной сборки схемы и времени начала плавки. Наряду с организацией наблюдений за го- лолсдообразованием на метеостанциях Гидрометеослужбы и линейных метеопостах на ремонтно-производственных базах (РПБ) электросетей, сообщающих о гололеде и метеорологических данных в сетевой район, непосредственно на ВЛ устанавливаются сигнализаторы гололеда, передающие на РПБ или на подстанции сигналы о появлении гололеда определенной величины в пролетах ВЛ, подверженных гололедообразованию. Схемы плавки гололеда должны быть по возможности простыми и вводиться в работу не более чем в течение одного часа. Последовательность операций по сборке схемы плавки прорабатывается заранее, устройство временных перемычек, накладок, закороток должно быть исключено. Схема плавки гололеда должна собираться с использованием коммутационных аппаратов (выключатели, разъединители, отделители) с дистанционным управлением. Оперативный и линейный персонал должен быть обеспечен надежной связью 205
5.7.24. Для дистанционного определения мест повреждения ВЛ напряжением 110 кВ и выше, а также мест междуфазовых замыканий на ВЛ 6-35 кВ должны быть установлены специальные приборы. На ВЛ напряжением 6-35 кВ с отпайками должны быть установлены указатели поврежденного участка. Организации, эксплуатирующие электрические сети, должны быть оснащены переносными приборами для определения мест замыкания на землю ВЛ 6-35 кВ. При возникновении повреждения линии электропередачи для сокращения продолжительности простоя линии необходимо в кратчайший срок выявить место повреждения и выполнить ремонтно-восстановительные работы. Поэтому предъявляется требование, чтобы линии напряжением ПО кВ и выше, являющиеся наиболее ответственными, были оснащены приборами для дистанционного определения мест повреждений, позволяющими сразу после возникновения повреждения с достаточной точностью определить его место. Для отыскания мест повреждения на линии 110 кВ и выше используются фиксирующие приборы и локационные искатели. В настоящее время расстояния до места повреждения ВЛ определяются наряду с фиксирующими приборами также и с помощью микропроцессорных устройств релейной защиты линий. Методы определения мест повреждения основаны на измерении и фиксации токов и напряжений на момент короткого замыкания. Время измерения не превышает 0,1 с, что обеспечивает фиксацию измеряемых значений до отключения ВЛ релейной защитой. С учетом того, что на долю коротких замыкании на землю (однофазных и двухфазных) приходится 80-90% всех видов замыканий, наиболее распространены способы, основанные на фиксации токов и напряжений нулевой последовательности. Возможно использование токов обратной последовательности, что позволяет определять места повреждений при всех видах несимметричных коротких замыканий. Расстояние до места повреждения по показаниям фиксирующих приборов определяется в большинстве случаев с достаточно высокой точностью (2-5 % длины ВЛ). Локационные искатели производят измерение времени распространения электрических импульсов до места повреждения на ВЛ и обратно, что позволяет определить расстояние до места повреждения. Неавтоматические локационные искатели (Р5-10 и его аналоги) производят измерения на отключенной ВЛ и позволяют уточнить расстояние при устойчивых повреждениях. Воздушные линии напряжения 6-35 кВ выполняются, как правило, с большим количеством отпаек. Отыскание мест повреждений дистанционными методами на этих ВЛ и отпайках крайне затруднено; к тому же следует учесть, что сети указанного напряжения работают с из олированной нейтралью, вследствие чего замыкания одной из фаз на землю (а это наиболее частый случай повреждения линий) не приводят к коротким замыканиям. В ряде АО-энергосистем применяются указатели поврежденного участка ВЛ, устанавливаемые на отпаечных опорах в начале отхода отпайки от линии. При наличии 206
повреждения на данной отпайке срабатывает устройство, и по его показанию можно определить поврежденную отпайку. Непосредственно определить место замыкания на землю на ВЛ 6-35 кВ, т.е. конкретную опору, пролет линии, можно с помощью переносных приборов типа «Квант», «Волна», «Зонд» и др. Такими приборами должны быть оснащены все оперативные бригады и бригады линейного персонала, производящие поиск и устранение повреждений ВЛ, 5.7.25. В целях своевременной ликвидации аварийных повреждений на ВЛ в организациях, эксплуатирующих электрические сети (в АО- энерго), должен храниться аварийный запас материалов и деталей согласно установленным нормам. Для ликвидации аварийных повреждений на ВЛ в зависимости от их напряжений в организациях, эксплуатирующих электрические сети (в АО-энерго), должен храниться аварийный запас материалов, оборудования, запасных частей, изделий, создаваемый в соответствии с нижеприведенными нормами: - РД 34.10.172. Нормы аварийного запаса основных материалов, запасных частей и изделий для воздушных линий электропередачи 0,38-20 кВ: НР 34-00-095-86 (М: СПО Союзтехэнерго, 1986); - РД 34.10.3 93-8 8. Нормы аварийного запаса материалов и оборудования для восстановления воздушных линий электропередачи 35 кВ (М.: СПО Союзтехэнерго, 1989); - РД 34.10.383. Нормы аварийного запаса материалов и оборудования для восстановления воздушных линий электропередачи ПО кВ и выше: НР 34-00-002-82 (М: СПО Союзтехэнерго, 1982). В упомянутых Нормах приведены требования к номенклатуре материалов, оборудования, изделий и т.п., месту хранения, использованию и пополнению их средствами, выделяемыми на создание запасов.
Глава 5.8 СИЛОВЫЕ КАБЕЛЬНЫЕ ЛИНИИ 5.8.1. При эксплуатации силовых кабельных линий должны производиться техническое обслуживание и ремонт, направленные на обеспечение их надежной работы. Кабели конструируются из расчета длительной непрерывной работы в течение 30 лет и более. Для обеспечения в течение этого срока их надежно^ безаварийной работы эксплуатация силовых кабельных линий должна вестись с соблюдением номинальных данных по нагрузке и тепловым режимам. Нарушение этих правил может привести к повышенному нагреву и, как следствие, к ускоренному старению изоляции кабеля и преждевременному выходу его из строя. В процессе эксплуатации должны проводиться систематический контроль за нагрузками и допустимыми напряжениями кабельных линий, контроль за состоянием металлических оболочек кабелей и измерение блуждающих токов в целях предотвращения коррозионного разрушения кабелей, надзор за состоянием трасс, кабельных линий и арматуры, а также за работами, производимыми на трассах кабельных линий. Систематически в соответствии с Объемом и нормами испытания электрооборудования (М: ЭНАС, 1998) должны проводиться профилактические испытания кабельных линий в целях выявления ослабленных мест в изоляции кабеля и муфт для предупреждения их аварийных повреждений. На кабельных линиях 20-35 кВ следует производить также контроль степени осушения вертикальных участков и их своевременную замену. На кабельных линиях 110-500 кВ должны периодически отбираться пробы масла из всех элементов линии и определяться их характеристики, проводиться пропиточные испытания на содержание нерастворенного газа и контроль за состоянием антикоррозионного покрытия стальных трубопроводов и металлических оболочек. Объем ремонтных мероприятий кабельных линий определяется на основании выявленных при обходах и осмотрах открыто проложенных кабельных линий дефектов самого кабеля, арматуры, сооружений или конструкций, на которых проложены кабели, выявленных при осмотре водолазами неисправностей подводных кабельных переходов, результатов анализа аварийных и профилактических пробоев кабельных линий, а также данных о необходимости замены выявленных в процессе эксплуатации устарелых, изношенных или имеющих конструктивные 208
или заводские дефекты отдельных участков кабельных линий, соединительных и концевых муфт. При составлении плана ремонтных мероприятий должна учитываться необходимость внедрения новых более совершенных типов кабелей и кабельных муфт, частичной замены кабелей на отдельных участках, лимитирующих пропускную способность линий или не удовлетворяющих требованиям термической стойкости в изменившихся условиях работы сети (например, возросшие токи КЗ). 5.8.2. Для каждой кабельной линии при вводе в эксплуатацию должны быть установлены наибольшие допустимые токовые нагрузки. Нагрузки должны быть определены по участку трассы с наихудшими тепловыми условиями, если длина участка не менее 10 м. Повышение этих нагрузок допускается на основе тепловых испытаний при условии, что нагрев жил не будет превышать допустимый государственными стандартами и техническими условиями» При этом нагрев кабелей должен проверяться на участках трасс с наихудшими условиями охлаждения. Установление наибольших допустимых токовых нагрузок на кабельную линию дает возможность наиболее полно использовать ее пропускную способность и в то же время не допускать превышения этих нагрузок, что может привести к перегреву кабеля и вследствие этого к снижению электрических характеристик его изоляции. Допустимый ток нагрузки зависит от температуры окружающей кабель среды, которая меняется в течение года, а для кабелей в однофазном исполнении (например, кабель с полиэтиленовой изоляцией марки АПвП) еще и от способа расположения фаз (в плоскости или треугольником). Для кабелей, проложенных в плоскости с соблюдением требований ПУЭ, нагрузка допускается на 10-20% выше чем при прокладке треугольником, что объясняется лучшим отводом тепла с поверхности оболочки каждой фазы и меньшим тепловым влиянием фаз друг на друга. При проектировании выбор сечения жил кабелей производится исходя из температуры окружающей среды для воздуха 25 °С, для земли 15 °С, удельного теплового сопротивления земли 1,2°См/Вт при глубине прокладки 0,8 м и температур жил кабелей напряжением 1-6 кВ - 80 °С, 10 кВ - 70 °С. Допустимый ток в кабеле может быть изменен в зависимости от температуры окружающей среды путем умножения допустимого длительного тока, выбранного для температур 15 °С для земли или 25 °С для воздуха на поправочный коэффициент, указанный в ПУЭ. Это позволяет существенно увеличивать пропускную способность кабельных линий в холодное время года и снижать ее при увеличении температуры окружающей среды. Наибольшие допустимые нагрузки на линию устанавливаются для участков с наихудшими условиями охлаждения. К ним относятся: участки прокладки кабеля в трубах, в грунтах с повышенным тепловым сопротивлением; участки, на которых 209
кабели могут подогреваться параллельно проложенными теплопроводами или участки, на которых кабели проходят через помещения с высокой температурой воздуха протяженностью более 10 м, так как на таких участках имеет место перегрев кабельной линии. На участках кабельных линий протяженностью менее Юм дополнительный нагрев от посторонних источников тепла не учитывается. Как показывает опыт, происходит выравнивание температуры за счет ухода тепла в оба конца кабельной линии от участка с повышенной температурой. Контроль за нагревом кабельной линии производится в тех случаях, когда необходимо установить возможность повышения нагрузки по сравнению с расчетной, или в случае уточнения нагрузки вследствие изменения условий по сравнению с проектными. Температура токопроводящей жилы в процессе эксплуатации не должна превышать предельную длительно допустимую температуру, обусловленную стандартами и техническими условиями. Однако контролировать непосредственно температуру жилы на работающем кабеле невозможно. Поэтому во время эксплуатации производят измерение температуры оболочки или брони кабеля и тока нагрузки и определяют температуру жилы последующим пересчетом в соответствии с указаниями Инструкции по эксплуатации силовых кабельных линий (М: СПО Союзтехэнерго, 1980). 5.8.3. В кабельных сооружениях должен быть организован систематический контроль за тепловым режимом работы кабелей, температурой воздуха и работой вентиляционных устройств. Температура воздуха внутрикабельных туннелей, каналов и шахт в летнее время должна быть выше температуры наружного воздуха не более чем на 10 °С. Охлаждение кабелей при прокладке их в кабельных сооружениях происходит путем отдачи тепла в воздух. Нагретый воздух должен непрерывно удаляться из помещения и заменяться холодным. В некоторых случаях охлаждение кабелей может быть обеспечено естественной вентиляцией воздуха, для чего через определенные промежутки в кабельных сооружениях имеются приточные и вытяжные шахты, за счет разности давлений в которых происходит замена нагретого воздуха холодным. При больших тепловыделениях в кабельных сооружениях естественная вентиляция не в состоянии обеспечить нормальный тепловой режим работы кабелей, и поэтому возникает необходимость в устройстве искусственной вентиляции. Вентиляция рассчитывается так, чтобы температура воздуха в любой зоне кабельного сооружения, где находятся силовые кабели, не превышала в летнее время температуру наружного воздуха более чем на 10 °С. В зимнее время разница в температурах наружного воздуха и внутри помещений может быть и большей, что, однако, не повлияет на пропускную способность кабельных линий и их надежность, так как выбор сечений токопроводящих жил кабелей при прокладке их в помещениях производится исходя из расчетной температуры воздуха 25 °С. Если темпера- 210
тура воздуха в кабельном помещении превышает расчетную, следует выполнить перерасчет нагрузки кабелей. При устройстве вентиляции кабельных сооружений особое внимание следует обращать на предотвращение образования местных перегретых зон («мешков» горячего воздуха), которые нередко образуются в местах сужений туннелей, обходов, «уток», порогов и т.д. При осмотре кабельных сооружений следует проверять исправность работы заслонок в приточных и вытяжных проемах шахт, прекращающих доступ воздуха при возникновении пожара. 5.8.4. На период послеаварийного режима допускается перегрузка по току для табелей с пропитанной бумажной изоляцией на напряжение до 10 кВ включительно - на 30 %, для кабелей с изоляцией из полиэтилена и поливинилхлоридного пластиката - на 15 %, для кабелей с изоляцией из резины и вулканизированного полиэтилена - на 18 % длительно допустимой нагрузки продолжительностью не более 6 ч в сутки в течение 5 сут, но не более 100 ч в год, если нагрузка в остальные периоды не превышает длительно допустимой. Для кабелей, находящихся в эксплуатации более 15 лет, перегрузка по току не должна превышать 10 %. Перегрузка кабелей с пропитанной бумажной изоляцией на напряжение 20 и 35 кВ не допускается. Перегрузка кабельных линий на напряжение ПО кВ и выше должна регламентироваться нормативно-техническими документами. Перегрузки в аварийных режимах для кабельных линий напряжением до 10 кВ для разных типов изоляции выбраны с таким расчетом, чтобы за время действия перегрузки не происходило необратимых процессов в изоляции и была возможна дальнейшая длительная безаварийная эксплуатация кабельной линии. К кабелям напряжением 20 и 35 кВ предъявляются более жесткие требования, и перегрузки для них не допускаются. Циклы нагрев-охлаждение, происходящие при аварийных перегрузках, неизбежно повлекут за собой появление газовых включений в слоях изоляции. Эти газовые включения при повышенной напряженности электрического поля будут интенсивно ионизироваться (частичные разряды в газовых включениях), что приведет к ухудшению свойств изоляции и преждевременному выходу кабеля из строя. Перегрузка кабелей напряжением ПО кВ и выше регламентируется техническими условиями на кабельную линию. 5.8.5. Для каждой маслонаполненной линии или ее секции напряжением ПО кВ и выше в зависимости от профиля линии должны быть 211
установлены пределы допустимых изменений давления масла. При отклонениях от них кабельная линия должна быть отключена, и ее включение разрешается только после выявления и устранения причин нарушений для кабельных линий высокого давления отключение должно быть автоматическим. Для кабельных линий низкого давления длительно допустимое давление масла в кабеле должно быть в пределах 0,25-3,0 кгс/см2 при свинцовой и 0,25-5,0 кгс/см2 при алюминиевой оболочке кабеля. Это давление поддерживается маслоподпиточными устройствами. Фактические пределы давления должны находиться в указанных границах и не могут быть меньше минимального и больше максимального значений Пределы давления масла для каждой секции линии определяются проектом в зависимости от профиля трассы. При нормальной работе линии давление масла изменяется в зависимости от температуры окружающей среды или от нагрузочного тока, но не должно выходить за установленные пределы. Повышение давления сверх допустимого предела указывает на возникновение в кабеле ионизационных процессов и на разложение масла, что обычно предшествует пробою изоляции кабеля. В этом случае линия должна быть отключена и должны быть устанавлены причины повышения давления. Понижение давления масла указывает на утечку масла из кабельной линии или из подпиточного устройства. Утечки масла в пределах 5-6 л в месяц опасности не представляют. Большие утечки могут привести к его замещению воздухом, что недопустимо, так как это приведет к ионизации пузырей воздуха. В этом случае должны быть приняты меры к определению места утечки и его устранению. Для обнаружения отклонения (понижения или повышения) давления масла от заданных предельных значений в колодцах, где расположены подпиточные устройства, устанавливаются контактные манометры, связанные с системой сигнализации, что дает возможность на расстоянии передавать сигнал о неисправностях. 5.8.6. Пробы масла из маслонаполненных кабельных линий и пробы жидкости из муфт кабелей с пластмассовой изоляцией на напряжение 110 кВ и выше должны отбираться перед включением новой линии в работу, через 1 год после включения, затем через 3 года и в последующем 1 раз в 6 лет. Основными изоляционными материалами, обеспечивающими высокие электрические характеристики маслонаполненных кабелей, являются минеральные или синтетические масла и пропитанная этими же маслами высоковольтная бумага. Электрическая прочность и надежность кабельных линий обеспечивается при условии сохранения маслом хороших диэлектрических свойств: малых диэлектрических потерь, высокой электрической прочности, малого содержания кислот и др. Поэтому наблюдение за состоянием масла является основным мероприятием, даю- 212
щим возможность своевременно обнаружить снижение его диэлектрических характеристик и принять необходимые меры по повышению его качества: замена масла в отдельных элементах кабельной линии, промывка и т.д. Наблюдение за состоянием масла осуществляется отбором его проб из различных элементов линии: концевых, соединительных, стопорных и полустопорных муфт, подпиточных устройств в целях определения его характеристик. Пробы масла должны отбираться перед включением линии, через 1 год после включения, затем через 3 года, что позволит на ранней стадии выявить дефекты монтажа. Далее отбор проб производится 1 раз в 6 лет. Опыт эксплуатации показал, что при нормальной работе кабельных линий естественное старение масла происходит достаточно медленно. При обнаружении заметного ухудшения характеристик масла в том же элементе линии более чем на 30 % по сравнению с предыдущим отбором сроки отбора проб должны быть сокращены в зависимости от местных условий. При ухудшении той или иной характеристики пробы масла из данного элемента необходимо выявить причины этого ухудшения и принять меры к их устранению. Если ухудшение характеристик масла наблюдается во всех элементах линии, это свидетельствует о старении изоляции линии в целом, и в данном случае необходимо установить более тщательный и частый контроль за состоянием масла; если при повторном отборе проб масла также будут получены неудовлетворительные результаты, вопрос о дальнейшей работе линии и мероприятиях по устранению дефектов решается техническим руководителем энергообъекта. Дополнительные отборы проб масла производятся после ремонтов из тех участков (секций) и элементов линии, на которых производился ремонт. Дополнительные отборы проб масла производятся сразу после ремонта и через 3-6 мес. При отборе проб масла необходимо предотвратить загрязнение масла пробы и попадание в него влаги, а также исключить попадание воздуха в элемент линии, из которого отбирается проба масла. В табл. 5.8.1и 5.8.2 даются нормы показателей качества масел различных марок и значения 1%8 при различных напряжениях кабельных линий. Таблица 5.8.1 Качество масла Показатель качества Пробивное напряжение, определяемое в стандартном сосуде, кВ, не менее Кислотное число, мг КОН, не более Степень дегазации, %, не более Норма показателя качества | при вводе в работу КЛ через 3 сут после заливки С-220 45 0,02 0,5 МН-3,МН-4 45 0,02 1,0 при эксплуатации КЛ С-220 42,5 0,02 0,5 МН-3,МН-4 42,5 0,02/0,03* | *>0 | *В знаменателе - для кабельных линий 110 кВ. 213
Таблица 5.8.2 Значение тангенса угла диэлектрических потерь масла (при 100 °С) Срок работы кабельных линий При вводе в работу , При эксплуатации в течение: пррвых 10 лет до 20 лет свыше 20 лет Значение /##масла, %, кабеля на номинальное напряжение, кВ ПО 0,5/0,8* 3,0 5,0 5,0 150-220 0,5/0,8* 2,0 3,0 5,0 330-500 0,5 2,0 В числителе указано значение 1%8 масла средней вязкости, а в знаменателе - маловязких масел 5.8.7. При сдаче в эксплуатацию кабельных линий на напряжение свыше 1000 В кроме документации, предусмотренной СНиП и отраслевыми правилами приемки, должны быть оформлены и переданы энергопредприятию: • исполнительный чертеж трассы с указанием мест установки соединительных муфт, выполненный в масштабе 1:200 и 1:500 в зависимости от развития коммуникаций в данном районе трассы; • скорректированный проект кабельной линии, который для кабельных линий на напряжение 110 кВ и выше перед прокладкой линии долженбыть согласован с эксплуатирующей организацией и в случае изменения марки кабеля - с заводом-изготовителем и эксплуатирующей организацией; • чертеж профиля кабельной линии в местах пересечения с дорогами и другими коммуникациями для кабельных линий на напряжение 35 кВ и для особо сложных трасс кабельных линий на напряжение 6-10 кВ; • акты состояния кабелей на барабанах и в случае необходимости протоколы разборки и осмотра образцов (для импортных кабелей разборка обязательна); • кабельный журнал; • инвентарная опись всех элементов кабельной линии; • акты строительных и скрытых работ с указанием пересечений и сближений кабелей со всеми подземными коммуникациями; • акты на монтаж кабельных муфт; 214
• акты приемки траншей, блоков, труб, каналов под монтаж; • акты на монтаж устройств по защите кабельных линий от электрохимической коррозии, а также результаты коррозионных испытаний в соответствии с проектом; • протокол испытания изоляции кабельной линии повышенным напряжением после прокладки; • результаты измерения сопротивления изоляции; • акты осмотра кабелей, проложенных в траншеях и каналах перед закрытием; • протокол прогрева кабелей на барабанах перед прокладкой при низких температурах; • акт проверки и испытания автоматических стационарных установок систем пожаротушения и пожарной сигнализации. Кроме перечисленной документации при приемке в эксплуатацию кабельной линии напряжением ПО кВ и выше монтажной организацией должны быть дополнительны переданы энергообъекту: • исполнительные высотные отметки кабеля и подпитывающей аппаратуры (для линий 110-220 кВ низкого давления); • результаты испытаний масла во всех элементах линий; • результаты пропиточных испытаний; • результаты опробования и испытаний подпитывающих агрегатов на линиях высокого давления; • результаты проверки систем сигнализации давления; • акты об усилиях тяжения при прокладке; • акты об испытаниях защитных покровов повышенным напряжением после прокладки; • протоколы заводских испытаний кабелей, муфт и подпитывающей аппаратуры; • результаты испытаний устройств автоматического подогрева муфт; • результаты измерения тока по токопроводящим жилам и оболочкам (экранам) каждой фазы; • результаты измерения рабочей емкости жил кабелей; • результаты измерения активного сопротивления изоляции; • результаты измерения сопротивления заземления колодцев и концевых муфт. При сдаче в эксплуатацию кабельных линий на напряжение до 1000 В должны быть оформлены и переданы заказчику: кабельный журнал, скорректированный проект линий, акты, протоколы испытаний и измерений. 215
Чертежи трасс и профилей кабельных линий, а также акты скрытых работ с указанием пересечений и сближений их с другими подземными коммуникациями необходимы для правильный эксплуатации кабельных линий, для отыскания мест повреждений кабелей, для производства ремонтов на кабельных линиях, для определения условий проведения земляных работ вблизи трасс кабельных линий, а также для проектирования и строительства новых линий вблизи трасс существующих. Акты на монтаж кабельных муфт с указанием времени монтажа, фамилии монтера, производившего их монтаж, дают возможность определить длительность работы муфты с начала ее монтажа до выхода из строя, что, в свою очередь, даст возможность судить о надежности той или другой конструкции муфты. Указание фамилии монтера повышает его ответственность за качество производимых им работ. Перед прокладкой кабеля производится осмотр его на барабане с целью определения наличия таких дефектов, как механические повреждения брони, оболочки; наличие и целостность герметичных оконцевателей (капп) и др., которые могут повлечь за собой проникновение влаги в изоляцию и нарушение работоспособности кабеля. В случае сомнения в соответствии кабеля данным его сопроводительной документации необходимо произвести вскрытие и осмотр образца кабеля. На основании этого составляются акты о пригодности кабеля для прокладки и эксплуатации. Образцы кабелей импортного производства должны подвергаться вскрытию и осмотру в обязательном порядке. Импортные кабели могут иметь отличия в цветовой маркировке элементов и иметь (или не иметь) конструктивные элементы, не влияющие на эксплуатационные характеристики кабеля. Все отличия должны быть оформлены в виде протоколов и присутствовать в паспорте кабельной линии. При проектировании кабельных линий должны быть проведены изыскательские работы по определению коррозионных свойств грунта, особенно в местах, где имеются подозрения на агрессивные свойства почв (торфяные, солончаковые, богаточер- ноземные, засоренные посторонними веществами и др.). Коррозионная активность грунтов устанавливается по наличию в них гумуса, нитратов и по концентрации водородных ионов (значение рН). Степень коррозионной активности грунтов устанавливается в соответствии с нормами ГОСТ 9.602-89 «Единая система защиты от коррозии и старения. Подземные сооружения. Общие технические требования». На основании данных изысканий производится выбор марки кабеля, а также определяется необходимость применения мер защиты кабелей от коррозии. После приемки кабельной линии эксплуатирующая организация должна оформить всю техническую документацию по ней. На каждую кабельную линию должен быть заведен паспорт, содержащий все необходимые данные по линии и систематически пополняемый сведениями по испытаниям, ремонту и эксплуатации. В соответствии с местными инструкциями некоторые данные по эксплуатации кабельных линий могут заноситься в другие документы. На каждую кабельную линию заводится архивная папка, в которой хранится паспорт кабельной линии и вся техническая документация, кабельный журнал, а также протоколы вскрытия и испытания кабеля в процессе эксплуатации, акты повреждений линии. В кабельном журнале указывается количество и тип смонтированных муфт, 216
даты их монтажа, фамилии электромонтеров, длины кабеля между муфтами, номера барабанов, а также схема кабельной линии. В процессе эксплуатации ведутся и заполняются журналы, в которые записываются результаты отборов и осмотров кабельных линий, выявленные дефекты и другая информация. Перечень и содержание журналов по эксплуатации кабельных линий устанавливаются местными инструкциями. При приемке в эксплуатацию должен быть проведен комплекс необходимых измерений и испытаний. Этот комплекс позволяет полностью оценить состояние кабельной линии и оборудования, относящегося к ней. Измерение сопротивления изоляции направлено на выявление ее увлажнения в отдельных местах, а испытание повышенным напряжением постоянного тока позволяет выявить местное осушение изоляции при перегреве кабеля, дефекты слоя изоляции, некачественный монтаж соединительных или концевых муфт и т.п. Для кабельных линий напряжением ПО кВ и выше предусмотрены дополнительные измерения. К этим измерениям относится измерение токов в фазах и металлических экранах (оболочках), емкости фаз, сопротивления жил. На основании измерений токов делаются выводы о равномерности их распределения мевду фазами. Неравномерность распределения токов по жилам и оболочкам не должна превышать 10 %, а токи в металлических оболочках дают возможность оценить надежность соединения их на концах с устройствами заземления. Измерение емкости кабеля производится для выявления нарушения внутренних геометрических размеров. Емкость, приведенная к удельному значению на 1 м длины, не должна отличаться от значений при заводских испытаниях более чем на 5 %. Измерение сопротивления токопроводящих жил производится для оценки состояния их целостности и качества контактных соединений в соединительных и концевых муфтах. Сопротивление жил кабелей постоянному току, приведенное к удельному значению (на 1 мм2, 1 м длины, при 20 °С), должно быть не более 0,01793 Ом для медной и 0,0294 Ом для алюминиевой жил. В кабельных колодцах, где производится заземление металлической оболочки (экрана), проверяется состояние заземляющего устройства. У заземляющего устройства проверяются контакты сварных или болтовых соединений, надежность заземления элементов кабельной линии и измеряется сопротивление растеканию тока в землю. 5.8.8. Прокладка и монтаж кабельных линий всех напряжений, сооружаемых организациями других ведомств и передаваемых в эксплуатацию, должны быть выполнены под техническим надзором эксплуатирующей организации. Надежная работа кабельных линий обеспечивается высоким качеством монтажных работ, соблюдением требований ПУЭ. С этой целью эксплуатирующая организация должна производить технический надзор за прокладкой и монтажом кабельных линий, сооружаемых другими организациями и передаваемых затем в энергосистему. Осуществление технического надзора является ответственной и сложной работой, поэтому она должна выполняться опытными квалифицированными работниками, 217
хорошо знающими устройство отдельных элементов кабельных линий, технологию монтажа кабельной арматуры, ПУЭ и ПТЭ. Присутствие на работах представителя эксплуатирующей организации ни в какой мере не снимает ответственности с монтажной организации и производителя работ за выполняемые ими работы. Прокладку и монтаж кабельных линий 3 кВ и выше разрешается производить только лицам, имеющим удостоверения, разрешающие выполнять эти сложные и ответственные работы и выдаваемые им после обучения по специальной программе и после проверки каждого лица квалификационной комиссией. Лицо, выполняющее технический надзор, обязано ознакомиться с проектом прокладки и монтажа кабельный линии, перед ее прокладкой проверить по документам и осмотром состояние кабелей на барабанах, качество муфт и монтажных материалов, а также наличие у производителя работ и монтеров-кабельщиков удостоверений, разрешающих выполнять указанные работы. Лицо, осуществляющее надзор, должно быть уверено в том, что кабель на всем протяжении не получил каких-либо повреждений при прокладке, что монтаж муфт и заделок выполнялся с соблюдением необходимой технологии. В процессе работы лицо, выполняющее технический надзор, обязано ставить в известность производителя работ о всех замеченных дефектах и нарушениях и требовать их устранения. При наличии разногласий с производителем работ лицо, выполняющее технический надзор, должно ставить об этом в известность свою администрацию. Вновь смонтированная кабельная линия должна быть принята в эксплуатацию комиссией в составе представителей монтажной и эксплуатирующей организацией, включая выполнявшего технический надзор. 5.8.9. Каждая кабельная линия должна иметь паспорт с указанием основных данных по линии, а также архивную папку с документацией по п. 5.8.7 настоящих Правил. Для предприятий, имеющих автоматизированную систему учета, паспортные данные могут быть введены в память ЭВМ. Открыто проложенные кабели, а также все кабельные муфты должны быть снабжены бирками с обозначениями; на бирках кабелей в конце и начале линии должны быть указаны марки, напряжения, сечения, номера или наименования линии; на бирках соединительных муфт - номер муфты, дата монтажа. Бирки должны быть стойкими к воздействию окружающей среды. Бирки должны быть расположены по длине линии через 50 м на открыто проложенных кабелях, а также на поворотах трассы и в местах прохода кабелей через огнестойкие перегородки и перекрытия (с обеих сторон). 218
Наименование кабельной линии целесообразно выбирать так, чтобы оно отражало ее направление или назначение. По возможности оно должно иметь краткую форму или просто номер. Номер или наименование кабельной линии должны быть одинаковыми во всей технической эксплуатационной документации: на диспетчерском щите, схемах и в исполнительно^ документации трассы, паспорте линии и на самой линии, в том числе и на концевых устройствах указываются с помощью бирок. При выдаче письменных или устных оперативных заданий, выписке бланков на переключение необходимо точно ссылаться на диспетчерский номер линии. На кабелях, проложенных в кабельных сооружениях (туннели, каналы, шахты и др.), бирки следует располагать по длине линии через 50 м, а также с обеих сторон в местах прохода кабелей через перегородки и перекрытия. Бирки, которыми снабжаются муфты и заделки, имеют также дополнительную цель - установить при повреждении и вскрытии муфты по бирке срок ее работы. Кроме того, для повышения ответственности монтера-кабельщика за качество выполняемой работы на бирках требуется указывать фамилию исполнителя. Бирка укрепляется непосредственно на кабеле на расстоянии 100-150 мм от горловины муфты. 5.8.10. Металлическая неоцинкованная броня кабелей, проложенных в кабельных сооружениях, и металлические конструкции с неме- таллизированным покрытием, по которым проложены кабели, а также кабельные короба из обычной стали должны периодически покрываться негорючими антикоррозионными лаками и красками. Металлические части кабелей, бронеленты, кожуха муфт и т.д. при прохождении их в коррозионно-опасных зонах должны быть обеспечены соответствующей защитой, предохраняющей их от коррозии. Большая часть кабелей прокладывается в кабельных сооружениях, находящихся ниже уровня земли. В эти кабельные сооружения не исклкнено попадание грунтовой воды, вследствие чего металлические части кабельной линии и кабельного сооружения могут подвергаться коррозии. Наиболее коррозионно-опасными являются районы с электрифицированным транспортом, работающим на постоянном токе, или районы, по юторым проходят линии электропередачи постоянного тока системы «провод-земля». Для предотвращения коррозии металлические конструкции кабелей и кабельных сооружений периодически должны покрываться антикоррозионными негорючими лаками или красками. Мероприятия по защите кабельной линии от коррозии, помимо проекта, должны учитывать требования ГОСТ 9.602-89 «Единая защита от старения и коррозии. Подземные сооружения. Общие технические требования». 5.8.11. Нагрузки кабельных линий должны измеряться периодически в сроки, установленные техническим руководителем энергообъекта. 219
На основании данных этих измерений при необходимости должны уточняться режим работы и схема кабельной сети. Требования этого пункта распространяются и на кабельные линии потребителей, отходящие от шин распределительных устройств электростанций и подстанций. На ответственных кабельных линиях, отходящих от электростанций и подстанций, имеющих постоянный дежурный персонал, контроль за нагрузками производится по стационарным приборам, показания которых записываются в суточные ведомости. На шкале стационарных приборов наносится красной чертой отметка, соответствующая допустимому току для данной кабельной линии. Там, где подстанции не имеют постоянного дежурного персонала, контроль за нагрузками производится периодически с помощью переносных приборов или измерительных клещей. Измерения должны производиться не реже чем 1 раз в год в период летнего или осенне-зимнего максимума. Измерения производятся в часы суток, соответствующие максимальной нагрузке кабельных линий. Для линий, питающих коммунально-бытовые объекты, максимум приходится на вечерние часы; для линий, питающих промышленные предприятия, максимум определяется в зависимости от режима их работы (сменность, технология и др.). Кроме измерений в период максимума нагрузки, должны производиться измерения также во всех случаях изменения схемы или присоединения дополнительных токоприемников и изменения режимов работы кабельных линий. Результаты измерений должны систематизироваться и анализироваться эксплуатационным персоналом и служить основанием для проведения мероприятий, обеспечивающих экономичную и безаварийную работу кабельных линий. 5.8.12. Осмотры кабельных линий должны производиться 1 раз в следующие сроки, мес: Напряжение кабеля, кВ До 35 110-500 Трассы кабелей, проложенных в земле 3 1 Трассы кабелей, проложенных под усовершенствованным покрытием на территории городов 12 - Трассы кабелей, проложенных в коллекторах, туннелях, шахтах и по железнодорожным мостам 6 3 Подпитывающие пункты при наличии сигнализации давления масла (при отсутствии сигнализации - по местным инструкциям) - 1 Кабельные колодцы 24 3 220
Осмотр кабельных муфт напряжением ниже 1000 В должен также производиться при осмотре электрооборудования» Осмотр подводных кабелей должен производиться в сроки, установленные техническим руководителем энергообъекта. Периодически должны производиться выборочные контрольные осмотры кабельных линий инженерно-техническим персоналом. В период паводков и после ливней, а также при отключении кабельной линии релейной защитой производятся внеочередные осмотры. О выявленных при осмотрах нарушениях на кабельных линиях должны быть сделаны записи в журнале дефектов и неполадок. Нарушения должны устраняться в кратчайший срок. Осмотры трасс кабельных линий производятся в целях обеспечения их сохранности, предотвращения ухудшения условий эксплуатации кабелей. Осмотры производятся персоналом кабельной сети - специально выделенными монтерами, а также инженерно-техническими работниками, отвечающими за состояние и эксплуатацию кабельных линий. Монтер, выделенный для осмотра трассы, должен хорошо знать трассы кабельных линий, правила техники безопасности, устройства электроустановок и технической эксплуатации в части кабельных линий. При обходе и осмотре кабельных трасс открытых территорий монтеры и технический персонал должны: осмотреть трассу от начала и до конца; следить за тем, чтобы на трассе и вблизи нее не производились земляные работы, не согласованные с организацией, эксплуатирующей кабели, а также за тем, чтобы на трассе не было завалов мусором, щебнем, шлаком и другими отбросами; осматривать места пересечения трасс кабелей с канавами и места трасс, проходящих по склонам местности, следить за тем, чтобы не было провалов грунта на трассе; проверять состояние кабелей, проходящих по мостам, дамбам, эстакадам, проверять наличие защиты кабелей от механических повреждений в местах выхода кабелей на стены зданий или на опоры ВЛ; проверять в местах перехода кабельных линий с берега в реку или другой водоем наличие и состояние береговых сигнальных знаков; не допускать стоянки судов, барж вблизи зоны подводного перехода. При обходе и осмотре кабельных трасс закрытых территорий монтер должен руководствоваться требованиями, изложенными выше, а также периодически вручать директорам предприятий извещения о правилах производства раскопок на территории предприятий, по охране кабельных линий и других электротехнических устройств, а также о необходимости выделения ответственных лиц за сохранность кабельных линий, проходящих по территории предприятия; привлекать к участию в осмотре трасс представителя данной организации, ответственного за сохранность линий, проходя- 221
щих по территории этой организации; инструктировать представителя организации о порядке охраны кабельных линий; фиксировать в журнале дефектов и неполадок результаты осмотра трасс с указанием неполадок и сроков их устранения; в случае неустранения в срок недостатков составлять протокол о нарушении; вручать извещение о порядке работ в охранной зоне. 5.8.13. Туннели, шахты, кабельные этажи и каналы на электростанциях и подстанциях с постоянным оперативным обслуживанием должны осматриваться не реже 1 раза в месяц, а на электростанциях и подстанциях без постоянного оперативное обслуживания - в сроки, установленные техническим руководителем энергообъекта. Осмотр кабельных сооружений производится в целях предупреждения возникновения в них пожаров, недопустимого перегрева кабелей, разрушений их металлических оболочек коррозией. Осмотр проводится бригадой в составе не менее 2 человек под руководством мастера или другого инженерно-технического работника. При осмотре проверяется исправность освещения и вентиляции, температура в помещении и температура оболочек (или бронепокрова) кабелей с помощью заранее установленных измерительных средств или переносных приборов, состояние антикоррозионных покрытий металлических оболочек кабелей, а также отсутствие джута на них, внешнее состояние соединительных муфт и концевых заделок, расположенных в кабельных сооружениях, отсутствие смещений, больших провесов и недопустимых изгибов кабелей, соблюдение необходимых расстояний между ними, наличие и правильность маркировки. Осмотру подлежит также строительная часть сооружений: проверяется исправность дверей, люков и их запоров, крепежных конструкций. В кабельных сооружениях должны отсутствовать посторонние предметы, строительные и монтажные материалы, обтирочные концы, тряпки, мусор и т.п. Должны быть приняты меры для устранения в кратчайший срок всех обнаруженных неполадок. 5.8.14. Технический надзор и эксплуатация устройств пожарной сигнализации и автоматического пожаротушения, установленных в кабельных сооружениях, должны производиться в соответствии с «Типовой инструкцией по эксплуатации автоматических установок водяного пожаротушения», «Типовой инструкцией по эксплуатации автоматических установок пожарной сигнализации на энергетических предприятиях» и «Инструкцией по эксплуатации установок пожаротушения с применением воздушно-механической пены». Оборудование кабельных сооружений автоматическими установками пожаротушения (АУПТ) и пожарной сигнализации (АУПС) определяется в соответствии с НПБ 110-99. 222
Проверка исправности действия устройств дымосигнализации и пожаротушения должна производиться по местным инструкциям, утвержденным главным инженером электростанции или электросетей и согласованным с Управлением пожарной охраны. Результаты проверки регистрируются в специальном журнале. 5.8.15. Устройство в кабельных помещениях каких-либо временных и вспомогательных сооружений (мастерских, инструментальных) кладовых и т.д.), а также хранение в них каких-либо материалов и оборудования запрещается. Наиболее частой причиной возникновения пожара в кабельном сооружении является оборудование всякого рода мастерских, временных хранилищ и т.п. Запрещается располагать в кабельном сооружении запасы кабеля, кабельного масла, материалов и приспособлений, других посторонних жидкостей и предметов. Запрещается устраивать места временного пребывания людей. Любые материалы и оборудование, находящиеся в кабельном сооружении, могут усугубить последствия пожара, сами явиться источником возникновения огня или представлять серьезное препятствие при его тушении. 5.8.16. В районах с электрифицированным рельсовым транспортом или с агрессивными грунтами кабельная линия может быть принята в эксплуатацию только после осуществления ее антикоррозионный защиты. В этих районах на кабельных линиях должны проводиться измерения блуждающих токов, составляться и систематически корректироваться потенциальные диаграммы кабельной сети (или ее отдельных участков) и карты почвенных коррозионных зон. В городах, где организована совместная антикоррозионная защита для всех подземных коммуникаций, снятие потенциальных диаграмм не требуется. Потенциалы кабелей должны измеряться в зонах блуждающих токов, местах сближения силовых кабелей с трубопроводами и кабелями связи, имеющими катодную защиту, и на участках кабелей, оборудованных установками по защите от коррозии. На кабелях с шланговыми защитными покровами должно контролироваться состояние антикоррозионного покрытия в соответствии с «Инструкцией по эксплуатации силовых кабельных линий» и «Объемом и нормами испытаний электрооборудования». Мероприятия по защите кабельных линий от коррозии, предусмотренные проектом или осуществляемые в процессе эксплуатации, должны быть согласованы с местной организацией, которая координирует работу по защите подземных сооружений 223
от коррозии, а где такие организации отсутствуют - с организациями, эксплуатирующими расположенные в непосредственной близости от кабельных трасс подземные металлические сооружения, являющиеся источниками блуждающих токов. В процессе эксплуатации в коррозионно-опасных зонах должны производиться измерения блуждающих токов, определяться степень коррозионной активности грунтов, грунтовых и других вод, составляться и периодически корректироваться карта коррозионных зон кабельной сети. Для этого на совмещенных планах расположения кабельных линий и трамвайных сооружений (рельсовых путей, отсосов, питающих центров) по данным наблюдений показываются диаграммы потенциалов и плотностей блуждающих токов, а также указываются места расположения агрессивных грунтов. На основании анализа данных о коррозионных зонах, а также данных об имевших место случаях повреждений кабелей электрокоррозией устанавливаются места, где в первую очередь должны производиться измерения блуждающих токов и потенциалов на кабелях. Измерения производятся в доступных местах без вскрытия траншей, в контрольно-измерительных пунктах, во временных шурфах в коррозионно-опасных зонах и, кроме того, через 100-300 м по исследуемой трассе кабельной линии. В результате измерений определяются средние значения потенциалов и строятся потенциальные диаграммы кабеля. При этом следует учитывать потенциал металлической оболочки по отношению к медно-сульфатному электроду сравнения (для свинца - 0,48 В, для алюминия - 0,7 В). По результатам измерений разности потенциалов можно определить в исследуемой зоне наличие того или иного вида коррозии. Если измеряемая разность потенциалов изменяется по значению и знаку или только по значению, то это указывает на наличие в земле блуждающих токов. Если разность потенциалов имеет устойчивый характер, то это указывает на наличие в земле токов почвенного происхождения либо токов от линии передач постоянного тока. Разрушение оболочки кабелей блуждающими токами происходит там, где они находятся под положительным потенциалом (в анодных зонах). Защита кабелей заключается в том, чтобы погасить или свести к минимуму положительные потенциалы на оболочках кабелей. Это достигается одним из способов: установкой элекгродренажей различных типов, применением катодной защиты (подача отрицательного потенциала на оболочку с помощью специальных источников тока), пересоединением оболочек и т.д. 5.8.17. Энергообъекты должны контролировать выполнение управлениями и службами городского трамвая, метрополитета и электрифицированных железных дорог мероприятий по уменьшению значений блуждающих токов в земле. Нормативные требования к источникам блуждающих токов приведены в ГОСТ 9.602. При обнаружении на кабельных линиях опасности разрушения металлических оболочек вследствие электрокоррозии, почвенной или химической коррозии должны быть приняты меры к ее предотвращению. В целях предотвращения коррозии участков алюминиевых оболочек, примыкающих к муфтам, необходимо обес- 224
печить их защиту в соответствии с рекомендациями «Сборника руководящих материалов. Электротехническая часть». За защитными устройствами должно быть установлено регулярное наблюдение. Дтя кабельных линий наиболее опасным источником коррозии является транс- порт, электрифицированный на постоянным токе (трамвай, метро, электрифицированные железные дороги). Рельсы элекгротяговых устройств не могут быть изолированы от земли, и поэтому проходящий по ним ток частично ответвляется в землю. При этом, если вблизи имеются кабельные линии, блуждающие токи могут в случае недостаточно хорошей антикоррозионной защиты металлических оболочек втекать в оболочки кабеля, а вблизи отсасывающих пунктов - вытекать из них. Зоны вытекания блуждающих токов из оболочек кабелей называются анодными, в них происходит коррозия оболочек кабелей. Разрушение металлических оболочек тем сильнее, чем больше плотность тока, стекающего с кабеля в землю, а это зависит от состояния рельсовых путей (рельсовых стыков), от достаточности количества отсасывающих пунктов и линий. Нормативные требования к источникам блуждающих токов приведены в ГОСТ 9.602-89 «Единые системы защиты от коррозии и старения. Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии». Если рельсовые пути и другие устройства электрифицированных железных дорог соответствуют этим требованиям, то блуждающие токи будут незначительными и не представят большой угрозы для подземных кабелей линий. Поэтому выполнение требований ГОСТ 9.602-89 управлениями и службами электрифицированных дорог является обязательным. Кабели, предназначенные для прокладки в землю, имеют защитные оболочки от коррозии. Однако в процессе эксплуатации эти защитные покрытия, пропитываясь водой, содержащей хотя бы незначительное количество кислоты, соли и щелочи, уже не предохраняют оболочки кабеля от коррозии. То же может быть и с кабелями, имеющими сплошную шланговую защиту, когда по каким-либо причинам она имеет сквозные повреждения (заводской дефект, повреждение во время монтажа). В этом случае для предотвращения коррозии должна быть применена соответствующая защита оболочки. 5.8.18. Раскопки кабельных трасс или земляные работы вблизи них должны производиться с письменного разрешения энергообъекта.. Во избежание повреждения при производстве раскопок или строительстве сторонними организациями над подземными КЛ устанавливаются охранные зоны в виде полосы земли, границы которой проходят на расстоянии 1 м с каждой стороны от кабеля или крайних кабелей напряжением до 35 кВ и 5 м для кабельных линий напряжением свыше 35 кВ. В незастроенной местности городов и других населенных пунктов по трассе КЛ устанавливаются опознавательные знаки. Опознавательные знаки устанавливаются 225
на всех поворотных точках трассы, в местах установки соединительных муфт и через каждые 35 м на прямолинейных участках трассы, Трасса КЛ, проложенная вне населенных пунктов, обозначается знаками на всех поворотных точках, в местах установки соединительных муфт и через каждые 200 м на прямолинейных участках. Действующими Правилами охраны электрических сетей напряжением до и выше 1000 В устанавливается, что все виды земляных и взрывных работ, возведение строений и сооружений вблизи кабельных трасс и на трассах кабельных линий могут производиться только при условии предварительного согласования выполнения этих работ с организацией, эксплуатирующей кабельные сети, и получения от нее разрешения на производство работ. При согласовании всех плановых надземных и подземных работ как на открытых, так и на закрытых территориях организация, эксплуатирующая кабельные сети, обязана ознакомиться с проектом производства работ и удостовериться, что проектом предусмотрены конкретные мероприятия, цель которых обеспечить сохранность кабельных сетей. Производителю работ по раскопкам должно быть указано точное место нахождения кабелей, объяснен порядок обращения с ними и взята от него расписка, подтверждающая получение указанных сведений. Места производства земляных работ в зависимости от степени опасности механических повреждений делятся на две зоны: 1-я зона - работы на трассах кабельных линий или на расстоянии 1 м и ближе от крайней кабельной линии; 2-я зона - работы на расстоянии больше 1 м от крайней кабельной линии. Представитель организации, эксплуатирующей кабельные сети, которому поручено произвести допуск к работам, должен выехать на место работ, имея на руках план трассы кабельных линий, рулетку, комплект предупреждающих и запрещающих плакатов. Лицо, которое осуществляет допуск, обязано на месте работ проверить наличие у ответственного производителя работ разрешения на право производства работ и проекта, согласованного с организацией, эксплуатирующей кабельные сети, а также с другими организациями, указанными при согласовании проекта. Допускающий обязан выяснить содержание работы, а также отдельные ее этапы, срок окончания работ и установить все организации, работающие в этом месте, проверить по чертежу и указать ответственному производителю работ расположение трасс кабельных линий и наметить границу безопасного производства работ. Граница намечается шнурком, натянутым между колышками, или другим аналогичным и возможным по местным условиям способом и вывешиванием плакатов. На асфальтовых покровах граница может обозначаться краской. Чтобы полнее убедиться в действительном расположении кабелей, допускающий должен потребовать от ответственного производителя работ, чтобы в его присутствии было проведено контрольное шурфование с интервалами между шурфами не более 10 м поперек трассы кабельных линий. По окончании проверки шурфы должны быть засыпаны и грунт утрамбован. Допускающий обязан вести постоянное наблюдение за работами непосредственно на трассе кабельных линий, следить, чтобы обнаженные кабели и соединительные 226
муфты были надежно обшиты коробами или заключены в резервные трубы и укреплены. На коробах должны быть укреплены предупредительные плакаты. Лицо, осуществляющее допуск, после выполнения указанных мероприятий выдает ответственному производителю работ письменное разрешение на производство работ, знакомит его с правилами техники безопасности при работах на кабельных трассах. В письменном разрешении должны быть четко определены требования к производителю работ по обеспечению сохранности кабелей и соблюдению границы зоны работ. Ответственный производитель работ должен быть предупрежден, что без дополнительного согласования он не имеет права расширять намеченную ранее зону раскопок. В случаях, когда какой-либо организации (предприятие, жилищно-коммунальные предприятия, водопроводная сеть и т.д.) необходимо выполнять аварийные работы, связанные с вскрытием земляных покровов, она обязана сообщить дежурному диспетчеру электросети о месте, времени начала и объеме работ. Дежурный диспетчер должен направить на место работ представителя организации, эксплуатирующей кабельные сети и подготовить схему сети на случай повреждения кабельной линии. 5.8.19. Производство раскопок землеройными машинами на расстоянии 1 м от кабеля, а также применение отбойных молотков, ломов и кирок для рыхления грунта над кабелями на глубину более 0,3 м при нормальной глубине прокладки кабелей запрещается. Применение ударных и вибропогружных механизмов разрешается на расстоянии не менее 5 м от кабелей. Перед началом работ должно быть проведено под надзором персонала энергообъекта контрольное вскрытие трассы. Для производства взрывных работ должны быть выданы дополнительные технинеские условия. При производстве работ на трассах кабельных линий с применением механизмов лицо, осуществляющее допуск к работам, должно выяснить, какой вид механизма будет применяться в каждым конкретным случае, и дополнительно, помимо производителя работ, проинструктировать водителя механизма о правилах работы вблизи кабельных линий и на месте показать ему расположение кабельных линий. В зависимости от типа механизма в каждом конкретном случае должны быть определены границы работы. Во всех случаях работа механизмов на расстоянии ближе 1 м от кабелей не должна допускаться, и грунт на этом участке должен выбираться лопатами в присутствии представителя эксплуатирующей организации. При применении ударных и вибропогружных механизмов вблизи кабельных линий возможны вытяжка жил кабеля из соединительных гильз в муфтах и разрыв свинцовой или алюминиевой оболочки кабеля в шейках свинцовых соединительных муфт от сотрясения грунта и просадок почвы. Поэтому работы ударными и вибропогружными механизмами разрешаются на расстоянии не менее 5 м от кабелей. 227
Для установления действительного расположения трассы кабелей перед началом работ в присутствии представителей эксплуатирующей организации следует произвести контрольное вскрытие трассы. 5.8.20. Организации, эксплуатирующие электрические сети, должны периодически оповещать организации и население района, где проходят кабельные трассы, о порядке производства земляных работ вблизи этих трасс. Организация, эксплуатирующая кабельные сети, в целях предупреждения механических повреждений кабельных линий обязана периодически уведомлять администрацию заводов, фабрик и других предприятий, учреждений, жилищно-коммунальных контор муниципальных органов и население районов, где проходят кабельные трассы, о том, что производство каких-либо раскопок или возведение каких-либо сооружений на трассах кабелей или вблизи них без согласования с предприятием электросетей не разрешается. Администрации учреждений, имеющих суда, пристани и пр. должны быть уведомлены о зонах расположения подводных кабелей, где не допускается стоянка судов, барж и установка якорей. 5.8.21. Кабельные линии должны периодически подвергаться профилактическим испытаниям повышенным напряжением постоянного тока в соответствии с «Объемом и нормами испытания электрооборудования». Необходимость внеочередных испытаний на кабельных линиях после ремонтных работ или раскопок, связанных с вскрытием трасс, определяется руководством энергообъекта, района, организации, эксплуатирующей электрические сети. Кабельные линии в процессе эксплуатации должны периодически подвергаться испытаниям повышенным выпрямленным напряжением от стационарных испытательных выпрямительных установок или передвижных лабораторий. При испытаниях вместе с кабелем испытываются концевые муфты. Кабельные вводы и вставки на воздушных линиях испытываются без отсоединения от воздушных линий. В городских сетях испытанию при одновременном отключении могут подвергаться несколько кабельных линий, отходящих от подстанции, или цепочка последовательно соединенных кабельных линий. До начала испытания производится осмотр кабельной линии, кабельных каналов и сооружений. При обнаружении дефектов оболочек кабелей, концевых или соединительных муфт испытания должны проводиться только после их ремонта. Если при испытании произошел пробой кабельной линии, то место пробоя должно быть обследовано и должна быть выяснена причина повреждения. При обследовании производится разборка поврежденного участка кабеля, концевой или соединительной муфты в стационарной лаборатории с привлечением независимых специалистов и составляется протокол разборки. Если для ремонта линии после пробоя не 228
требуется производить вырезку поврежденного участка, то анализ причины повреждения должен производиться на месте ремонта. Информация о повреждениях и ремонтах должна заноситься в паспорт кабельной линии. Во многих случаях механические повреждения кабеля при его транспортировке, прокладке или в процессе его эксплуатации обнаружить не представляется возможным, их трудно определить по внешнему виду, и они не выявляются при испытании линии повышенным напряжением при вводе линии в эксплуатацию. В дальнейшем по мере ослабления изоляции в поврежденном месте от действия электрического поля, тепла, влаги и прочих причин в этом поврежденном месте происходит пробой. Такой же процесс развития дефекта до пробоя происходит в соединительных и концевых муфтах кабельных линий при неправильном или плохом их монтаже. Чтобы предупредить пробой ослабленного места кабельной линии во время работы и тем самым предотвратить внезапный перерыв электроснабжения потребителей, периодически в процессе эксплуатации проводятся испытания кабельных линий повышенным напряжением постоянного тока. Как правило, производство профилактических испытаний кабельных линий должно быть технологически связано по времени с выполнением ремонтов оборудования распределительных устройств на приемном и питающем концах кабельной линии, которые, в свою очередь, при отсутствии резервного питания должны выполняться в сроки, согласованные с потребителями или с другими заинтересованными организациями. В этом случае производство испытаний не нарушает нормального процесса работы элекроустановок потребителя. Испытания кабельных линий должны проводиться в соответствии с РД «Объем и нормы испытаний электрооборудования» (М: ЭНАС, 1998). Помимо испытаний в плановые сроки согласно установленной периодичности, кабельные линии должны испытываться вне очереди во всех случаях, когда возникает предположение об их повреждениях. Такие внеочередные испытания проводятся также после окончания ремонтных работ на линии. Силовой кабель до 35 кВ включительно имеет высокую электрическую прочность. Если при сооружении кабельной линии выполнялись все требования ПУЭ, кабель не был поврежден при хранении, транспортировке и в процессе прокладки, а работы по монтажу соединительных и концевых муфт выполнялись доброкачественно, то имеются все основания прийти к выводу, что такая кабельная линия будет безаварийно работать длительное время, если в процессе эксплуатации обеспечивается надлежащий надзор за ее сохранностью от внешних повреждений и соблюдается допустимый тепловой режим работы линии. Для кабельных линий напряжением 6-10 кВ, находящихся в эксплуатации более 15 лет, технический руководитель энергопредприятия вправе изменять сроки проведения испытаний и уменьшать уровень испытательного напряжения до 4\]вш, исходя из условий эксплуатации в соответствии с РД «Объем и нормы испытаний электрооборудования». Также, по решению технического руководителя, для испытания та- 229
ких кабельных линий могут применяться методы неразрушающей диагностики для определения состояния изоляции и с целью продления срока службы до капитального ремонта. Вывод о продлении срока службы кабельной линий может быть сделан по результатам испытаний. При ремонте кабельной линии часть поврежденного кабеля заменяется. Для замены может быть применен кабель другой марки с параметрами изоляции и сечением, обеспечивающими нормальное ее функционирование. Вместе с трехфазным кабелем с бумажной пропитанной изоляцией может быть применен трехфазный кабель с пластмассовой изоляцией, либо кабель в пофазном исполнении с полиэтиленовой изоляции (каждая фаза имеет свой металлический экран и проложена отдельно). Испытательное напряжение для такой кабельной линии выбирается по кабелю, испытательное напряжение которого меньше по нормативной документации или ТУ. При повреждении кабельной линии во время испытаний или в процессе работы очень важно быстро и точно определить место повреждения и произвести ремонт линии, потому что при выходе из работы кабельной линии нарушается нормальная схема передачи электроэнергии, уменьшается надежность электроснабжения и ухудшаются технико-экономические показатели работы сети. Необходимость быстрого ремонта поврежденного места кабельной линии приобретает особое значение при подземной прокладке кабеля, если грунт в месте повреждения влажный или кабель проложен в воде. В этом случае через поврежденную оболочку в кабель интенсивно засасывается влага, которая распространяется в обе стороны от места повреждения тем дальше, чем больше времени пройдет до ремонта кабеля. Если нет возможности быстро произвести ремонт кабеля в поврежденном месте, необходимо принять меры по предотвращению проникновения влаги под оболочку, для чего в месте повреждения на оболочку должен быть наложен временный бандаж, а на концах кабеля смонтированы герметичные наконечники (каппы). При быстром определении места повреждения и немедленном ремонте линии в большинстве случаев удается ограничиться короткой вставкой кабеля в месте повреждения, а иногда только монтажом одной соединительной муфты. В противном случае приходится с обоих концов от места повреждения обрезать по нескольку метров, а иногда и по нескольку десятков метров увлажненного кабеля, что значительно усложняет и удорожает ремонт линии. В городах кабели в большинстве случаев проложены под проезжей частью улиц и под тротуарами, имеющими усовершенствованное дорожное покрытие. При неточном определении места повреждения объем земляных работ значительно возрастает, и приходится разрушать наружные покрытия тротуаров и городских проездов на большом протяжении, что намного, увеличивает объем и стоимость ремонтных работ, а также срок выполнения ремонта. Поэтому очень важно при повреждении линии выбрать наиболее правильный для данного конкретного случая и условий метод определения места повреждения и обеспечить с большой точностью выявление поврежденного места кабеля непосредственно на трассе линии. 230
5.8.22. Для предупреждения электрических пробоев на вертикальных участках кабелей с бумажной изоляцией напряжением 20-35 кВ вследствие осушения изоляции необходимо их периодически заменять или устанавливать на них стопорные муфты. На кабельных линиях напряжением 20-35 кВ с кабелями с не- стекающей пропиточной массой и пластмассовой изоляцией или с газонаполненными кабелями дополнительного наблюдения за состоянием изоляции вертикальных участков и их периодической замены не требуется. Силовые кабели 20-35 кВ с бумажной пропитанной изоляцией в свинцовой или алюминиевой оболочке в соответствии с ГОСТ 18410-73 допускается прокладывать с разностью уровней не более 5 м при отсутствии специальных устройств (стопорных муфт и т.п.), предотвращающих стекание пропиточной массы. Согласно тому же ГОСТу на вертикальных участках (стояки концевых муфт) кабели 20-35 кВ допускается прокладывать с разностью уровней до 10 м при условии периодической замены кабеля на этих участках Необходимость замены вертикальных участков объясняется тем, что из-за стекания пропиточного состава от верхних отметок трассы кабеля к нижним происходит осушение бумажной изоляции на вертикальных участках, что приводит к появлению опасных ионизационных процессов в изоляции и снижению ее электрической прочности. Осушение изоляции на концевых вертикальных участках и, как следствие, пробой ее при рабочем напряжении происходят чаще всего в «корешке» концевой муфты (в месте припайки корпуса муфты к оболочке кабеля), т.е. там, где изоляция еще в процессе монтажа подвергается нагреву. Процесс осушения изоляции и снижения уровня ее электрической прочности достаточно продолжителен, и поэтому систематические наблюдения за нагревом вертикальных участков и измерения щ8 изоляции этих участков позволяют своевременно принять меры по замене вертикальных участков кабелей новыми, не допуская аварийного выхода линии из строя. Измерение щЬ следует производить 1 раз в 3-5 лет, при этом следует иметь в виду, что опасными являются значения, превосходящие указанные в ГОСТ 18410-73 в два-три раза. Контроль нагрева вертикальных участков позволяет своевременно установить наличие местного перегрева, сопутствующего развитию пробоя изоляции. Контроль нагрева производится путем измерения и фиксации изменения нагрева металлических оболочек в разных точках вертикального участка линии с помощью нескольких термопар, установленных на вертикальном участке кабеля, не реже 1 раза в неделю. Разность в нагреве отдельных точек при токах, близких к номинальным, не должна превышать 2-3 °С. 5.8.23. При надзоре за прокладкой и при эксплуатации небронированных кабелей со шланговым покрытием должно обращаться особое внимание на состояние шланга. Кабели со шлангами, имею- 231
щими сквозные порывы, задиры и трещины, должны быть отремонтированы или заменены. В процессе прокладки небронированных кабелей с поливинилхлоридным шлангом марки ААШв может иметь место нарушение целостности защитного поливинилхлорид- ного шланга, обладающего невысокой механической прочностью. Прокладка таких кабелей в земле нежелательна, так как незащищенная алюминиевая оболочка будет в течение непродолжительного времени разрушена под воздействием коррозии. При прокладке кабелей с поврежденным шлангом на воздухе (в туннеле, канале, шахте и т.п.) из-под шланга будет вытекать битумный состав, сюпление которого на полках и полу кабельных помещений может быть причиной пожара. Поэтому замеченные во время прокладки или в процессе эксплуатации сквозные порывы, задиры и трещины поливинилхлоридного шланга должны быть отремонтированы с применением заплат, разрезных поливинилх- лоридных трубок или сварочного прутка и сварочного пистолета. Подробное описание способа ремонта поливинилхлоридной оболочки приведено в Инструкции по эксплуатации силовых кабельных линий (М.: СПО Союзтехэнерго, 1980). 5*8.24. Предприятия кабельных сетей должны иметь лаборатории, оснащенные аппаратами для определения мест повреждения, измерительными приборами и передвижными измерительными и испытательными установками. Организации, эксплуатирующие кабельные сети, должны иметь как стационарные, так и передвижные кабельные лаборатории, оборудованные и оснащенные аппаратами, приборами, установками, выполняющими следующие работы: проверку соответствия образцов кабелей и материалов для монтажа кабельных муфт требованиям ГОСТа и технических условий; испытания действующих и вновь сооруженных кабельных линий и оборудования сетевых подстанций; проведение различных измерений (значений нагрузок и нагрева кабельных линий, напряжений, блуждающих токов и т.д.); испытание штанг, перчаток, бот и других средств защиты. Для испытания кабельных линий, прожигания поврежденных мест изоляции и определения мест повреждений на линиях применяются передвижные лаборатории (на автомашинах). В передвижных лабораториях для испытания кабельных линий до 10 кВ повышенное выпрямленное напряжение получается обычно с помощью полупроводниковых умножителей напряжения. Лаборатория должна иметь испытательный трансформатор мощностью не менее 2,5 кВА с выходным напряжением 60-70 кВ. Установка для прожигания должна иметь мощность не менее 25 кВА с возможностью регулирования напряжения в пределах 7,5-15 кВ. Выпрямленное напряжение должно быть 10,5-21 кВ и ток 1,5-2 А. Для использования индукционного метода лаборатория снабжается генератором звуковой частоты; для пользования акусти- 232
ческим методом лаборатория должна быть оснащена конденсаторами напряжением 2,5 кВ емкостью 300-600 мкФ. Кроме того лаборатория оснащается кабелеискателем, измерителями расстояния до места пробоя, приборами для измерения сопротивления изоляции, сопротивления жил и экранов, средствами защиты. Для испытаний могут также применяться любые другие имеющиеся на местах установки, обеспечивающие выполнение требований НТД. 5.8.25. Образцы поврежденных кабелей и поврежденные кабельные муфты должны подвергаться лабораторным исследованиям для установления причин повреждения и разработки мероприятий по их предотвращению. При повреждении кабельной линии должны производиться лабораторное вскрытие и анализ образцов кабелей с поврежденной линии, концевых и соединительных муфт. При вскрытии, разборке образцов кабелей, соединительных и концевых муфт проверяются все конструктивные размеры, соответствие их требованиям стандартов и техусловий, устанавливается наличие (или отсутствие) заводских дефектов, а также дефектов монтажа арматуры и прокладки кабелей. На основании лабораторных исследований устанавливается вероятная причина повреждения и разрабатываются мероприятия по предотвращению подобных повреждений.
Глава 5.9 РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И ЭЛЕКТРОАВТОМАТИКА 5*9Л. Силовое электрооборудование электростанций, подстанций и электрических сетей должно быть защищено от коротких замыканий и нарушений нормальных режимов устройствами релейной защиты, автоматическими выключателями или предохранителями и оснащено устройствами электроавтоматики, в том числе устройствами лротивоаварийной автоматики и устройствами регулирования. Устройства релейной защиты и электроавтоматики (РЗА), в том числе противоавариной автоматики, по принципам действия, уставкам, настройке и выходным воздействиям должны соответствовать схемам и режимам работы энергосистем и постоянно находиться в работе, кроме устройств, которые должны выводиться из работы в соответствии с назначением и принципом действия, режимом работы энергосистемы и условиями селективности. Большие токи, возникающие при КЗ, могут вызвать разрушение электрооборудования и элементов линий электропередачи. Короткие замыкания могут привести к серьезному расстройству работы отдельных узлов или даже всей энергосистемы вследствие снижения напряжения. Чем глубже и длительнее снижение напряжения и шире зона его действия, тем больше вероятность нарушения нормального режима работы потребителей, а также вероятность нарушения синхронизма в энергосистеме и возникновения одного из опасных видов нарушения режима ее работы - асинхронного хода. Основным назначением релейной защиты является локализация поврежденного элемента или узла энергосистемы путем его отключения для ограничения объема его повреждения, сохранения в работе неповрежденных элементов системы и сохранения параллельной работы ее частей. Устройства релейной защиты служат также для выявления и устранения других нарушений нормального режима работы силового оборудования и линий электропередачи, например, перегрузок, выше допустимых, чрезмерного повышения или понижения напряжения, замыкания на землю в сетях с изолированной или компенсированной нейтралью, перегрева обмоток генератора длительно протекающими токами обратной последовательности, выделения газа или утечки масла из баков трансфор- 234
маторов или реакторов и т.п. При появлении подобных нарушений нормального ре* жима релейная защита, в зависимости от степени их опасности, действует на сигнал или на отключение. Энергетические предприятия нашей страны объединены в мощные объединен* ные энергетические системы (ОЭС), входящие в Единую энергетическую систему России (ЕЭС России). В ОЭС существенно повышается надежность и экономичность работы энергосистемы и облегчаются условия покрытия графика нагрузки. С другой стороны, развитие энергосистем, объединенных между собой сильно нагруженными линиями электропередачи, влечет за собой опасность развития локальных повреждений в крупные системные аварии. При большой загрузке основных системообразующих линий создается положение, при котором отключение одной из них, а иногда и другой, менее ответственной линии, может вызвать нарушение устойчивости работы энергосистемы и требует принятия быстрейших мер по разгрузке турбогенераторов или их отключению в одних частях энергосистемы, отключению нагрузки в других ее частях или комбинации подобных отключений. В таких условиях еще более возрастает роль релейной защиты и электроавтоматики. Рациональное размещение и надежность действия устройств релейной защиты и электроавтоматики играют большую роль в повышении живучести энергосистем, а также их способности противостоять каскадному развитию аварий. Необходимый объем и область применения релейной защиты элементов энергосистемы (генераторов, трансформаторов, линий, электродвигателей и др.) и электроавтоматики определены в гл. 3.2 и 3.3 ПУЭ. К электрической автоматике относят как устройства общего применения (устройства автоматического повторного включения (АПВ), автоматического включения резерва (АВР), частотного пуска резервных гидрогенераторов на ГЭС и др.), так и устройства противоаварийной автоматики (ПА), к которым относятся устройства автоматической частотной разгрузки (АЧР), частотного автоматического повторного включения (ЧАПВ), автоматического предотвращения нарушения устойчивости (АПНУ), автоматической ликвидации асинхронного режима (АЛАР), специального автоматического отключения нагрузки (САОН) и др. Системы и устройства ПА предотвращают нарушение устойчивости энергосистемы, ликвидируют возникший в ней асинхронный ход, устраняют аварийные отклонения напряжения и частоты, обеспечивают сохранение в работе части генерирующей мощности при угрозе полного нарушения работы энергосистемы. Большое распространение получали в энергосистемах устройства АПВ. Все воздушные линии (ВЛ) напряжением 6 кВ и выше, а также шины многих подстанций основной сети энергосистем и энергообъединений оснащены этими устройствами. Восстанавливая работу линий или шин при неустойчивых повреждениях, ложных или излишних срабатываниях релейной защиты, АПВ способствует предотвращению развития аварийных нарушений и восстановлению нормальной схемы сети. Наибольшее распространение получили трехфазные АПВ (ТАПВ). На линиях сверхвысоких напряжений наряду с ТАПВ применяются однофазные АПВ (ОАПВ), а также комби- 235
нированные АПВ (КАТЮ), действующие при отключении одной фазы как ОАПВ, а при отключении трех фаз - как ТАПВ. Для подключения отделившейся в процессе развития аварийной ситуации энергосистемы или части ее на параллельную работу с энергообъединением на ВЛ могут применяться следующие АПВ: - быстродействующее (БАПВ) - действующие без проверки синхронизма при наличии быстродействующих выключателей и быстродействующей релейной защиты в условиях, когда разделившиеся части энергообъединения не успевают перейти на несинхронную работу; - с ожиданием синхронизма (АПВОС) - действующие, когда отделившаяся часть придет в синхронизм с энергообъединением; - с улавливанием синхронизма (АПВУС) - когда включение происходит, если разность частот, разность напряжений и угол между векторами напряжений одноименных фаз не превышают заданных значений; - несинхронное (НАПВ) - применяемое, когда расчетом подтверждена допустимость несинхронного включения. В энергосистемах широко применяется АПВ шин. Для восстановления нормальной схемы подстанции после работы дифференциальной защиты шин запрет на срабатывание АПВ присоединений не подается. Первым включается присоединение, на котором время действия АПВ установлено наименьшим. Если АПВ успешно, то со своими временами срабатывают устройства АПВ других присоединений, восстанавливая нормальную схему системы шин. При неуспешном АПВ повторно срабатывает дифференциальная защита шин, отключая включившийся выключатель и осуществляя запрет АПВ всех присоединений. Для повышения надежности электроснабжения потребителей в энергосистемах (а также и на предприятиях) применяются и устройства АВР. Электроснабжение ответственных потребителей обычно выполняется секционированной схемой питания. При этой схеме значительно упрощается схема релейной защиты, уменьшаются токи КЗ, увеличиваются остаточные напряжения на шинах подстанций при КЗ в распределительной сети. При исчезновении питания на секции шин схема АВР контролирует отключение или отключает выключатель со стороны основного источника питания и подает резервное питание включением секционного выключателя или выключателя резервного трансформатора (или резервной линии). Время перерыва питания при работе АВР в разных случаях может составлять 0,3-2 с. При таком перерыве питания, как правило, не происходит нарушения технологического процесса производства. Для устранения отключения резервного источника питания при его включении на неуст- ранившееся короткое замыкание обычно предусматривается ускорение релейной защиты выключателя, подающего резервное питание на обесточившуюся секцию шин. При аварийном отключении части работающих генераторов для поддержания частоты в энергосистеме осуществляется набор нагрузки на всех работающих агрегатах. Остановленные турбоагрегаты, пуск которых занимает несколько часов, не могут принять участие в ликвидации аварии. Поэтому на гидроэлектростанциях предусмотрены специальные устройства автоматики, которые по факту снижения часто- 236
ты осуществляют пуск и загрузку резервных гидроагрегатов, способных быстро развернуться и набрать нагрузку. Одновременно автоматика дает импульс на загрузку вращающихся агрегатов. Чрезвычайно велика роль АЧР в энергосистемах. В нормальном режиме поддержание номинального значения частоты производится регуляторами частоты и мощности агрегатов. При аварийном отключении части генерирующей мощности и отсутствии достаточного вращающегося резерва возникает дефицит мощности, что приводит к снижению частоты в дефицитной части энергообъединения или энергосистемы. Назначением АЧР является отключение части нагрузки, чтобы предотвратить снижение частоты до опасной величины и тем самым сохранить в работе электростанции и их собственные нужды. Работа АЧР происходит очередями, каждая из которых имеет свои уставки по частоте и времени, чтобы избежать излишнего отключения потребителей. С целью снижения до возможного минимума ущерба, наносимого потребителям действием АЧР, при начавшемся процессе восстановления частоты устройства ЧАПВ поочередно включают потребителей, отключенных устройствами АЧР. Выполняется несколько очередей ЧАПВ с уставками по частоте в диапазоне 49,2-50 Гц и уставками по времени 10-20 с. Очередность подключения потребителей обратна очередности отключения их устройствами АЧР, т.е. в первую очередь включаются наиболее ответственные потребители. Устройства АПНУ осуществляют контроль за работой определенной части энергообъединения и выполняют ряд функций, предотвращающих нарушение устойчивости. Они производят дозированные воздействия по каналам связи на разгрузку электропередачи снижением генерируемой мощности, в том числе - отключением части генераторов в избыточной части энергосистемы, отключением менее ответственных потребителей и быстрой мобилизации мощности в дефицитной ее части; действуют при необходимости на деление энергосистемы и на изменение баланса мощностей в выделенном районе. Устройства АЛАР при недопустимости даже кратковременного асинхронного режима осуществляют деление сети по первым признакам нарушения устойчивости; при допустимости кратковременного асинхронного режима осуществляют управляющие воздействия, облегчающие ресинхронизацию несинхронно работающих частей. При неуспешности ресинхронизации устройства АЛАР осуществляют деление сети, предотвращая затяжной асинхронный режим. Устройства САОН действуют на отключение части нагрузки в дефицитном энергорайоне при резком набросе мощности на электропередачу для предотвращения нарушения устойчивости передачи или для предотвращения лавины частоты или напряжения при внезапном дефиците активной или реакгивной мощности. Устройства САОН в большинстве случаев действуют по управляющим воздействиям от устройств АПНУ и в отдельных случаях - как самостоятельные устройства. Важное значение для обеспечения нормальной работы энергосистем и ОЭС имеют системы автоматического регулирования частоты и активной мощности (АРЧМ), устройства автоматического регулирования напряжения, в том числе автоматические регуляторы возбуждения синхронных машин (АРВ). 237
Системы АРЧМ осуществляют в нормальном режиме поддержание частоты в энер- гообьединениях и изолированных энергосистемах, обеспечивают распределение мощности (в том числе экономического) между электростанциями в энергосистемах и агрегатами или энергоблоками на электростанциях; регулируют обменные мощности энергообъединений и ограничивают перетоки мощности по контролируемым электропередачам. Одной из основных задач ведения режима работы энергосистем является поддержание нормального уровня напряжения в контрольных точках энергосистемы и у потребителя. Для поддержания нормального уровня напряжения и для распределения реактивной нагрузки между источниками питания на генераторах и синхронных компенсаторах применяются устройства АРВ. На электростанциях с большим числом генераторов применяется групповое регулирование возбуждения. Для поддержания нормального уровня напряжения у потребителя применяются автоматические регуляторы напряжения трансформаторов (АРНТ), которые в зависимости от уровня напряжения действуют на переключение отпаек обмоток силового трансформатора или автотрансформатора. По указанным выше причинам релейная защита и электроавтоматика должны постоянно находиться в работе. Исключением могут быть случаи, когда устройства РЗА должны быть выведены из работы по принципу действия, режиму работы энергосистемы или условиям селективности. Например, поперечная дифференциальная защита параллельных линий должна быть выведена из работы при отключении одной из них из-за утраты селективности; дифференциально-фазная защита линии должна быть выведена из работы при операциях в ее токовых цепях, так как по принципу действия может произойти ложное срабатывание защиты из-за возможной кратковременной несимметрии токов. При изменении схемы или режима работы сети устройства релейной защиты и электроавтоматики по принципу действия, уставкам, настройке и выходным воздействиям должны соответствовать произведенным изменениям. Если эти изменения являются типовыми, заранее предусмотренными, то необходимое изменение уставок, ввод или вывод из работы устройств РЗА или отдельных ступеней устройств РЗА, ввод оперативного ускорения и т.п. производит, как правило, оперативный персонал по указанию диспетчерского персонала. В случае ввода новых мощностей или линий электропередачи необходимые изменения в устройствах РЗА должны быть предусмотрены службой РЗА или проектной организацией и выполнены до ввода нового объекта. 5.9.2. В эксплуатации должны быть обеспечены условия нормальной работы аппаратуры РЗА и вторичных цепей (допустимые температура, влажность, вибрация, отклонения рабочих параметров от номинальных, уровень помех и др.). В действующих ГОСТах, технических условиях и заводских инструкциях на аппаратуру релейной защиты и электроавтоматики нормируются согласованные с эксплуатирующими организациями климатические воздействия (температура окружаю- 238
щего воздуха, относительная влажность воздуха, высота над уровнем моря), механические воздействия (вибрационные и ударные нагрузки), воздействие электромагнитных полей (импульсные и высокочастотные перенапряжения). С другой стороны, реальные условия эксплуатации должны обеспечивать работу аппаратуры и устройств РЗА в пределах, заданных в нормативно-технической документации. Выход за эти пределы может привести к отказам или ложным срабатываниям устройств, а также к изменению элеюрических характеристик аппаратуры, снижению уровня изоляции, повышенному старению и ускоренному износу. Так, например, повышенная температура окружающего воздуха приводит к увеличению сопротивления обмотки реле постоянного тока и к повышению напряжения его срабатывания. Пониженная температура может привести к отказу реле. Повышенная влажность влияет на сопротивление изоляции. Повышенные механические воздействия ускоряют износ аппаратуры, при больших уцарных воздействиях возможны ложные срабатывания электромеханической аппаратуры. Проектными организациями возможные в эксплуатации климатические и механические воздействия на аппаратуру РЗА в местах ее установки обычно учитываются при выборе аппаратуры. Однако в ряде случаев на энергообъектах приходится принимать специальные меры для обеспечения нормальных условий работы аппаратуры, например, применение подогрева в шкафах наружной установки, увеличение жесткости панелей или улучшение закрепления их в местах с повышенной вибрацией, установка козырьков в местах, где возможно попадание на аппаратуру капель воды и др. В электроустановках при коммутации электрооборудования, коротких замыканиях, грозовых перенапряжениях, при коммутации электромагнитов включения выключателей, контакторов, реле возникают сильные элекгромагнитные поля. Эти поля, воздействуя на вторичные цепи через гальванические, индуктивные и емкостные связи, возбуждают в них импульсные помехи, которые могут привести к неправильной работе аппаратуры РЗА или к повреждению ее и вторичных цепей. Особенно опасны импульсные помехи для микроэлекгронных и микропроцессорных устройств. Снижению уровня помех во вторичных цепях способствует правильное выполнение заземляющего устройства электроустановок и заземления аппаратуры и панелей (шкафов) РЗА, уменьшение электромагнитной связи между источниками помех и вторичными цепями, применение экранированных кабелей, шунтирование источников помех в цепях оперативного тока КС-цепочками, диодами, варисторами. Мероприятия по снижению уровня помех должны обеспечить совместимость электромагнитной обстановки на энергообъекте с помехозащищенностью устройств РЗА, определяемой действующими стандартами. 5.9.3. Все случаи срабатывания и отказа срабатывания устройств РЗА, а также выявляемые в процессе их эксплуатации дефекты должны тщательно анализироваться и учитываться в установленном порядке службами РЗА. Выявленные дефекты должны быть устранены. О каждом случае неправильного срабатывания или отказа срабатывания устройств РЗА, а также о выявленных дефектах схем и 239
аппаратуры вышестоящая организация, в управлении или ведении которой находится устройство, должна быть проинформирована. Действующая система технического обслуживания устройств РЗА предусматривает различные виды проверок этих устройств в процессе эксплуатации. Периодические проверки позволяют обнаружить уход характеристик аппаратуры, возникшие неисправности аппаратуры и цепей, проявившиеся дефекты. Выявление и устранение при проведении планового технического обслуживания возникших неисправностей снижает вероятность отказов и неправильных срабатываний устройств. Но периодические проверки не могут полностью исключить случаи неправильных действий устройств РЗА. Тщательный анализ таких случаев, а также причин, выявленных при плановом техническом обслуживании неисправностей, позволяет предусмотреть необходимые меры для повышения надежности устройств. Учет, анализ и оценка работы устройств РЗА должны производиться в соответствии с Инструкцией по учету и оценке работы релейной защиты и автоматики электрической части энергосистем: РД 34.35.516-98 (М.: СПО Союзтехэнерго, 1990). На электростанциях, в предприятиях электрических сетей, в энергосистемах должны ежегодно подводиться итоги работы релейной защиты и электроавтоматики; в целом по всем энергосистемам обобщение этих данных ведется фирмой ОРГРЭС по годовым отчетам АО-энерго, АО-электростанций, МЭС. Сообщение вышестоящей организации о выявленных дефектах схем или аппаратуры, представляющих общий интерес, позволяет своевременно информировать службы РЗА всех энергообъединений о нужных мероприятиях путем выпуска информационных писем или руководящих документов, а также предъявлять заводам - изготовителям аппаратуры акты-рекламации или акты-претензии и принимать другие меры. 5,9.4. На панелях РЗА и шкафах двустороннего обслуживания, а также на панелях и пультах управления на лицевой и оборотной сторонах должны быть надписи, указывающие их назначение в соответствии с диспетчерскими наименованиями. Установленная на панелях, пультах и в шкафах с поворотными панелями аппаратура должна иметь с обеих сторон надписи или маркировку согласно схемам. Расположение надписей или маркировки должно однозначно определять соответствующий аппарат. На панелях с аппаратурой, относящейся к разным присоединениям или разным устройствам РЗА одного присоединения, которые могут проверяться раздельно, должны быть нанесены четкие разграничительные линии и должна быть обеспечена возможность установки ограждения при проверке отдельных устройств РЗА. Надписи у устройств, которыми управляет оперативный персонал, должны четко указывать назначение этих устройств. 240
Надписи на панелях и шкафах релейной защиты и электроавтоматики, на панелях и пультах управления должны соответствовать единым диспетчерским наименованиям во избежание ошибок в процесс эксплуатации при получении указаний от диспетчера и при передаче ему сообщений о различных переключениях. Необходимость в четкой маркировке и надписях аппаратуры возрастает с ростом числа обслуживаемых устройств релейной защиты и электроавтоматики, усложнением их схем, что особенно характерно для крупных подстанций с высшим напряжением 220-1150 кВ и блочных электростанций. Отсутствие такой четкости может привести к ошибкам в действии оперативного персонала, последствиями которых могут быть аварии на энергообъекте или даже системные аварии. Вероятность ошибок оперативного персонала существенно уменьшается, в частности, за счет четких и одинаково расположенных (предпочтительно - под накладками и переключателями) надписей у переключающих устройств, которыми пользуется оперативный персонал (см. также п. 5.9.26). Это особенно важно при размещении на одной панели большого числа накладок в два ряда и более, когда вероятность ошибок персонала возрастает. Подобным же образом на данном объекте должны располагаться надписи о назначении указательных реле, ламп и испытательных блоков. Когда на одной панели размещена аппаратура разных присоединений, например, двух линий электропередачи, разных защит линии или трансформатора, на такой панели, должны быть нанесены разграничительные линии. При выводе из работы защит одной из линий для проведения каких-либо работ (профилактического контроля, внеочередной проверки с заменой дефектного реле и т.п.) эти разграничительные линии на панели в сочетании с завешиванием шторками части ряда зажимов и аппаратуры, относящихся к остающемуся в работе присоединению, позволяют избежать возможных ошибок. 5.9.5. Силовое электрооборудование и линии электропередачи могут находиться под напряжением только с включенной релейной защитой от всех видов повреждений. При выводе из работы или неисправности отдельных видов защит оставшиеся в работе устройства релейной защиты должны обеспечить полноценную защиту электрооборудования и линий электропередачи от всех видов повреждений. Если это условие не выполняется, должна быть осуществлена временная быстродействующая защита или введено ускорение резервной защиты, или присоединение должно быть отключено. Вывод из работы устройств релейной защиты или перевод их действия на сигнал производится только для устранения неисправности в этих устройствах, в случаях, указанных в п. 5.9.1, и при выводе в ремонт защищаемого присоединения. Если оставшиеся в работе устройства релейной защиты не обеспечивают полноценной защиты от всех видов повреждений, то выполняется временная защита, для чего используются подменные панели или вводится ускорение резервной защиты. Эти требования вызваны тем, что внеочередная проверка релейной защиты для устранения неисправ- 241
ности может затянуться, и на это время существенно снизилась бы защищенность присоединения, а в случае его повреждения в период вывода быстродействующей защиты стало бы возможным, например, нарушение устойчивости. Временная быстродействующая защита должна заменять выведенную из работы также на тех линиях, на которых отключение КЗ с выдержкой времени привело бы к пережогу проводов при длительном протекании тока КЗ. Обычно на время ремонта присоединения оно переводится на работу через обходной (при наличии обходной системы шин) или междушинный выключатель, на котором имеется комплект релейной защиты. 5.9.6. При наличии быстродействующих релейных защит и устройств резервирования в случае отказа выключателей (УРОВ) все операции по включению линий, шин и оборудования после ремонта или нахождения без напряжения, а также операции по переключению разъединителями и воздушными выключателями должны осуществляться при введенных в работу этих защитах; если на время проведения операций какие-либо из этих защит не могут быть введены в работу или должны быть выведены из работы по принципу действия, следует ввести ускорение на резервных защитах либо выполнить временную защиту, хотя бы неселективную, но с таким же временем действия, как и постоянная защита. При включении линий электропередачи, шин и оборудования после ремонтов и длительного нахождения их без напряжения, а также при переключениях разъединителей во время перевода присоединений с одной системы шин на другую имеется большая, чем обычно, вероятность возникновения КЗ, например, из-за невыявлен- ных дефектов или неудовлетворительного ремонта включаемого оборудования, а также из-за возможных ошибок оперативного персонала при переключениях разъединителей. При ошибочных операциях с разъединителями, в частности, происходят наиболее тяжелые трехфазные КЗ - включение на неснятую «закоротку », отключение разъединителя под нагрузкой и т.п., и быстрейшее отключение таких КЗ предотвратит возможные последствия. При выведенных из работы основной быстродействующей защиты и УРОВ такое КЗ будет отключаться резервными защитами с выдержками времени, что обычно ведет к увеличению объемов повреждения или к нарушению устойчивости параллельной работы. Поэтому проведение таких операций разрешается только при введенных в действие имеющихся быстродействующих защитах, а если это почему-либо невозможно, то следует ввести ускорение на резервных защитах либо выполнить взамен выведенной временную, хотя и неселективную, но быстродействующую защиту. 5.9.7. Сопротивление изоляции электрически связанных вторичных цепей напряжением выше 60 В относительно земли, а также меж- 242
ду цепями различного назначения, электрически не связанными (измерительные цепи, цепи оперативного тока, сигнализации), должно поддерживаться в пределах каждого присоединения не ниже 1 МОм. Сопротивление изоляции вторичных цепей, рассчитанных на рабочее напряжение 60 В и ниже, питающихся от отдельного источника или через разделительный трансформатор, должно поддерживаться не ниже 0,5 МОм. Сопротивление изоляции измеряется мегаомметром в первом случае на напряжение 1000-2500, а во втором случае- 500 В. Измерение сопротивления изоляции цепей 24 В и ниже устройств РЗА на микроэлектронной базе производится в соответствии с указаниями завода-изготовителя. Если таких указаний нет, проверяется отсутствие замыкания этих цепей на землю омметром на напряжение до 15 В. При проверке изоляции вторичных цепей должны быть приняты предусмотренные соответствующими инструкциями меры для предотвращения повреждения этих устройств. При выполнении проверок и испытаний изоляции следует руководствоваться требованиями Типовой инструкции по организации и производству работ в устройствах релейной защиты и электроавтоматики электростанций и подстанций . - РД 34.35.302-9 (М.: СПО ОРГРЭС, 1991). Сопротивление изоляции относительно земли электрически связанных цепей уменьшается с ростом протяженности этих цепей, поэтому предусматривается нормированный уровень изоляции 1 МОм для каждого присоединения напряжением выше 60 В отдельно. При этом выделяются и проверяются отдельно цепи, относящиеся к комплекту трансформаторов тока, или цепи напряжения одного присоединения (генератора, трансформатора, блока генератор-трансформатор, линии электропередачи и т.д.), или цепи оперативного тока одного выключателя. Сопротивление изоляции 1 МОм нормируется для цепей с напряжением оперативного тока до 220 В включительно вместе с аппаратурой, кабелями и проводами, имеющими испытательное напряжение не ниже 1500 В, 50 Гц. Подобным же образом выделяются для проверок по присоединениям и устройствам цепи, где используются аппаратура и провода, рассчитанные на рабочее напряжение 60 В и ниже и питающиеся от отдельного источника или через разделительный трансформатор. Для этих цепей нормировано сопротивление изоляции 0,5 МОм. Измерение сопротивления изоляции цепей 24 В микроэлектронных, а также микропроцессорных устройств требует особой осторожности во избежание повреждения элементов этих устройств. Поэтому необходимо руководствоваться указаниями заводов-изготовителей в сопроводительной документации к поставляемым устройствам, а при отсутствии таких указаний - измерять сопротивление между этими цепями и землей омметром. 243
Проверка изоляции внутренних цепей микропроцессорных устройств производиться не должна. При измерении сопротивления изоляции следует учитывать, что в'счетчиках и ваттметрах между цепями тока и напряжения оно понижено, поэтому эти цепи должны быть объединены перед измерением. Кроме того, во избежание повреждения полупроводниковых приборов, не рассчитанных на напряжения 1000-2500 В или на 500 В, следует закорачивать их перед измерением сопротивления изоляции. Если при измерениях сопротивления изоляции вторичных цепей оно окажется ниже указанных значений вследствие загрязнения, отсыревания или пробоя, то перед включением в работу должны быть проведены работы для повышения сопротивления изоляции до нормы. К таким работам относится высушивание, очистка от пыли и грязи, замена отдельных дефектных жил контрольного кабеля, реле, зажимов, накладок и других элементов. 5.9.8. При включении после монтажа и первом профилактическом контроле изоляция относительно земли электрически связанных цепей РЗА и всех других вторичных цепей каждого присоединения, а также между электрически не связанными цепями, находящимися в пределах одной панели, за исключением цепей элементов, рассчитанных на рабочее напряжение 60 В и ниже, должна быть испытана напряжением 1000 В переменного тока в течение 1 мин. Кроме того, напряжением 1000 В в течение 1 мин должна быть испытана изоляция между жилами контрольного кабеля тех цепей, где имеется повышенная вероятность замыкания между жилами с серьезными последствиями (цепи газовой защиты, цепи конденсаторов, используемых как источник оперативного тока, вторичные цепи трансформаторов тока с номинальным значением тока 1 А и т.п.). В последующей эксплуатации изоляция цепей РЗА (за исключением цепей напряжением 60 В и ниже) должна испытываться при профилактических восстановлениях напряжением 1000 В переменного тока в течение 1 мин или выпрямленным напряжением 2500 В с использованием мегаомметра или специальной установки. Испытание изоляции цепей РЗА напряжением 60 В и ниже производится в процессе ее измерения по п. 5.9.7 настоящих Правил. Следует различать измерение сопротивления изоляции и испытание ее электрической прочности. Предусмотренное в п. 5.9.7 измерение сопротивления изоляции мегаомметром не является испытанием ее элеюрической прочности, поскольку при измерении мегаомметром напряжение, приложенное к изоляции, может быть значительно меньше за счет падения напряжения в самом мегаомметре. Так, при измере- 244
нии сопротивления 1 МОм мегаомметром на 1000 В действительное напряжение на его зажимах может быть около 450 В, мегаомметром на 500 В - только около 200 В. Как показал опыт наладки и эксплуатации, эффективным методом выявления дефектов изоляции аппаратуры и цепей является испытание повышенным напряжением переменного тока 1000 В, 50 Гц в течение 1 мин от трансформатора мощностью не менее 200 ВА. Испытательное напряжение должно подаваться как между проверяемыми целями и корпусом устройства (панелью, пультом), так и между группами электрически не связанных цепей в пределах одной панели или пульта, а также между жилами контрольного кабеля цепей, где повышена вероятность повреждения изоляции между этими жилами. Примером таких цепей являются цепи газовой защиты трансформаторов (достаточно протяженные, подверженные атмосферным воздействиям), а также цепи электроавтоматики на гидроэлектростанциях, проложенные в местах, где скапливается влага. Замыкание между жилами контрольных кабелей этих цепей может иметь серьезные последствия: отключение трансформатора, потерю питания оперативным током релейной защиты на подстанции, нарушение цепей автоматического пуска генератора ГЭС и др. Такие испытания изоляции предусматриваются не только после монтажа, но и при первом профилактическом контроле устройств релейной защиты и электроавтоматики. Последнее требование вызвано тем, что к моменту первого профилактического контроля, проводящегося обычно через 10-15 мес после нового включения, часто выявляются дефекты изготовления и монтажа, которые не проявились при новом включении. В процессе последующей эксплуатации изоляция цепей релейной защиты и электроавтоматики испытывается при профилактических восстановлениях напряжением 1000 В переменного тока в течение 1 мин или выпрямленным напряжением 2500 В с использованием мегаомметра или специальной установки. Изоляция аппаратуры и цепей на рабочее напряжение 60 В и ниже не рассчитана на напряжение 1000 В, поэтому для нее достаточно испытательное напряжение, прикладываемое в процессе измерения сопротивления изоляции. 5.9.9. Вновь смонтированные устройства РЗА и вторичные цепи перед вводом в работу должны быть подвергнуты наладке и приемочным испытаниям. Разрешение на ввод новых устройств и их включение в работу выдается в установленном порядке с записью в журнале релейной защиты и электроавтоматики. Вновь смонтированные устройства релейной защиты, электроавтоматики и вторичные цепи нельзя вводить в работу без их наладки и последующих приемочных испытаний в объеме, определяемом соответствующими руководящими документами. Только квалифицированные наладка и приемочные испытания, проведенные в полном объеме и с необходимой тщательностью, обеспечат надежную работу устройств в процессе последующей эксплуатации. При наладке проверяется соответствие установленной аппаратуры и кабелей вторичных цепей предусмотренным в 245
проекте, правильность сборки всех цепей устройства и его внешних цепей связи с другими устройствами РЗА; выполняется регулировка и настройка всех элементов. В завершение наладочных работ проверяется взаимодействие всех элементов и работа устройства РЗА в целом с действием на выключатели, короткозамыкатели или другие аппараты в первичных цепях (или в системе возбуждения генератора, в устройствах передачи сигналов на другой объект с помощью ВЧТО и др.). При этом схемы и характеристики работы устройств должны выполняться в соответствии с заданием центральной или местной службы РЗА или службы РЗА ОДУ или ИДУ ЕЭС России. При положительных результатах приемочных испытаний делается запись в журнале релейной защиты и электроавтоматики о том, что наладка и приемочные испытания определенных устройств завершены. Эта запись определяет ответственность наладочного персонала за полное окончание работы. Только после этого устройства РЗА могут включаться в работу по указанию диспетчера. 5.9.10. В службе РЗА на устройства РЗА, находящиеся в эксплуатации, должна быть следующая техническая документация: • паспорта-протоколы; • инструкции или методические указания по наладке и проверке; • технические данные об устройствах в виде карт уставок и характеристик; • исполнительные рабочие схемы: принципиальные, монтажные или принципиально-монтажные; • рабочие программы вывода в проверку (ввода в работу) сложных устройств РЗА с указанием последовательности, способа и места отсоединения их цепей от остающихся в работе устройств РЗА, цепей управления оборудованием и цепей тока и напряжения; перечень устройств, на которые рабочие программы не составляются, утверждаются техническим руководителем АО-энерго или энергообъекта. Результаты технического обслуживания должны быть занесены в паспорт-протокол (подробные записи по сложным устройствам РЗА при необходимости должны быть сделаны в рабочем журнале). В службах РЗА энергосистем, службах РЗА ОДУ (ПДУ ЕЭС России) должны быть технические данные об устройствах, находящихся в управлении и ведении этой службы, в виде карт (таблиц) или журналов (характеристик), принципиальных или структурных схем (технологических алгоритмов функционирования). При сдаче в эксплуатацию устройств РЗА должен быть установлен срок на оформление указанной документации, не превышающий, как правило, 1,5-2 мес. В течение этого времени персонал наладочной организации либо персонал службы РЗА (в зависимости от того, кем велась наладка) подготавливает начисто исполнительные схемы устройств РЗА и вторичных цепей, паспорта-протоколы этих 246
устройств и инструкции или программы по наладке и эксплуатации тех устройств, которые включаются впервые на данной электростанции или в предприятии электрических сетей, на которые в МС РЗА или в ЭТЛ отсутствуют инструкции (программы) по наладке и проверке. Технические данные об устройствах - в виде карт или таблиц уставок и характеристик целесообразно подготовить в более короткий срок, тем более, что все нужные сведения для карт или таблиц уставок и характеристик устройств РЗА имеются ко времени начала их наладки. Карта уставок может быть выполнена в виде упрощенной схемы электрических соединений, на которой условными обозначениями показаны устройства РЗА с нанесением основных параметров срабатывания: токов, напряжений, сопротивлений, выдержек времени и т.д. Те же данные могут быть записаны последовательно по каждому присоединению и устройству в виде таблицы или журнала. Данные о трансформаторах тока и напряжения и о схемах релейной защиты, описанных кратко с использованием условных обозначений и изображений элементов «ИЛИ», «И», характеристики для более наглядного сопоставления согласования защиты данного участка сети, например, для дистанционных и ступенчатых токовых защит целесообразно внести в персональный компьютер (ПК). Для учета состояния устройства или комплекса несложных устройств РЗА предусматривается паспорт-протокол, который составляется по результатам наладки и приемных испытаний при новом включении устройства РЗА. В процессе последующей эксплуатации в него заносятся результаты профилактического контроля и восстановления, а также неплановых и послеаварийных проверок. Подробные записи по сложным устройствам РЗА (отдельные измерения, характеристики и др.) при необходимости ведутся в рабочем журнале. Рабочие журналы могут вестись персоналом службы РЗА как для однородной группы присоединений (один - для защит блоков генератор-трансформатор, другой - для защит системы собственных нужд, третий - для защит линий напряжением 110 кВ и выше и т.п.), так и по закрепленным за каждым работником устройствам РЗА. Учет состояния устройств и ведение рабочего журнала могут проводиться с использованием ПК. Во избежание ошибок при вводе в работу или выводе из работы сложных устройств РЗА должны составляться рабочие программы. Для однотипных устройств может быть составлена общая типовая программа, а для каждого конкретного устройства этого типа в такой программе, при необходимости, предуматриваются дополнения и изменения. Перечень устройств, по которым рабочие программы не составляются, может быть составлен по типам устройств, например, простые токовые защиты, защиты минимального напряжения, защиты от перегрузки, газовые защиты и т.д. Перечень может быть составлен по номинальному напряжению защищаемых присоединений, например, устройств РЗА присоединений ПС 35 и 6-10 кВ, присоединений 6-10 и 35 кВ ПС 110 кВ и выше и т.п.; при этом в перечне могут быть указаны исключения, например, кроме дифзащиты шин и УРОВ 35 кВ. 247
5.9.11. Вывод из работы, изменение параметров настройки или изменение действия устройств РЗА должны быть оформлены в соответствии с пп. 6.4.2,6.4.5, 6.4.6 и 6.4.10 настоящих Правил. При угрозе неправильного срабатывания устройство РЗА должно быть выведено из работы с учетом требования п. 5.9.5 настоящих Правил без разрешения вышестоящего оперативно-диспетчерского персонала, но с последующим сообщением ему (в соответствии с местной инструкцией) и последующим оформлением заявки в соответствии с п. 6.4.6 настоящих Правил. В соответствии с указанными выше пунктами ПТЭ вывод из работы устройств РЗА в ремонт или для испытаний должен быть оформлен заявкой в диспетчерскую службу, в оперативном ведении или управлении которой находится выводимое из работы устройство; вывод может быть выполнен после получения на него разрешения. Кроме того, настоящим требованием предусмотрен вывод из работы устройства РЗА без разрешения вышестоящего оперативного персонала в случаях, когда появляется угроза неправильного срабатывания этого устройства. В этих случаях терять время на связь и переговоры с вышестоящим оперативным персоналом нельзя, так как за это время может произойти неправильное срабатывание устройства, тем более, что иного решения, чем согласие на временный вывод из работы неисправного устройства РЗА, которое может сработать неправильно, вышестоящий оперативный персонал не примет. 5.9.12. Реле, аппараты и вспомогательные устройства РЗА, за исключением тех, уставки которых изменяет оперативный персонал, разрешается вскрывать только работникам служб РЗА, электротехнической лаборатории электроцехов электростанций РТЛ), эксплуатирующим эти устройства, или в исключительных случаях по их указанию оперативному персоналу. Работы в устройствах РЗА должен выполнять персонал, обученный и допущенный к самостоятельной проверке соответствующих устройств. Ответственная роль устройств РЗА и, в частности, противоаварийной автоматики, обеспечивающих надежную работу как отдельных элементов и частей энергосистемы, так и энергосистемы в целом, предопределяет принятый строгий порядок, по которому реле, аппараты и другие устройства РЗА могут вскрываться только работниками служб РЗА или, в исключительных случаях, оперативным персоналом по их указанию. Оперативный персонал без указания работников службы РЗА может изменять уставки лишь тех устройств РЗА, для которых такое изменение и значения уставок предусмотрены инструкцией для оперативного персонала при изменении режима работы, схемы энергообъекта или сети, или при производстве переключений на данном объекте (например, при замене выключа- 248
телей присоединений обходным или шиносоединительным выключателем, при существенном изменении режима работы данного узла энергосистемы, в праздничные дни и др.). Самостоятельно проверять устройства РЗА и настраивать различные реле может только персонал службы РЗА, допущенный к проверкам соответствующих устройств. Работники служб РЗА по мере накопления опыта и повышения квалификации (в том числе на курсах или в институте повышения квалификации) осваивают сначала более простые, а потом более сложные устройства под руководством опытных работников. После проверки знаний и практического умения допускаемого выполнять определенные работы результаты с заключением о допуске оформляются протоколом. 5.9.13. На сборках (рядах) зажимов пультов управления, шкафов и панелей не должны находиться в непосредственной близости зажимы, случайное соединение которых может вызвать включение или отключение присоединения, короткое замыкание в цепях оперативного тока или в цепях возбуждения генератора (синхронного компенсатора). Одной из наиболее вероятных ошибок релейного персонала при работах на сборках (рядах) зажимов пультов управления и панелей РЗА может быть случайное перемыкание двух смежных зажимов. Поэтому недопустимо располагать рядом такие зажимы, случайное соединение которых может вызвать включение или отключение присоединения или короткое замыкание в цепях оперативного тока или в цепях возбуждения генератора (синхронного компенсатора). При несоблюдении этого правила перемыкание таких смежных зажимов способно привести к перегоранию предохранителей или отключению автоматов постоянного оперативного тока, т.е. к выводу из работы всех устройств РЗА присоединения, или к ложному отключению присоединения. Это правило должно выполняться в проектах. В процессе эксплуатации необходимо следить, чтобы оно не нарушалось в результате каких-либо изменений и реконструкции цепей РЗА и вторичных цепей. 5.9.14. При работе на панелях, пультах, в шкафах и в цепях управления и РЗА должны быть приняты меры против ошибочного отключения оборудования. Работы должны выполняться только изолированным инструментом. Выполнение этих работ без исполнительных схем, заданных объемов и последовательности работ (типовая или специальная программа) запрещается. Операции во вторичных цепях трансформаторов тока и напряжения (в том числе с испытательными блоками) должны производиться с выводом из действия устройств РЗА (или отдельных 249
их ступеней), которые по принципу действия и параметрам настройки (уставкам) могут срабатывать ложно в процессе выполнения указанных операций. По окончании работ должны быть проверены исправность и правильность присоединения цепей тока, напряжения и оперативных цепей. Оперативные цепи РЗА и цепи управления должны быть проверены, как правило, путем опробования в действии. Персонал, ведущий работы на панелях в цепях управления и РЗА, должен соблюдать требования правил техники безопасности, чтобы не быть пораженным электрическим током при работах под напряжением. Инструмент, которым ведутся работы (отвертки, различные ключи, правки, плоскогубцы и др.), должен обеспечивать удобство и безопасность выполнения работ на пультах, панелях и в цепях указанных устройств. Рукоятки отверток и плоскогубцев должны быть изолированы. Помимо этого, изолируется значительная длина металлической части отвертки, чтобы при падении ее или при работах была исключена возможность замыкания ею соседних зажимов или выводов аппаратуры. Для этой же цели рекомендуется использовать изолированные или обмотанные изоляционной лентой наконечники - «крокодилы». Во избежание ошибок при указанных работах необходимо пользоваться, не полагаясь на память, исполнительными схемами, в которых обозначения аппаратов, испытательных блоков, накладок и других элементов, нумерация их зажимов и разводка проводников соответствуют выполненным в натуре. Проведение стандартных и повторяющихся работ должно вестись по типовой программе, поскольку при ее составлении анализируются связи данного устройства РЗА или вторичных цепей с устройствами РЗА данного или других присоединений, намечается строгая последовательность операций при подготовке и проведении работы. Проведение нестандартной работы требует составления специальной программы. Заключительная проверка исправности цепей и правильности их присоединения является важным этапом работ, при котором могут быть выявлены и устранены допущенные ошибки. Оперативные цепи и цепи управления должны проверяться, как правило, путем опробования в действии, поскольку именно таким образом проверяется весь тракт от ключей управления и устройств РЗА до коммутационных или других аппаратов, на которые осуществляется воздействие. При таком опробовании все кожухи реле, комплектов реле, вспомогательных устройств должны быть надеты и закреплены с тем, чтобы после положительных результатов опробования уже никаких работ на панели не производилось. Указанием о проверке правильности присоединения цепей тока (при необходимости - после включения присоединения) и цепей напряжения подчеркивается то обстоятельство, что в этих часто сложных и разветвленных цепях ошибки могут быть не выявлены, если завершающие работы не выполнялись в полном объеме (например, не снимались векторные диаграммы токов или напряжений, не измерялись токи 250
небаланса и т.п.), что приводит впоследствии к неправильному срабатыванию или отказу срабатывания устройств РЗА. 5.9.15. Работы в устройствах РЗА, которые могут вызвать неправильное отключение защищаемого или других присоединений, а также иные не предусмотренные воздействия на оборудование, действующие устройства РЗА, должны производиться по разрешенной заявке, учитывающей эти возможности. Заявки, связанные с проведением работ в цепях релейной защиты, электроавтоматики и с их выводом из работы, оформляются в соответствии с порядком, предусмотренным п. 6.4.2 ПТЭ. При подготовке заявки должны быть всесторонне и тщательно проанализированы намечаемые работы и предусмотрены меры: а) обеспечивающие отключение присоединения на время вывода его защиты либо замену отключаемой защиты другой, удовлетворяющей требованиям быстродействия, чувствительности и, если возможно, селективности; б) исключающие ошибочное отключение работающих присоединений; в) обеспечивающие резервное питание потребителей в случае отключения присоединения, в цепях защиты которого ведется работа. Если последнее не представляется возможным, то указание в заявке на возможность отключения защищаемого присоединения при работах в устройствах его РЗА обязывает диспетчера заранее принять меры против нарушения энергоснабжения потребителей, если отключение этого присоединения, действительно, произойдет: ограничить нагрузку других, параллельно работающих генераторов (линий электропередачи), чтобы при отключении генератора (линии) нагрузка его распределилась на другие, оставшиеся в работе; не разрешить вывод в ремонт другого силового оборудования и линий в этом узле энергосистемы до окончания указанных работ и т.п. При разрешении заявок на проведение работ в устройствах РЗА особо ответственных объектов должен рассматриваться вопрос о допустимости совмещения этих работ с другими, разрешенными по заявкам на то же время. При этом следует учитывать необходимость обеспечения надежной работы этого узла энергосистемы и ограничения вероятности нарушения устойчивости и развития аварий в системные. Если это целесообразно и возможно, следует предусматривать соответствующие изменения режимов для дополнительного повышения надежности работы. 5.9.16. Контроль правильности положения переключающих устройств на панелях и шкафах РЗА, крышек испытательных блоков; контроль исправности предохранителей или автоматических выключателей в цепях управления и защит; контроль работы устройств РЗА по показаниям имеющихся на аппаратах и панелях (шкафах) устройств внешней сигнализации и приборов; опробование выключателей и прочих аппаратов; обмен сигналами вы- 251
сокочастотных защит; измерения контролируемых параметров устройств высокочастотного телеотключения, низкочастотной аппаратуры каналов автоматики, высокочастотной аппаратуры противоаварийной автоматики; измерение тока небаланса в защите шин и устройства контроля изоляции вводов; измерение напряжения небаланса в разомкнутом треугольнике трансформатора напряжения; опробование устройств автоматического повторного включения, автоматического включения резерва и фиксирующих приборов; завод часов автоматических осциллографов и т.п. должен осуществлять оперативный персонал. Периодичность контроля и опробования, перечень аппаратов и устройств, подлежащих опробованию, порядок операций при опробовании, а также порядок действий персонала при выявлении отклонений от норм должны быть установлены местными инструкциями. В отличие от релейного персонала, который на большинстве энергообъектов (подстанций) бывает периодически, в основном, для проведния технического обслуживания устройств РЗА, оперативный персонал на объектах находится либо круглосуточно, либо в дневное время (подстанции с дежурством на дому), либо с меньшей периодичностью (подстанции с обслуживанием оперативно-выездными бригадами). Поэтому периодический контроль за положением переключающих устройств, крышек испытательных блоков, предохранителей и других устройств, перечисленных в данном пункте, а также опробование и измерение характеристик ряда устройств, от правильной работы которых зависит надежность работы энерго- обьекта и энергосистемы, возлагаются как на оперативный персонал, так и на персонал служб РЗА (п. 5.9Л 7 ПТЭ). В ряде энергосистем для сокращения числа ошибок оперативного персонала при переключениях в цепях РЗА применяются составленные в МС РЗА (электролаборатории) таблицы с указанием положения переключающих устройств и крышек испытательных блоков в различных режимах работы данного объекта. Такие таблицы существенно облегчают работу эксплуатационного персонала, сокращают время на переключения и облегчают выполнение персоналом осмотров, что особенно существенно на объектах с большим количеством устройств РЗА. Для некоторых устройств РЗА недостаточно проводить относительно редкие плановые профилактические восстановление и контроль (см. п. 5.9.18), в то же время для обеспечения правильной работы этих ответственных устройств их исправность можно контролировать простыми способами, что и выполняется на практике. Например, для высокочастотных защит линий применяется периодический обмен сигналами (пуск ВЧ передатчика: и контроль по прибору значения тока приема). Обмен сигналами позволяет убедиться в исправности ВЧ канала и, в частности, ВЧ приемопередатчиков. В последнее время в новых ВЧ аппаратах предусмотрен автоматический контроль ВЧ канала. 252
Такие нарушения исправности устройств РЗА, как, например, увеличение сверх нормы затухания ВЧ канала защиты, обрыв цепи напряжения защиты линии от замыканий на землю, увеличение тока небаланса в дифференциальной защите шин, не приводят еще к их срабатыванию. Но если своевременно не выявить и не устранить возникшие неисправности, то при возникновении КЗ на защищаемой линии возможны отказы срабатывания защиты или ее неправильная (излишняя) работа при внешнем КЗ. Операции контроля исправности или опробования производятся оперативным или оперативно-ремонтным (оперативно-выездных бригад ) персоналом в порядке и в сроки, предусмотренные местными инструкциями. К опробованию устройств АПВ и АВР в сложных случаях (АВР СН блочных электростанций) могут привлекаться работники МС РЗА (ЭТЛ) предприятий. Инструкции или указания по опробованию устройств АВР в системе собственных нужд на тепловых электростанциях должны быть согласованы с теплотехническими цехами и цехом тепловой автоматики и измерений (ЦТАИ). Результаты опробования выключателей, контроля исправности защит, устройств АПВ и АВР регистрируются в журнале. О выявленных неисправностях оперативный персонал сообщает персоналу или руководству соответствующих служб (РЗА, СДТУ) и действует в соответствии с местными инструкциями. 5.9.17. Персонал служб РЗА организаций, эксплуатирующих электрические сети, и электротехнических лабораторий электростанций должен периодически осматривать все панели и пульты управления, панели релейной защиты, электроавтоматики, сигнализации, обращая особое внимание на правильность положения переключающих устройств (рубильников, ключей управления, накладок и пр.) и крышек испытательных блоков и соответствие их положения схемам и режимам работы электрооборудования. Периодичность осмотров должна быть установлена руководством энергообъекта. Независимо от периодических осмотров персоналом службы РЗА оперативно-диспетчерский персонал должен нести ответственность за правильное положение тех элементов РЗА, с которыми ему разрешено выполнять операции. Этим правилом предусматривается дополнительный контроль персоналом МС РЗА (электролаборатории) состояния устройств РЗА, так как оперативный персонал не имеет специальной квалификации по релейный защите и выполняет большое число переключений как в первичных, так и во вторичных цепях. Персонал МС РЗА (электролаборатории) должен периодически в сроки, определенные местными инструкциями (примерно 1 раз в 1-1,5 мес), осматривать все панели и пульты управления, панели релейной защиты, сигнализации и измерений в целях провер- 253
ки соответсгеия положения переключающих устройств и крышек испытательных блоков схемширежимшработы силового электрооборудование Сквозь стекло кожуха следует осматривать контакты реле защиты и автоматики. 5.9Л8. Устройства РЗА и вторичные цепи должны быть проверены и опробованы в объеме и в сроки, указанные в действующих правилах и инструкциях. После неправильного срабатывания или отказа срабатывания этих устройств должны быть проведены дополнительные (после- аварийные) проверки. Основой технического обслуживания устройств РЗА и вторичных цепей являются периодически проводимые проверки и опробования. С учетом назначения, условий эксплуатации, необходимой надежности устройств РЗА и экономически оправданных трудозатрат определены виды и периодичность технического обслуживания этих устройств. Установлены следующие виды планового технического обслуживания устройств РЗА: проверка при новом включении (наладка); первый профилактический контроль; профилактический контроль; профилактическое восстановление (ремонт); тестовый контроль; опробование; технический осмотр. Кроме того, в процессе эксплуатации могут проводиться внеочередная и после- аварийная проверка устройств РЗЛ. Назначением технического обслуживания устройств РЗА является периодическая проверка их работоспособности для предотвращения возможных и выявления и устранения возникших в процессе эксплуатации отказов (событие утраты работоспособности) этих устройств. Невыявленные отказы могут при возникновении КЗ или другого отклонения от нормального режима работы защищаемого оборудования привести к отказам функционирования, представляющим собой излишние или ложные срабатывания и отказы срабатывания. Пользуясь терминологией теории надежности, целесообразно выделить следующие характерные виды отказов устройств РЗА, разделив их на две группы: по возможности прогнозировать наступление отказа - постоянные отказы и внезапные отказы; по времени возникновения отказа - приработочные отказы, отказы периода нормальной эксплуатации и деградационные отказы. Отказы возникают в результате постепенного изменения одного или нескольких параметров устройства или состояния его элементов из-за различных механических, физических и химических воздействий с течением времени эксплуатации. При проведении своевременной профилактики указанные изменения параметров или состояния устройства и его элементов могут быть обнаружены принятыми методами контроля и диагностики, а возможные отказы предотвращены регулировкой, заменой или восстановлением элементов. Внезапные отказы характеризуются скачкообразным изменением значений одного или нескольких параметров устройства. Причинами внезапных отказов могут яв- 254
ляться скрытые дефекты, а также механические, физические и химические процессы, которые могут протекать во времени достаточно медленно, но, в отличие от постепенных отказов, наступление внезапного отказа не может быть предсказано принятыми методами контроля и диагностики. Характерной причиной такого отказа может быть, например, снижение межвитковой изоляции обмотки реле. Приработочные отказы, происходящие в начальный период эксплуатации, вызываются, в основном, недостатками технологии производства и недостаточным контролем качества комплектующих изделий и объектов в целом при их изготовлении. Для устройств РЗ А причинами приработочных отказов могут быть также ошибки при монтаже и наладке, некачественное проведение наладки и т.п. Приработочные отказы для аппаратуры непрерывного действия обычно устраняются в процессе приработки, т.е. работы аппаратуры на заводе-изготовителе в течение определенного времени в условиях, близких к эксплуатационным, или непосредственно в эксплуатации. Отказы периода нормальной эксплуатации происходят после окончания периода приработки, но до наступления периода деградационных отказов. Это наиболее длительный период общего времени эксплуатации, в котором количество отказов в единицу времени практически постоянно и имеет наименьшее значение. Деградационные отказы вызываются естественными процессами старения, изнашивания, коррозии и усталости при соблюдении всех установленных правил и норм проектирования, изготовления и эксплуатации. Эти отказы происходят, когда объект в целом или его отдельные элементы приближаются к предельному состоянию по условиям старения или износа в конце полного или межремонтного срока службы. Потеря работоспособности устройств может произойти и из-за ошибок персонала при их техническом или оперативном обслуживании, а также может быть следствием воздействия внешних факторов, значение которых выходит за пределы, установленные нормативно-технической документацией, или не предусмотренного этой документацией одновременного воздействия нескольких внешних факторов, хотя значение каждого из них не выходит за установленные пределы. При этом потеря работоспособности может иметь характер как внезапного, так и постепенного отказа в любой период эксплуатации. Задачей первого после включения устройства в эксплуатацию профилактического контроля является, главным образом, выявление и устранение приработочных отказов, проявляющихся в начальный период эксплуатации. Основным назначением профилактического восстановления устройства является периодическое устранение процессов износа и старения путем замены или восстановления элементов устройства для предотвращения возникновения постепенных отказов. При этом период до замены (восстановления) должен быть меньше среднего времени старения (износа) элемента. Более частому восстановлению подлежат отдельные реле и другие элементы пониженной надежности или работающие в худших условиях, приходящие в действие существенно чаще других реле и т.п. (частичное восстановление) Если своевременная замена (восстановление) не производится, то начинает нарастать количество деградационных отказов. Назначением профилактического и тестового контроля устройств РЗА является периодическая проверка их работоспособности в целях выявления и устранения воз- 255
никающих внезапных отказов их элементов и предотвращения перехода этих отказов в отказы функционирования. Профилактический контроль, тестовый контроль и профилактическое восстановление проводятся персоналом служб РЗА по графику, составленному в соответствии с действующими правилами технического обслуживания, и, как правило, совмещаются с ремонтами первичных присоединений и силового электрооборудования. Опробование выключателей и других коммутационных аппаратов, установленных в первичных цепях, и действия сигнализации также производятся оперативным персоналом по утвержденному графику. В период нормальной эксплуатации должны проводиться периодические опробования работоспособности наименее надежных элементов устройств РЗА. Внеочередные проверки проводятся после реконструкции устройства РЗА или замены части аппаратуры. Послеаварийные проверки проводятся для выяснения причин неправильных (излишних, ложных) срабатываний и отказов срабатывания, а также в сомнительных случаях срабатывания устройств релейной защиты и электроавтоматики. Объемы этих проверок должны соответствовать их назначению. Результаты профилактического контроля и восстановления, а также внеочередных проверок должны вноситься в паспорт-протокол устройства (см. п. 5.9.10 ПТЭ). 5.9.19. Провода, присоединенные к сборкам (рядам) зажимов, должны иметь маркировку, соответствующую схемам. Контрольные кабели должны иметь маркировку на концах, в местах разветвления и пересечения потоков кабелей, при проходе их через стены, потолки и пр. Концы свободных жил контрольных кабелей должны быть изолированы. Маркировка кабелей и проводов, включая жилы контрольных кабелей, необходима для ускорения работ при техническом обслуживании и ремонтах и для исключения возможных ошибок. Маркировка позволяет проследить правильность соединений на протяжении всей цепи, например, от трансформатора тока или напряжения на ОРУ через все сборки зажимов до панели защиты на щите управления или в другом помещении, или от выходного промежуточного реле защиты до электромагнита отключения выключателя и т.д. Маркировка кабелей в местах разветвления и пересечения потоков кабелей и при переходе их через стены и потолки позволяет быстро и без ошибок проследить нужные кабели релейной защиты и электроавтоматики, что бывает важно в ограниченное время, отведенное по заявке на проведение работ. На повышение уровня эксплуатации устройств РЗА и уменьшение числа ошибок персонала при их обслуживании направлены мероприятия, предусмотренные также в пп. 5.9.4 и 5.9.26. Свободные жилы контрольных кабелей должны быть изолированы и так же, как используемые жилы, иметь маркировку. В процессе последующей эксплуатации свободные жилы могут быть использованы вместо поврежденных. Наличие свободных, 256
не присоединенных к зажимам и неизолированных жил контрольных кабелей при проведении работ может оказаться источником ошибок. 5.9.20. При устранении повреждений контрольных кабелей с металлической оболочкой или их наращивании соединение жил должно осуществляться с установкой герметичных муфт или с помощью предназначенных для этого коробок. Указанные муфты и коробки должны быть зарегистрированы. Кабели с поливинилхлоридной и резиновой оболочкой должны соединяться, как правило, с помощью эпоксидных соединительных муфт или на переходных рядах зажимов. На каждые 50 м одного кабеля в среднем должно быть не более одного из указанных выше соединений. Соединения контрольных кабелей с металлической оболочкой с установкой даже герметичных муфт являются менее надежными по сравнению с целым кабелем. Такие соединения выполняются при устранении повреждений на действующих кабелях и при наращивании новых кабелей в случае их недостаточной строительной длины. Регистрация таких муфт с указанием фамилии ответственного лица, производившего разделку, имеет целью обеспечить высококачественное выполнение соединений с персональной ответственностью за него и возможность быстро выявить и устранить повреждение в муфте. Ту же цель преследует указанное ограничение числа муфт: на каждые 50 м одного кабеля в среднем должно быть не более одной муфты. Если на кабеле, находящемся в длительной эксплуатации, при очередном ремонте будет нарушаться указанное условие, следует заменить кабель новым полностью или частично с тем, чтобы условие было выполнено. 5.9.21. При применении контрольных кабелей с изоляцией жил, подверженной разрушению под воздействием воздуха, света и масла, на участках жил от зажимов до концевых разделок должно быть дополнительное покрытие, препятствующее этому разрушению. Изоляцию жил контрольных кабелей на участках от концевых разделок до сборок зажимов следует дополнительно защищать во избежание ее разрушения от воздействия воздуха и света, а в отдельных местах - и масла. Под воздействием воздуха и света незащищенная изоляция высыхает, теряет упругость, на ней появляются трещины, и она постепенно начинает осыпаться. Дополнительным покрытием для изоляции жил могут быть изолирующие трубки, надеваемые поверх жилы, а также хлопчатобумажная или прорезиненная лента, намотанная внахлест на жилу кабеля и пропитанная бакелитовым или другим покровным лаком для защиты от влаги. 257
5.9.22. Вторичные обмотки трансформаторов тока должны быть всегда замкнуты на реле и приборы или закорочены. Вторичные цепи трансформаторов тока, напряжения и вторичные обмотки фильтров присоединения ВЧ каналов должны быть заземлены. Размыкание вторичных обмоток трансформаторов тока недопустимо потому, что в таком режиме на выводах вторичной обмотки появляется высокое импульсное напряжение, достигающее нередко десятка киловольт из-за отсутствия размагничивающего действия вторичного тока. Напряжение на вторичной обмотке опасно для ее межвитковой изоляции, не рассчитанной на это, и, что еще важнее, для персонала, работающего в цепях трансформаторов тока. Перекрытие изоляции на сборке зажимов цепей трансформаторов тока может вызвать ложное срабатывание устройств РЗА и даже пожар. Соединение с заземляющим устройством вторичных цепей трансформаторов тока и трансформаторов напряжения выполняется для того, чтобы при повреждении основной (между обмоткой высокого и низкого напряжения) изоляции высокое напряжение не перешло во вторичные цепи, что может привести к поражению персонала от прикосновения к этим цепям и к порче изоляции аппаратуры и цепей РЗА. 5.9.23. Установленные на электростанциях и подстанциях самопишущие приборы с автоматическим ускорением записи в аварийных режимах, автоматические осциллографы, в том числе их устройства пуска, фиксирующие приборы (амперметры, вольтметры и омметры) и другие устройства, используемые для анализа работы устройства РЗА и определения места повреждения на линиях электропередачи, должны быть всегда готовы к действию. Ввод и вывод из работы указанных устройств должны осуществляться по заявке. При анализе работы оборудования и линий электропередачи в процессе аварий и отказов и последовательности работы при этом устройств РЗА используются записи самопишущих приборов с автоматическим ускорением записи и автоматических осциллографов. В последнее время получили распространение микроэлектронные регистраторы событий и процессов. Записи этих приборов являются наиболее объективными и достоверными документами, которые должны быть приложены к актам расследования аварий и отказов в работе. Если при расследовании аварии или отказа в работе отсутствуют необходимые автоматические записи процесса (осциллографы были отключены или неисправны, в них было недостаточно пленки, записи были испорчены при проявлении и т.д.), а на основании прочих имеющихся данных могут быть определены хотя и равнообосно- ванные, но различные оценки работы устройства РЗА, то, как правило, принимается оценка, наименее благоприятная для служб РЗА. 258
Фиксирующие приборы, нашедшие широкое распространение в энергосистемах, применяются, в основном, для определения места КЗ на воздушных линиях электропередачи напряжением 110 кВ и выше. Эти приборы позволяют в случае устойчивого КЗ значительно сократить время на отыскание места КЗ, а в случае неустойчивого - более тщательно осмотреть повреждавшийся участок линии и выявить опасные последствия, если таковые имеются. Перечисленные в данном пункте приборы и устройства должны быть всегда готовы к действию; вывод их из работы должен осуществляться по заявке. В энергосистемах должны составляться местные инструкции, в которых определяются обязанности персонала служб электрических сетей, служб РЗА и оперативного персонала и их взаимодействие при обслуживании фиксирующих приборов. 5.9.24. В цепях оперативного тока должна быть обеспечена селективность действия аппаратов защиты (предохранителей и автоматических выключателей). Автоматические выключатели, колодки предохранителей должны иметь маркировку с указанием назначения и тока. Предохранители и автоматы в цепях оперативного тока, служащие для защиты от КЗ, должны быть селективны, чтобы повреждение цепей какого-либо присоединения не вызывало отключения автомата или предохранителя (перегорания плавкой вставки), питающего цепи нескольких присоединений. На автоматах, колодках предохранителей должны быть указаны их назначение и номинальный ток. На каждой плавкой вставке, включая и запасные, должен быть указан номинальный ток. При замене плавких вставок должны устанавливаться плавкие вставки на номинальный ток, соответствующий заданному для данного присоединения. Для правильной установки предохранителей рекомендуется, как это делают в ряде энергосистем, проводить яркой, хорошо видимой краской на колодках предохранителей и на плавких вставках полоску определенного цвета, чтобы легче отличать предохранители на токи 10, 6 и 4 А. 5.9.25. Для выполнения оперативным персоналом на панелях, в шкафах устройств РЗА переключений с помощью ключей, накладок, испытательных блоков и других приспособлений должны применяться таблицы положения указанных переключающих устройств для используемых режимов или другие наглядные методы контроля, а также программы для сложных переключений. Об операциях по этим переключениям должна быть сделана запись в оперативный журнал. Таблицы, в которых указываются положения переключающих устройств (накладок, испытательных блоков, ключей) релейной защиты и электроавтоматики при всех используемых режимах работы электрооборудования и линий электропередачи, позволяют оперативному персоналу выполнять эти операции без ошибок и без большой зат- 259
рзгы времени. Такие таблицы, например, на панели обходного выключателя подстанции с двумя рабочими и обходной системами шин, или на панели междушинного выключателя позволяют при переводе присоединений, в случае ремонта их выключателей, на работу через обходной или междушинный выключатель включить это присоединение с достаточным объемом средств релейной защиты и электроавтоматики. При наличии таких таблиц при операциях не потребуется присутствие персонала служб РЗА. Эти таблицы облегчают проверку правильности положения переключающих устройств и их соответствия режиму работы электрооборудования и линий электропередачи, а также производство операций по типовым программам переключений 5.9.26. На щитах управления электростанций и подстанций, а также на панелях и в шкафах переключающие устройства в цепях РЗА должны быть расположены наглядно, а однотипные операции с ними должны производиться одинаково. Наглядное расположение переключающих устройств (накладок, ключей и др.) играет важную роль в обеспечении их правильного использования. Выполнение однотипных операций с ними должно проводиться одинаково, например, направо - введено в работу, налево - выведено из работы (или введено с действием на сигнал). Такое выполнение операций с переключающими устройствами хотя бы в пределах одного объекта, а еще лучше на всех объектах ПЭС или энергосистемы, за счет наглядности и привыкания оперативного персонала, позволит существенно сократить число его ошибочных действий как в нормальных условиях эксплуатации, так и в аварийных условиях, что особенно важно. Дежурный, привыкший к тому, что вывод из работы устройства релейной защиты производится переводом накладки этой защиты из правого положения в левое, может допустить ошибку, например, на присоединениях второй очереди данной электростанции или подстанции, если там вывод из работы выполняется переводом накладки из левого положения в правое или в нейтральное положение. Четкость надписей, наглядность и однотипность операций переключающими устройствами РЗА, а также в отдельных случаях отличительная яркая окраска ключей являются важными факторами повышения эксплуатационной надежности этих устройств за счет уменьшения числа ошибок при их обслуживании.
Глава 5.10 ЗАЗЕМЛЯЮЩИЕ УСТРОЙСТВА 5.10.1. Заземляющие устройства должны удовлетворять требованиям обеспечения электробезопасности людей и защиты электроустановок, а также эксплуатационных режимов работы. Все металлические части электрооборудования и электроустановок, которые могут оказаться под напряжением вследствие нарушения изоляции, должны быть заземлены или занулены. Металлические и другие проводящие части электроустановок, нормально не находящиеся под напряжением, могут оказаться под напряжением вследствие нарушения изоляции. Прикосновение человека к таким частям может привести к поражению его электрическим током. Опасность поражения человека электрическим током может быть обусловлена также стеканием электрического тока с какой-либо части электроустановки в землю и протеканием электрического тока в земле при повреждении изоляции. Одной из наиболее эффективных мер защиты от поражения человека электрическим током является защитное заземление (далее - заземление), т.е. искусственное соединение частей электроустановки, нормально не находящихся под напряжением, с заземляющим устройством. Заземляющее устройство - это совокупность заземлителя и заземляющих проводников. Заземлителями могут служить не только специальные проводники, но и части сооружений и коммуникаций производственного или иного назначения, используемые для целей заземления. В ПУЭ указано, какие части сооружений и коммуникаций можно, а какие нельзя использовать в качестве естественных заземлителей. Рекомендуются к использованию, в частности, водопроводные трубы, металлические и железобетонные конструкции зданий и сооружений, имеющие хороший протяженный контакт с землей. Заземляющий проводник - это проводник, соединяющий заземляемые части с заземлителем. В качестве заземляющих проводников могут быть использованы как специально предусмотренные для этой цели проводники, так и металлические конструкции (строительные и производственного назначения), стальные трубы электропроводок, алюминиевые оболочки кабелей и другие проводники, указанные в ПУЭ. Сущность защитного заземления как меры защиты от поражения электрическим током заключается в следующем. 261
С части электроустановки, оказавшейся под напряжением вследствие нарушения изоляции, стекает в землю электрический ток. Значения напряжений на этой части электроустановки относительно точек зоны растекания электрического тока будут зависеть от значений тока замыкания на землю, сопротивления заземления и сопротивления растеканию тока. Распределение напряжений в зоне растекания (рис. 5.10.1) будет зависеть от удельного сопротивления земли, а также от количества и расположения элементов заземлителя и ряда других факторов, влияние которых здесь не рассматривается. При замыкании на землю опасность может представлять напряжение прикосновения V т, т.е. напряже- 1 —Н^о растекания Направление растекания тока в земле Рис.5.10.1. Распределение напряжения при замыкании на землю ние между двумя точками при одновременном прикосновении к ним человека. Например, работающий прикоснулся рукой к корпусу электрического аппарата, а ногами стоит на расстоянии 0,8 м от этого корпуса. Опасность в зоне растекания может представлять и напряжение шага II , т.е. шаг' напряжение между двумя точками земли в зоне растекания при одновременном касании их ногами человека. Значения напряжений прикосновения и напряжений шага при прочих неизменных условиях будут прямо пропорциональны значению тока замыкания на землю и сопротивлению заземления. Уменьшение сопротивления заземления путем рационального размещения или увеличения числа элементов заземляющего устройства приводит к снижению напряжений прикосновения и шага. Наибольшие допустимые значения напряжения прикосновения и напряжения шага зависят от ряда условий: длительности воздействия электрического тока, рода тока, его частоты, сопротивления пути тока через тело человека, сопротивления в месте касания и др. С учетом указанных условий установлены такие нормы сопротивлений заземления электроустановок различных классов напряжения, при которых напряжения прикосновения и шага будут находиться в допустимых пределах. Для электроустановок, работавших в электрических сетях напряжением выше 1000 В с глухозаземленной нейтралью (с большими токами замыкания на землю), 262
установление нормы только на сопротивление заземления оказывается или нерациональным, или в отдельных случаях недостаточным для обеспечения безопасных напряжений прикосновения и шага. Поэтому для таких электроустановок не только нормированы сопротивления заземления, но и предъявляются требования к размещению элементов заземляющего устройства в целях выравнивания потенциалов. Кроме того, для таких электроустановок можно выполнять заземляющие устройства, рассчитанные непосредственно по нормам на напряжения прикосновения, когда напряжения шага вообще не достигают опасных значений. Части электроустановок, которые могут оказаться под напряжением вследствие нарушения изоляции, при номинальных напряжениях до 42 В переменного тока и до 110 В постоянного тока в большинстве случаев не заземляются независимо от класса помещения по степени опасности поражения электрическим током. Не заземляются эти части и при напряжениях ниже 380 В переменного тока и ниже 440 В постоянного тока, если электроустановки расположены в помещении без повышенной опасности. Кроме того, заземление электроустановок в целях обеспечения безопасности людей не применяется, если применены другие меры, обеспечивающие безопасность: защитное отключение, разделяющие трансформаторы, уравнивание потенциалов, двойная изоляция или зануление. Зануление широко применяется в электроустановках напряжением до 1000 В. Зануление - это соединение частей электроустановки с глухозаземленной нейтралью генератора или трансформатора в сетях трехфазного тока, или с глухозазем- ленным выводом при применении источника однофазного тока, или с глухозаземленной средней точкой в трехпроводных сетях постоянного тока. Проводник, с которым осуществляется такое соединение, называется нулевым защитным проводником. В качестве нулевых защитных проводников используются, в первую очередь, нулевые рабочие, а также специально предусмотренные для этой цели проводники. Металлические конструкции (строительные и производственного назначения), стальные трубы электропроводок, алюминиевые оболочки кабелей и другие указанные в ПУЭ проводники также могут быть использованы в качестве нулевых защитных проводников. Следует учитывать, что заземление «зануленных» частей электроустановок повышает уровень безопасности и поэтому рекомендуется к применению во всех тех случаях, когда выполнение заземления не вызывает серьезных трудностей. И наоборот, недопустим отказ от присоединения к нулевым защитным проводникам частей, подлежащих занулению, даже в том случае, когда эти части заземлены. Заземление таких частей без их зануления может привести к отказу действия защитных устройств и появлению опасных напряжений на этих частях. Заземляющие устройства используются также для защиты электроустановок и обеспечения эксплуатационных режимов работы. Одним из видов защиты электроустановок с использованием ЗУ является заземление средств защиты от перенапряжений - тросов, молниеотводов, искровых промежутков, разрядников, ограничителей перенапряжений, дугогасящих реакторов. 263
Заземляются железобетонные и металлические опоры ВЛ, причем в электрических сетях напряжением выше 1000 В с глухозаземленной нейтралью это заземление выполняется и в целях обеспечения надежного отключения при возникновении замыкания фазы на тело металлической или железобетонной опоры. Для обеспечения эксплуатационных режимов работы сетей заземляются нейтрали силовых трансформаторов, а также шунтирующие реакторы. В некоторых режимах работы через элементы заземляющего устройства может длительно протекать электрический ток. К таким режимам относится замыкание фазы на землю в сетях с изолированной нейтралью. Заземляющее устройство должно быть рассчитано на длительное протекание тока в таких режимах. 5.10.2. При сдаче в эксплуатацию заземляющих устройств электроустановок монтажной организацией, кроме документации, указанной в п. 1.2.9 настоящих Правил, должны быть представлены протоколы приемо-сдаточных испытаний этих устройств. Протоколы приемо-сдаточных испытаний заземляющих устройств необходимы для их последующей проверки и ведения в дальнейшем правильной эксплуатации этих устройств, в частности, своевременного ремонта его элементов. Приемо-сдаточные испытания заземляющих устройств производятся в соответствии с требованиями Объема и норм испытаний электрооборудования. 5.10.3. Каждый элемент установки, подлежащий заземлению, должен быть присоединен к заземлителю посредством отдельного заземляющего проводника. Последовательное соединение заземляющими проводниками нескольких элементов установки запрещается. Последовательное соединение заземляемых элементов установки с заземляющими проводниками не допускается, так как при изъятии какого-либо элемента установки для его ремонта или замены произойдет разрыв цепи заземления, вследствие чего один или несколько элементов установки окажутся незаземленными. При параллельном присоединении (посредством отдельных заземляющих проводников, присоединяемых к магистрали заземления или заземлителю) непрерывность цепи заземления сохраняется и при изъятии любого заземляемого элемента. Не следует считать нарушением требований п. 5.10.3 ПТЭ последовательное соединение заземляемого элемента, металлоконструкции (или другой металлической части), заземляющего проводника и заземлителя. Примером такого заземления может служить установка выключателя, разъединителя иди молниеотвода на заземленной металлоконструкции открытого распределительного устройства. При указанном использовании металлоконструкции (металлической части) она должна удовлетворять всем требованиям ПУЭ, предъявляемым к заземляющим проводникам. 264
В электрических сетях напряжением до 1000 В иногда заземляют элементы уста- новки посредством присоединения петли заземляющего проводника к заземляющему зажиму элемента без разрезания петли. При этом к одному заземляющему проводнику присоединяется несколько заземляемых элементов, но к одной петле - только один элемент. Такое заземление допустимо при применении его в электроустановках напряжением до 1000 В, но недопустимо в электроустановках напряжением выше 1000 В. Заземление или зануление оборудования, подвергающегося частому демонтажу или установленного на движущихся частях, подверженных сотрясениям или вибрации, должно выполняться гибкими проводниками. 5.10.4. Присоединение заземляющих проводников к заземлителю и заземляемым конструкциям должно быть выполнено сваркой, а к корпусам аппаратов, машин и опорам воздушных линий электропередачи - сваркой или болтовым соединением. Способы присоединения заземляющих проводников к заземляемым конструкциям, корпусам аппаратов, машин, к заземлителям, а также способы соединения заземляющих проводников между собой должны обеспечивать надежный контакт. Неудовлетворительное соединение может привести к нарушению функций, выполняемых заземляющим устройством. Наибольшую надежность соединения обеспечивает сварка Болтовое соединение применяется только в тех местах, где необходимо отсоединение от заземляющего устройства, например, на период ремонта или испытания. При применении болтового соединения в местах, где возможны сотрясения или вибрация, должны быть приняты меры против ослабления контакта. Сварка и приварка заземляющих проводников выполняются внахлестку. В тех электроустановках, в которых по заземляющему проводнику может длительно протекать электрический ток, болтовые и сварные присоединения и соединения должны быть рассчитаны на прохождение этого тока. 5.10.5. Заземлящие проводники должны быть предохранены от коррозии. Открыто проложенные заземляющие проводники должны иметь черную окраску. В местах с особо агрессивной средой для проводников, проложенных скрыто, в качестве защиты от коррозии могут быть применены защитные оболочки. Для открыто проложенных проводников в качестве защиты от коррозии обычно применяется окраска, одновременно используемая как отличительная. 5.10.6. Для контроля заземляющего устройства должны проводиться: • измерение сопротивления заземляющего устройства и не реже 1 раза в 12 лет выборочная проверка со вскрытием грунта для оценки коррозионного состояния элементов заземлителя, находящихся в земле; 265
• проверка наличия и состояния цепей между заземлителем и заземляемыми элементами, соединений естественных заземли- телей с заземляющим устройством - не реже 1 раза в 12 лет; • измерение напряжения прикосновения в электроустановках, заземляющее устройство которых выполнено по нормам на напряжение прикосновения; • проверка (расчетная) соответствия напряжения на заземляющем устройстве требованиям ПУЭ - после монтажа, переустройства и капитального ремонта заземляющего устройства, но не реже 1 раза в 12 лет; • в установках до 1000 В проверка пробивных предохранителей и полного сопротивления петли «фаза-нуль» - не реже 1 раза в б лет. Значение сопротивления заземляющего устройства с течением времени может измениться по ряду причин (например, изменение удельного сопротивления земли, разрушение заземлителя). Измерение сопротивления имеет цель установить соответствие его требованиям Объема и норм испытаний электрооборудования. Заземляющие устройства рассчитаны на протекание по их элементам токов замыкания на землю. Части заземляющего устройства, находящиеся в земле, подвержены коррозии. Степень коррозии зависит, прежде всего, от коррозионной активности грунта и длительности нахождения элементов устройства в земле. Коррозионное разрушение заземляющего устройства не всегда может приводить к повышению сопротивления, т.е. не всегда обнаруживается при измерении сопротивления заземления. Вместе с тем такое разрушение снижает термическую стойкость элементов заземляющего устройства и может привести к нарушению целости цепей заземления в период протекания тока замыкания на землю. Поэтому кроме измерений сопротивления заземления проводится выборочное вскрытие грунта для осмотра элементов заземлителя. В первую очередь, осмотру подвергается выборочно заземлитель в местах присоединения силовых трансформаторов, реакторов, короткозамыкателей, а также в местах предполагаемого размещения границы грунтов разного состава. Рекомендуется проверка и нескольких заземляющих проводников от уровня планировки до глубины 20-30 см. По результатам осмотра элементов заземлителя может быть принято решение не только о необходимости ремонта (усиления) заземляющего устройства, но и о защите их от коррозии, например, о применении устройств анодной защиты. В процессе эксплуатации должна осуществляться проверка исправности, отсутствия повреждений и обрывов, надежности соединений и присоединений заземляющих проводников как на ответвлениях, так и на магистралях заземления. Особое внимание уделяется проверке тех частей заземляющего устройства, вблизи которых проводилась замена оборудования, работы со вскрытием грунта. 266
Особо тщательная проверка заземляющих проводников требуется в тех местах, где в качестве заземляющих или нулевых защитных проводников использованы элементы строительного и технологического назначения. Ремонт и реконструкция этих элементов могут проводиться без ведома персонала, обслуживающего электроустановки, и при этом может быть непреднамеренно нарушена целость цепей заземляющего устройства. В частях заземляющей сети, недоступных для осмотра, целость цепи проверяется электрическими измерениями. В процессе эксплуатации распределительных устройств и трансформаторных подстанций напряжением выше 1000 В, заземляющее устройство которых выполнено по нормам на напряжение прикосновения, должно проверяться соответствие напряжения прикосновения, сопротивления заземляющего устройства, тока однофазного КЗ и возможной длительности воздействия напряжения прикосновения расчетным значениям, принятым при проектировании заземляющего устройства. Сопротивление заземляющего устройства определяется по напряжению на заземляющем устройстве и току замыкания на землю. При определении значения допустимого напряжения прикосновения в качестве расчетного времени воздействия следует принимать сумму времени действия релейной защиты и полного времени отключения выключателя. При этом, при определении допустимых значений напряжений прикосновения у рабочих мест, где при производстве оперативных переключений могут возникнуть КЗ на конструкцию, доступную для прикосновения персонала, производящего переключения, следует принимать время действия резервной защиты, а для остальной территории - основной защиты. Проверка (расчетная) соответствия напряжения на заземляющем устройстве производится для электроустановок напряжением выше 1 кВ в сети с эффективно заземленной нейтралью. Напряжение на заземляющем устройстве при стекании с него тока замыкания на землю определяется по выражению V = К К I , 3 С 3 3 ' где Кс - сезонный коэффициент сопротивления; Яз - измеренное значение сопротивления ЗУ; / - ток, стекающий с заземлителя в землю при однофазном замыкании на землю. Напряжение на заземляющем устройстве для электроустановок, с которых исключен вынос потенциалов за пределы зданий и внешних ограждений, не ограничивается: в случаях, когда предусмотрены меры по защите изоляции отходящих кабелей связи и телемеханики и предотвращению выноса потенциала, оно не должно превышать 10 кВ. Во всех остальных случаях его значение должно быть не более 5 кВ . Состояние пробивного предохранителя в установках напряжением до 1 кВ определяется путем отвертывания его пробки и проверки отсутствия пробоя во:здушных промежутков или слюдяной прокладки. При наличии пробоя необходимо тщательно зачистить металлические поверхности предохранителя. Причины пробоя предохранителя должны быть выяснены. Для предохранителя, установленного на открытом воздухе 267
или в неотапливаемом помещении, причиной пробоя может быть не неисправность в электрической части, а увлажнение внутренних поверхностей предохранителя. Надежность работы защитных устройств (автоматических выключателей, предохранителей) в электрических сетях напряжением до 1000 В при замыканиях на землю обеспечивается достаточной проводимостью петли «фаза-нуль». 5.10,7. Измерение сопротивления заземляющих устройств должно производиться: • после монтажа, переустройства и капитального ремонта этих устройств на электростанциях, подстанциях и линиях электропередачи; • при обнаружении на тросовых опорах ВЛ напряжением ПО кВ и выше следов перекрытий или разрушений изоляторов электрической дугой; • на подстанциях воздушных распределительных сетей напряжением 35 кВ и ниже- не реже 1раза в 12 лет. В сетях напряжением 35 кВ и ниже у опор с разъединителями, защитными промежутками, трубчатыми и вентильными разрядниками и у опор с повторными заземлителями нулевых проводов - не реже 1 раза в 6 лет; выборочно на 2 % железобетонных и металлических опор в населенной местности, на участках ВЛ с наиболее агрессивными, оползневыми, выдуваемыми или плохо проводящими грунтами - не реже 1 раза в 12 лет. Измерения должны выполняться в периоды наибольшего высыхания грунта. В процессе выполнения монтажа, переустройства и капитального ремонта заземляющих устройств может быть нарушено соединение элементов заземляющего устройства. От заземляющего устройства могут оказаться вынужденно или непреднамеренно отсоединенными естественные заземлители. К заземляющему устройству в процессе его монтажа и переустройства могут быть подсоединены дополнительные элементы заземлителя, в том числе естественные заземлители. Монтаж и переустройство заземляющего устройства могут быть обусловлены сооружением (реконструкцией) электроустановки с появлением таких новых элементов, для которых установлено иное значение сопротивления заземляющего устройства в сравнении с нормой для ранее выполненной электроустановки. Например, для действующей трансформаторной подстанции с высшим напряжением 35 кВ наибольшее допустимое сопротивление было установлено и выполнено равным 8 Ом. Установка на этой подстанции силового трансформатора и другого электрооборудования на напряжение ПО кВ приведет к необходимости применения для всей подстанции другой нормы сопротивления заземляющего устройства - 0,5 Ом. Потребуется выполнение дополнительной части заземляющего устройства в месте установки силового трансформатора и другого электрооборудования на напряжение 268
110 кВ. Кроме того потребуется объединение действующей и вновь сооружаемой частей заземляющего устройства и выполнение мероприятий по выравниванию потен* циалов для такого объединенного заземляющего устройства. Потребуется также проверка сопротивления заземляющих устройств вновь сооружаемых отдельно стоящих молниеотводов, если не предусмотрено присоединение их к заземляющему устройству подстанции. Измерение сопротивления заземляющего устройства после его капитального ремонта необходимо производить, так как при капитальном ремонте могут быть вынужденно применены элементы другого сечения и иное их размещение. В объем измерений сопротивления заземляющего устройства после монтажа, переустройства и капитального ремонта должна входить и проверка целости проложенных скрыто заземляющих проводников, которые находились в зоне перечисленных работ или сами были объектом проведения этих работ (например, в связи с заменой оборудования или в связи с усилением заземляющих проводников для обеспечения их термической устойчивости). В объем проверки (путем проведения измерений) заземляющих устройств электрических станций и подстанций после их монтажа и переустройства должна входить также проверка отсутствия металлической связи между обособленными заземлите- лями. Примером обособленного заземлителя может служить заземлитель отдельно стоящего молниеотвода, предназначенного для защиты трансформаторной подстанции с высшим напряжением 35 кВ. Объединение заземляющих устройств подстанции и молниеотвода может привести к повреждению изоляции электрооборудования при прямом уцаре молнии в молниеотвод. Практика периодической проверки сопротивления заземляющих устройств опор ВЛ показала, что повышение сопротивления этих заземляющих устройств происходит в очень редких случаях. Поэтому ПТЭ и Объемом и нормами испытаний электрооборудования установлена ограниченная область периодической проверки заземляющих устройств опор ВЛ. В эту область входят прежде всего заземляющие устройства, повышение сопротивления которых может привести к снижению уровня безопасности обслуживающего персонала и посторонних лиц, к снижению уровня грозоупорности ВЛ. Для заземляющих устройств опор ВЛ напряжением выше 1000 В и до 35 кВ установлено такое допустимое значение сопротивления, при котором длительное протекание тока однофазного замыкания на тело опоры не приводит к появлению опасных для человека потенциалов на теле опоры и вблизи нее. Если же по каким-либо причинам произошло повышение сопротивления заземляющего устройства, то при однофазном замыкании на тело опоры может произойти подсушка грунта вблизи опоры и появление опасных потенциалов. Кроме того более длительное протекание тока может привести к выгоранию элементов заземляющего устройства, арматуры, бетона и других элементов опоры. Повреждения элементов опоры могут впоследствии явиться причиной поломки и падения опоры, а значит и причиной несчастного случая, в частности, при подъеме на опору. Появление опасных потенциалов и повреждения элементов опор ВЛ напряжением выше 1000 В и до 35 кВ особенно опасны, если на опоре установлены аппараты с ручным управлением - разъединители. 269
Для предотвращения появления опасных потенциалов на корпусах и других частях электрооборудования при замыканиях на корпус в электрических сетях напряжением до 1000 В с глухим заземлением нейтрали выполняется зануление. На ВЛ для зануления используется обратный (нулевой) провод ВЛ. В целях предотвращения появления опасных потенциалов в редких, но возможных случаях обрыва нулевого провода выполняется повторное заземление нулевого провода ВЛ. Перечисленные обстоятельства и легли в основу требований ПТЭ о сравнительно более частых периодических измерениях заземляющих устройств тех опор ВЛ напряжением 35 кВ и ниже, на которых установлены разъединители, защитные промежутки, трубчатые или вентильные разрядники, и опор с заземлителями повторного заземления нулевого провода. Периодическое измерение сопротивления заземляющих устройств в электрических сетях напряжением 35 кВ и ниже производится также у 2 % железобетонных и металлических опор выборочно в населенной местности, на участках ВЛ с наиболее агрессивными, оползневыми, выдуваемыми или плохо проводящими грунтами, т.е. в тех местах, где можно ожидать наиболее вероятное повышение сопротивления заземляющих устройств. В электрических сетях напряжением 110 кВ и выше измерение сопротивления заземляющих устройств производится лишь на тех тросовых опорах ВЛ, на которых обнаружены следы перекрытий или разрушений изоляторов электрической дугой. В результате этого измерения устанавливается, не явилось ли перекрытие (разрушение) изоляторов следствием повышения сопротивления заземления опоры ВЛ, что понижает уровень ее грозоупорности. При обнаружении повышенного сопротивления заземления опоры ВЛ или разрушения изоляторов следует проверить состояние соседних опор ВЛ. Измерение сопротивления заземляющих устройств опор ВЛ рекомендуется производить в периоды наибольшего просыхания грунта, а следовательно и наибольшего сопротивления растеканию электрического тока. Допускается проведение измерений в другие периоды, при которых на их сопротивление заземления не влияет промерзание грунта. В последнем случае используются коэффициенты сезонных изменений уцельного сопротивления грунта. На подстанциях напряжением до 35 кВ может возникнуть длительный ток замыкания на землю. При этом в воздушных распределительных сетях отсутствует металлическая связь между заземляющими устройствами соседних подстанций (в том числе напряжением ниже 35 кВ). Поэтому для них ПТЭ требуют производить периодические измерения сопротивления заземляющих устройств. Проверка сопротивления заземляющих устройств подстанций 110 кВ и выше должна быть проведена в случае, когда принимаются специальные меры по снижению сопротивления заземления (пропитка грунта проводящими составами, нагрев грунта). 5.10.8. Измерения напряжений прикосновения должны производиться после монтажа, переустройства и капитального ремонта заземляющего устройства, но не реже 1 раза в 6 лет. 270
Измерения должны выполняться при присоединенных естественных заземлителях и тросах ВЛ. Напряжение прикосновения измеряется в контрольных точках, в которых эти величины определены расчетом при проектировании. Наибольшее допустимое напряжение прикосновения на ОРУ подстанции 110-1150 кВ в зависимости от продолжительности воздействия приведены ниже. Длительность воздействия напряжения, с 0,1 0,2 0,5 0,7 0,9 1,0 и выше Напряжение прикосновения, В 500 400 200 130 100 65 Для промежуточных значений длительности воздействия допустимые напряжения прикосновения определяются интерполяцией. 5.10.9. Проверка коррозионного состояния заземлителей должна проводиться: • на подстанциях и электростанциях - в местах, где заземлители наиболее подвержены коррозии, а также вблизи нейтралей силовых трансформаторов, короткозамыкателей; • на ВЛ - у 2 % опор с заземлителями. Для заземлителей подстанций и опор ВЛ в случае необходимости по решению технического руководителя энергообъекта может быть установлена более частая проверка коррозионного состояния. Заземляющие устройства подстанций и электростанций подвергаются совместному воздействию грунтовой коррозии и токов короткого замыкания. Воздействие больших токов ускоряет разрушение естественных и искусственных заземлителей. Как правило, разрушаются заземляющие проводники в местах входа в грунт, непосредственно под поверхностью грунта, сварные соединения в грунте, горизонтальные заземлители, нижние концы вертикальных электродов. Усиленная коррозия заземляющих устройств ВЛ может быть обусловлена не только причинами, указанными в пояснениях к п. 5.10.6. Усиленную коррозию могут вызвать также блуждающие электрические токи, химические загрязнения, попадающие в землю из атмосферы, и вещества, применяемые в качестве химических и органических удобрений. В связи с этим на ВЛ производится осмотр заземляющих устройств со вскрытием грунта у 2 % общего количества опор с заземлителями не реже 1 раза в 12 лет. Если в результате осмотра обнаружено, что коррозией разрушено более 50 % элемента за- землителя, элемент должен быть заменен. Кроме того при обнаружении интенсивной коррозии заземлителей опор, намеченных к проверке, должна быть произведена проверка состояния заземлителей соседних опор ВЛ и далее следующих опор до обнаружения заземлителей, не подверженных интенсивной коррозии. 271
Если у намеченных к проверке опор ВЛ обнаружена несущественная коррозия заземлителей, то для следующей проверки целесообразно выбрать другие опоры ВЛ. Однако в любом случае место проверки опор целесообразно устанавливать на основе приближенного анализа грунтовых условий и условий окружающей среды, вызывающих коррозию заземлителей. По результатам такого анализа, а также по результатам обнаружения факгаческой интенсивной коррозии заземлителей главным инженером энергопредприятия устанавливается более частая периодичность выборочных вскрытий грунта. При установлении мест предполагаемого осмотра заземляющих устройств опор ВЛ следует учитывать, что пониженное сопротивление заземляющих устройств опор ВЛ (в сравнении с сопротивлением, указанным в Объеме и нормах испытаний электрооборудования), не является основанием для отказа от осмотра этих заземляющих устройств: низкое сопротивление могут иметь и заземлители, значительно разрушенные коррозией. Внеочередные осмотры заземлителей со вскрытием грунта должны производиться после осадки, оползней или выдувания почвы в зоне заземляющего устройства, поскольку эти явления могут вызвать обрыв заземляющих проводников и заземлителей или привести к нарушению плотности контакта элементов заземлителя с землей.
Глава 5.11 ЗАЩИТА ОТ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЙ 5.11Л. На электростанциях, подстанциях и в организациях, эксплуатирующих электрические сети, должны иметься сведения по защите от перенапряжений каждого распределительного устройства и ВЛ: • очертание защитных зон молниеотводов, прожекторных мачт, металлических и железобетонных конструкций, возвышающихся сооружений и зданий; • схемы устройств заземления РУ с указанием мест подключения защитных аппаратов, заземляющих спусков подстанцион- ного оборудования и порталов с молниеотводами, расположения дополнительных заземляющих электродов с данными по их длине и количеству; • паспортные данные по импульсной прочности (импульсные испытательные и пробивные напряжения) оборудования РУ; • паспортные защитные характеристики использованных на РУ и ВЛ ограничителей перенапряжений, вентильных и трубчатых разрядников и искровых промежутков; • схемы РУ со значениями длин защищенных тросом подходов ВЛ (для ВЛ с тросом по всей длине - длин опасных зон) и соответствующими им расстояниями по ошиновке между защитными аппаратами РУ и защищаемым оборудованием; • значения сопротивлений заземления опор ВЛ, в том числе тросовых подходов ВЛ, РУ, ТП и переключательных пунктов; • данные о проводимости грунтов по трассе ВЛ и территории распределительных устройств; • данные о пересечении ВЛ между собой, с линиями связи, радиотрансляции, автоблокировочными линиями железных дорог. Система защиты РУ от перенапряжений включает в себя защиту от грозовых и внутренних перенапряжений. Защита от грозовых перенапряжений (грозозащита) РУ в свою очередь включает в себя следующие обязательные виды защиты: от прямых ударов молнии непосредственно в электроустановку и от волн, набегающих с линий электропередачи. 273
Защита от прямых ударов молнии осуществляется с помощью заземленных вертикальных стержневых и тросовых молниеотводов, количество, расположение, высота, угол защиты и протяженность которых выбираются из условия обеспечения нахождения оборудования и ошиновки распределительного устройства в пределах зоны защиты молниеотводов. Зона защиты - пространство около молниеотводов, в пределах которого близлежащие объекты защищены от прямых ударов молнии с достаточной надежностью. При ударе молнии в заземленные конструкции РУ, на которых установлены молниеотводы, могут произойти перекрытия гирлянд изоляторов вследствие высокого импульсного напряжения между порталом и проводом. Перекрытия могут также происходить по воздуху между отдельно стоящими молниеотводами и проводами электроустановки, а также в земле между индивидуальным заземлением отдельно стоящего молниеотвода и заземлением подстанции. Высокое импульсное напряжение может попасть на корпус трансформатора и вызвать пробой изоляции его обмотки низшего напряжения. Защита от таких перекрытий тем эффективнее, чем меньше импульсное сопротивление заземления молниеотвода, и обеспечивается выбором импульсной прочности гирлянд изоляторов и длин воздушных промежутков. Для защиты оборудования РУ от грозовых волн, набегающих с линий, применяются вентильные разрядники, нелинейные ограничители перенапряжения (ОПН), трубчатые разрядники и тросы, подвешиваемые на подходе линий. Эти устройства ограничивают параметры волны, набегающей с линии, до значений, безопасных для изоляции. Защитное действие разрядников определяется их вольт-секундной и вольт- амперной характеристиками. При установке вентильного разрядника в непосредственной близости от защищаемой изоляции напряжение на ней не превышает напряжения на разряднике. При удалении аппаратов от разрядников и приходе в РУ волны с крутым фронтом, после пробоя искрового промежутка в отдельных точках схемы возникают высокочастотные затухающие колебания. Колебания происходят вокруг значения остающегося напряжения на разряднике. Амплитуда колебаний тем больше, чем больше крутизна набегающей волны и расстояние от разрядника до аппарата. Остающееся напряжение разрядника - наибольшее значение напряжения на разряднике при протекании через него импульсного тока с данной амплитудой и длиной фронта. Остающееся напряжение определяет импульсное испытательное напряжение электрооборудования. Ограничители перенапряжений представляют собой защитные аппараты, аналогичные вентильным разрядникам, но без искровых промежутков. ОПН состоят из элементов (блоков), изготовленных из оксидно-цинковых резисторов с крутой нелинейной характеристикой. Блоки ОПН постоянно находятся под рабочим напряжением. При длительном воздействии максимального рабочего напряжения через ОПН протекает ток 0,4-4 мА, при этом сопротивление составляет десятки мегаом. С увеличением амплитуды импульсных перенапряжений в течение времени около 1нс (109 с) сопротивление ОПН падает на несколько порядков (до десятков Ом), соответственно во столько же раз 274
увеличивается ток через ОПН. В итоге избыточный ток в защищаемой сети с помощью ОПН отводится в землю, что резко и глубоко ограничивает амплитуду переходных процессов и тем самым обеспечивает защиту изоляции оборудования. Защитное действие ОПН определяется их вольт-амперной характеристикой. Основной функцией тросов, подвешиваемых на подходе линий напряжением 35-750 кВ, является защита РУ от волн, возникающих при прямом ударе молнии в пролеты линий в пределах опасной зоны, которая обычно составляет 1-3 км. На первой тросовой опоре подхода линии на деревянных опорах напряжением 35 кВ и выше устанавливается комплект трубчатых разрядников РТ-1. Трубчатые разрядники защищают первую со стороны линии опору участка ВЛ, защищенного тросом. По сравнению с изоляцией остальной части ВЛ эта опора имеет уровень изоляции, сниженный за счет шунтирования древесины стальной катанкой. Уровень изоляции в электроустановках напряжением до 220 кВ включительно определяется воздействиями импульсных грозовых перенапряжений. Уровень изоляции в электроустановках напряжением 330 кВ и выше определяется, в основном, уровнем внутренних перенапряжений. Ограничение внутренних перенапряжений осуществляется применением специальных аппаратов и схем. При этом пробивное напряжение при частоте 50 Гц вентильного комбинированного разрядника определяет испытательное напряжение электрооборудования напряжением 330 кВ и выше. Для наглядного представления о размещении оборудования и аппаратов, предназначенных для защиты от перенапряжений, должны быть составлены соответствующие схемы. В схеме защиты РУ от грозовых волн, набегающих с линии, должны быть указаны типы изоляции оборудования и аппаратов, расстояния по ошиновке от вентильных разрядников до защищаемого оборудования и аппаратов, длина защищенных тросом участков линии, угол защиты и тип троса, места установки и типы трубчатых разрядников, места установки искровых промежутков, расстояния от подстанции до мест пересечений присоединенных к ней линий с другими линиями, линиями связи, а также защита мест пересечений. Выбор мест установки молниеотводов, расчет их зон защиты, выбор типа устройства защиты от внутренних перенапряжений и их размещение производятся в соответствии с требованиями ПУЭ, Руководящих указаний по защите электростанций и подстанций 3-500 кВ от прямых ударов молнии и грозовых волн, набегающих с линий электропередачи, Руководящих указаний по расчету зон защиты тросовых и стержневых молниеотводов и Инструкции по устройству молниезащиты зданий и сооружений. 5.11.2. Подвеска проводов ВЛ напряжением до 1000 В любого назначения (осветительных, телефонных, высокочастотных и т.п.) на конструкциях ОРУ, отдельно стоящих стержневых молниеотводах, прожекторных мачтах, дымовых трубах и градирнях, а также подводка этих линий к взрывоопасным помещениям запрещается. Для указанных целей должны применяться кабели с металли- 275
ческими оболочками или кабели без оболочек, проложенные в металлических трубах в земле. Оболочки кабелей, металлические трубы должны быть заземлены. Подводка линий к взрывоопасным помещениям должна быть выполнена с учетом требований действующей инструкции по устройству молниезащиты зданий и сооружений. В случае подвески проводов ВЛ напряжением до 1000 В на конструкциях ОРУ, отдельно стоящих стержневых молниеотводах, прожекторных мачтах, дымовых трубах и градирнях при грозовых поражениях указанных сооружений возможны перекрытие изоляции и появление высоких потенциалов на проводах. Эти потенциалы могут быть опасны для присоединенных к ВЛ установок и находящихся вблизи них лкудей. На проводах ВЛ при непосредственном поражении их молнией, а также вследствие электростатической и электромагнитной индукции и при ударах молнии вблизи ВЛ могут возникать высокие потенциалы. Поэтому запрещается подводить В Л к взрывоопасным зданиям и сооружениям. 5.11.3. Ежегодно перед грозовым сезоном должна проводиться проверка состояния защиты от перенапряжений распределительных устройств и линий электропередачи и обеспечиваться готовность защиты от грозовых и внутренних перенапряжений. На предприятиях должны регистрироваться случаи грозовых отключений и повреждений ВЛ, оборудования РУ и ТП. На основании полученных данных должна приводиться оценка надежности грозозащиты и разрабатываться в случае необходимости мероприятия по повышению ее надежности. При установке в РУ нестандартных аппаратов или оборудования необходима разработка соответствующих грозозащитных мероприятий. Ежегодно увеличивается установленная мощность генерирующих источников, вводятся новые и расширяются действующие подстанции, вводятся и реконструируются действующие линии электропередачи. Изменения в схемах защиты от перенапряжений, которые следует своевременно внести, должны быть учтены в ежегодных приказах о подготовке энергосистем к грозовому сезону. До начала грозового сезона необходимо устранить имевшиеся ранее отступления от требований руководящих документов в части защиты от перенапряжений, произвести ремонт и создать определенный эксплуатационный резерв устройств защиты от перенапряжений и их узлов. При установке нестандартного оборудования, например, импортного, имеющего отличные от стандартного характеристики изоляции, необходимо проведение мероприятий по защите изоляции этого оборудования от грозовых перенапряжений (про- 276
верки расстояний по ошиновке до защитных аппаратов РУ, установка дополнительных защитных средств и т.д.). 5.11.4. Ограничители перенапряжений и вентильные разрядники всех напряжений должны быть постоянно включены. В ОРУ допускается отключение на зимний период (или отдельные его месяцы) вентильных разрядников, предназначенных только для защиты от грозовых перенапряжений в районах с ураганным ветром, гололедом, резким изменением температуры и интенсивным загрязнением. Современные вентильные разрядники и ограничители перенапряжений являются надежными в эксплуатационном отношении аппаратами, поэтому отключать их на зимний период, когда нет атмосферных перенапряжений не следует. Эксплуатация без отключения их на зимний период в течение года имеет следующие преимущества: создает более безопасные условия работы оборудования подстанции при некоторых видах коммутационных перенапряжений, так как вентильные разрядники первой и второй групп ограничивают амплитуды кратковременных внутренних перенапряжений (например, перенапряжения при отключении ненагруженных трансформаторов); создает нормальные условия грозозащиты оборудования при очень «ранних» и «поздних» грозах; освобождает эксплуатационный персонал от большого объема работ по отключению и включению разрядников, присоединенных к шинам подстанций наглухо (без разъединителей). Отключение вентильных разрядников на зимний период допускается только в районах с часто возникающими ветрами, гололедом или резкими перепадами температур, при которых может произойти поломка разрядников, а также в районах интенсивного загрязнения, так как загрязнения в сочетании с часто наблюдаемой зимой повышенной влажностью могут привести к перекрытию разрядника по поверхности, срабатыванию его при рабочем напряжении или при незначительных внутренних перенапряжениях, безопасных для защищаемой изоляции. 5.11.5. Профилактические испытания вентильных и трубчатых разрядников, а также ограничителей перенапряжений должны проводиться в соответствии с действующими «Объемом и нормами испытаний электрооборудования». В конструкции вентильного разрядника можно выделить два основных элемента, которые определяют его характеристики, - комплект блоков искровых промежутков и нелинейный резистор. Равномерное распределение напряжения по отдельным искровым промежуткам обеспечивается шунтированием их активными нелинейными резисторами. Ограничители перенапряжений являются аппаратами для глубокого (до 1,817.) ограничения коммутационных перенапряжений с несколько лучшими, чем 277
у разрядников РВМ и РВМГ защитными характеристиками по условиям защиты от грозовых перенапряжений. Контроль за состоянием разрядника в эксплуатации наиболее просто может быть произведен путем измерения его сопротивления мегаомметром. Поэлементное измерение позволяет определить увлажнение внутренней полости и шунтирующих резисторов, обрыв резисторов, а в отдельных случаях и наличие трещин в опорных изоляторах. Измерение тока проводимости при выпрямленном напряжении позволяет более точно определить состояние разрядника. В процессе эксплуатации у ограничителей перенапряжений производится измерение тока проводимости под рабочим напряжением. Результаты измерений тока проводимости отдельных фаз ОПН (с учетом напряжения сети при производстве измерений) сравниваются с данными предыдущих испытаний, а также со значениями, полученными при измерении ОПН соседних фаз. Проверка трубчатых разрядников производится при обходах воздушных линий электропередачи. Проверяется состояние поверхности, внешнего искрового промежутка и расположения зоны выхлопа разрядника. При капитальном ремонте трубчатого разрядника со снятием с опоры проверяется состояние поверхности разрядника, измеряется внутренний диаметр разрядника, проверяется внутренний искровой промежуток разрядника. 5.11.6. Трубчатые разрядники и защитные промежутки должны осматриваться при обходах линий электропередачи. Срабатывание разрядников должно быть отмечено в обходных листах. Проверка трубчатых разрядников со снятием с опор должна проводиться 1 раз в 3 года. Верховой осмотр без снятия с опор, а также дополнительные осмотры и проверки трубчатых разрядников, установленных в зонах интенсивного загрязнения, должны выполняться в соответствии с требованиями местных инструкций. Ремонт трубчатых разрядников должен производиться по мере необходимости в зависимости от результатов проверок и осмотров. Трубчатые разрядники применяются для защиты от грозовых перенапряжений отдельных опор линий электропередачи, имеющих ослабленную по отношению к остальной линии изоляцию (металлические опоры на линиях с деревянными опора- ми^ опоры, ограничивающие пролеты пересечений, деревянные опоры, с которых начинаются защищенные тросом подходы к подстанциям, и пр.), а также используются в некоторых схемах грозозащиты подстанций, в основном, для защиты оборудования линейного присоединения при отключенной от подстанции линии. Трубчатый разрядник состоит из двух искровых промежутков - внутреннего и внешнего. Внутренний промежуток помещается в трубке из газогенерирующего материала (винипласт или фибра). Так как фибра и винипласт не выдерживают длительного воз- 278
действия высокого напряжения, внутренний промежуток отделяется от сети внешним искровым промежутком. После пробоя волной импульсного напряжения обоих промежутков, вслед за импульсным током, по ионизированному пути начинает протекать ток КЗ промышленной частоты. Под влиянием высокой температуры дуги происходит об- горание газогенерирующего материала трубки, сопровождающееся интенсивным выделением газов. Давление в трубке резко возрастает. Газы, выходящие из открытого конца трубки, создают продольное дутье, которое вызывает гашение дуги; интенсивность газообразования зависит от протекающего через трубку тока КЗ. При малых токах интенсивность газообразования может быть недостаточна для успешного гашения тока КЗ, а при чрезмерно интенсивном газообразовании может произойти разрыв трубки или срыв наконечника разрядника. Поэтому трубчатые разрядники маркируются на определенные верхние и нижние пределы отключаемых токов. Трубчатые разрядники в процессе эксплуатации нуждаются в систематическом наблюдении. При каждом обходе линии должен производиться осмотр трубчатых разрядников. Разрядники осматриваются в бинокль, при этом проверяется, не имеет ли трубка трещин или следов перекрытия, не сорван ли наконечник. Номера сработавших разрядников заносятся в журнал. Верховой осмотр трубчатых разрядников производится на отключенной и заземленной ВЛ. При верховых осмотрах измеряется внешний искровой промежуток, проверяется состояние наружной поверхности, целостность заземляющих спусков и правильность расположения зон выхлопа. Выхлопные газы имеют тот же потенциал, что и открытый конец разрядника. Если открытый конец разрядника заземлен, то в зоне выхлопа не должны находиться провода линии. Если разрядник крепится за закрытый конец, то открытый конец, а следовательно, и выхлопные газы имеют потенциал фазы, на которой установлен разрядник. При этом в зоны выхлопа не должны попадать заземленные конструкции, провода других фаз, а также зоны выхлопа разрядников других фаз (табл. 5.11.1). При проверке разрядников со снятием с опор специальными щупами проверяется прочность заделки металлических наконечников и состояние лаювого покрова, измеряется длина внутреннего промежутка и его диаметр в зоне наибольшего выгорания. Если внутренний диаметр превышает первоначальный более чем на 40 %, разрядник бракуется или перемаркируется на другие пределы отключаемых токов. Таблица 5.11.1 Зоны выхлопа трубчатых разрядников Номинальное напряжение, кВ 3, 6,10 20 35 110 150 220 Размеры зоны выхлопа, м длина 1,5 2,0 2,5 3,0 3,5 3,5 ширина в начале зоны 0,4 + 4 0,8 + 4 1,0 + 4 2,4 + 4 3,0 + 4 4,0 + 4 ширина в конце зоны 1,0 1,5 1,5 2,0 2,5 2,5 Примечание, с! - диаметр трубчатого разрядника, м. 279
5.11Л, В сетях с изолированной нейтралью или с компенсацией емкостных токов допускается работа воздушных и кабельных линий электропередачи с замыканием на землю до устранения повреждения. При этом к отысканию места повреждения на ВЛ, проходящих в населенной местности, где возникает опасность поражения током людей и животных, следует приступать немедленно и ликвидировать повреждение в кратчайший срок. В сетях генераторного напряжения, а также в сетях, к которым подключены двигатели высокого напряжения, работа с замыканием на землю допускается в соответствии, с п. 5.1.24 настоящих Правил. В сетях с изолированной нейтралью или компенсацией емкостных токов однофазные замыкания на землю не сопровождаются протеканием больших токов через место повреждения, что позволяет продолжать эксплуатацию установки до тех пор, пока поврежденный участок не будет найден и отключен после принятия мер по обеспечению питания потребителей. Однако длительная работа сети в режиме замыкания одной фазы на землю представляет определенную опасность вследствие несимметрии фазных напряжений и появления перенапряжений от дуговых замыканий на землю. Кроме того, при этом повышается вероятность повреждения ослабленной или дефектной изоляции на другой фазе и возникновения режима двойного замыкания на землю. При однофазных замыканиях на ВЛ 6 и 10 кВ возможно появление опасных напряжений прикосновения к железобетонным опорам, а также повреждение этих опор от протекания тока замыкания на землю. В сетях генераторного напряжения, а также в сетях, к которым подключены двигатели высокого напряжения, замыкание на землю обмотки статора сопровождается током, проходящим через магнитопровод статора и вызывающим повреждение стали. Размеры повреждения зависят от значения тока и длительности его протекания, чем и объясняются ограничения длительности работы с замыканием на землю в таких сетях. Кроме того, при замыкании одной фазы на землю в сети генераторного напряжения необходимо ограничить по времени опасность пробоя другой фазы в ослабленном месте изоляции обмотки электрической машины, так как пробой может привести к тяжелым повреждениям, связанным с током двойного замыкания на землю. 5.11.8. Компенсация емкостного тока замыкания на землю дугогасящи- ми реакторами должна применяться при емкостных токах, превышающих следующие значения: Номинальное напряжение сети, кВ 6 10 15-20 35 и выше Емкостный ток замыкания на землю, А 30 20 15 10 В сетях собственных нужд 6 кВ блочных электростанций допускается режим работы с заземлением нейтрали сети через рези- 280
стор. В цепях генераторного напряжения при обосновании соответствующими расчетами допускается режим работы с изолированной нейтралью. В сетях 6-35 кВ с ВЛ на железобетонных и металлических опорах должны использоваться дугогасящие реакторы при емкостном токе замыкания на землю более 10 А. Работа сетей 6-35 кВ без компенсации емкостного тока при его значениях, превышающих указанные выше, не допускается. Для компенсации емкостных токов замыкания на землю в сетях должны применяться заземляющие дугогасящие реакторы с ручным или автоматическим регулированием. Измерение емкостных токов, токов дугогасящих реакторов, токов замыкания на землю и напряжений смещения нейтрали в сетях с компенсацией емкостного тока должно проводиться при вводе в эксплуатацию дугогасящих реакторов и значительных изменениях режимов сети, но не реже 1 раза в 6 лет. В сети с изолированной или заземленной через дугогасящий реактор нейтралью однофазное замыкание на землю не сопровождается протеканием больших токов, а приводит к изменению распределения емкостных томов на землю и изменению напряжений фаз относительно земли. При этом линейные напряжения остаются неизменными. Поэтому при однофазных замыканиях на землю такие сети могут продолжать работу до тех пор, пока не будет найден и отключен для ремонта поврежденный участок. Сети напряжением 6, 10 и 35 кВ при токах замыкания на землю, не превышающих указанные в п. 5.11.8, работают с изолированной нейтралью. При больших токах возрастает термическое действие дуги в месте замыкания, и увеличивается вероятность перехода дуг и однофазного замыкания на землю в короткое замыкание между фазами. Предотвратить развитие дуговых замыканий на землю можно включением в нейтраль дугогасящего реактора. Защитное действие реактора заключается в уменьшении тока замыкания на землю вследствие наложения на емкостный ток сети смещенного по отношению к нему на 180° индуктивного тока, созданного реактором. В сетях собственных нужд допускается режим работы с заземлением нейтрали сети через резистор при условии обеспечения надежной и селективной работы защиты от однофазных замыканий на землю. Характерной особенностью этих сетей является небольшой уровень емкостных токов замыкания на землю (3-5 А). Вместе с тем длительное существование перемещающихся однофазных замыканий на землю представляет собой значительную опасность для основной изоляции статорных обмоток электродвигателей. При этом возможны переходы в витковые, междуфазные с землей и двойные замыкания на землю, результатом которых становятся значительные объемы повреждения. Поэтому отключение однофазных замыканий увеличивает продолжительность эксплуатации электродвигателей. 281
При заземлении нейтрали через резистор применяется, как правило, низкоомное сопротивление с активным током однофазного замыкания на землю около 35-45 А. Главным требованием к режиму заземления нейтрали в этих сетях является обеспечение надежной работы действующей на отключение защиты электродвигателей при замыканиях на землю и снижение вероятности переходов однофазных замыканий в двухфазные с землей за время от начала однофазного замыкания на землю до его отключения. В сетях 6-35 кВ с ВЛ на железобетонных и металлических опорах при токах замыкания на землю более 10 А могут происходить высыхание грунта и увеличение сопротивления заземления опор с поврежденной изоляцией и, как следствие, резкое увеличение шагового напряжения и напряжения прикосновения вблизи места замыкания на землю. В сетях с компенсацией емкостного тока измерения емкостных токов, токов дуго- гасящих реакторов, токов замыкания на землю и напряжений смещения нейтрали должны производиться по технической программе (программе измерений) и программе оперативных переключений. В сетях, работающих с изолированной нейтралью, измеряются полный емкостный ток замыкания на землю, емкостные токи частей сети, отделяемых в условиях эксплуатации, напряжение несимметрии сети и ее отдельных участков. Измерение полного емкостного тока замыкания на землю производится для выбора мощности дугогасящих реакторов и мест их установки. Измерение напряжения несимметрии требуется для установления необходимости выравнивания емкостей фаз сети относительно земли. Измерения емкостных токов проводятся для сетей сложных конфигураций, когда расчетным путем достаточно точные значения токов получить не представляется возможным. В сетях с компенсацией емкостного тока измеряются напряжение несимметрии сети, напряжение смещения нейтрали при различных настройках дугогасящих реакторов и возможных в эксплуатации делениях сети; емкостный ток замыкания на землю всей сети, участков сети, отдельных линий, включение или отключение которых может изменять степень расстройки компенсации более чем на 3 %; токи компенсации, токи замыкания на землю при различных настройках дугогасящих реакторов. Результаты измерений используются для выбора настроек дугогасящих аппаратов в зависимости от конфигурации сети. Как правило, емкостный ток в сети 6-35 кВ изменяется в течение суток, так как меняется режим работы сети (включение, отключение присоединений). Для компенсации емкостного тока в таких сетях необходимо устанавливать дугогасящие реакторы с автоматическим регулированием индуктивности. Наибольшее распространение получили реакторы плунжерного типа и блоки автоматического регулирования, основанные на фазовом принципе. В сетях, где емкостный ток не меняется или изменяется редко, можно применять дугогасящие реакторы со ступенчатым (ручным) регулированием. 282
5.11.9. Мощность дугогасящих реакторов должна быть выбрана по ем- костному току сети с учетом ее перспективного развития. Заземляющие дугогасящие реакторы должны быть установлены на подстанциях, связанных с компенсируемой сетью не менее чем двумя линиями электропередачи. Установка дугогасящих реакторов на тупиковых подстанциях запрещается. Дугогасящие реакторы должны быть подключены к нейтралям трансформаторов, генераторов или синхронных компенсаторов через разъединители. Для подключения дугогасящих реакторов, как правило, должны использоваться трансформаторы со схемой соединения обмоток звезда-треугольник. Подключение дугогасящих реакторов к трансформаторам, защищенным плавкими предохранителями, запрещается. Ввод дугогасящего реактора, предназначенный для заземления, должен быть соединен с общим заземляющим устройством через трансформатор тока. Установленная мощность дугогасящих реакторов (0 выбирается по значению полного емкостного тока замыкания на землю сети (73 и определяется по формуле 6 = 7,25/ Ч/ф, где коэффициент 1,25 учитывает развитие сети в ближайшие 5 лет и возможность работы реактора с перекомпенсацией. Для уменьшения вероятности отделения дугогасящего реактора от компенсируемой сети он должен устанавливаться в нейтрали трансформаторов подстанций, которые связаны с сетью не менее чем двумя линиями электропередачи. Отделение дугогасящих реакторов от сети при наличии в ней замыкания на землю вызывает увеличение тока в месте замыкания и может привести к переходу однофазного замыкания на землю в междуфазное КЗ. Установка разъединителя в цепи нейтраль трансформатора (генератора или синхронного компенсатора) - дугогасящий реактор обусловливается необходимостью отключения и включения реактора для изменения настройки, производства ремонта, а также обеспечения возможности отключения ненагруженного трансформатора, к нейтрали которого подключен реактор, тогда как отключение ненагруженного трансформатора разъединителем без предварительного отключения дугогасящего реактора может привести к возникновению опасных перенапряжений в сети. Дугогасящие реакторы не должны устанавливаться на тупиковых подстанциях, так как неполнофазные режимы питания трансформатора с дугогасящим реактором, возникающие при обрыве одного или двух проводов питающей линии, приводят к неполнофазной компенсации емкостных токов сети и, следовательно, к появ- 283
лению большого напряжения смещения нейтрали и длительным перенапряжениям феррорезонансного характера. По этой же причине запрещается подключение дуго- гасящих реакторов к трансформаторам, защищенным плавкими предохранителями. Для лучшего использования установленной мощности дугогасящих реакторов силовые трансформаторы, к которым они подключаются, должны иметь минимальное сопротивление токам компенсации. При включении дугогасящего реактора в нейтраль силового трансформатора со схемой соединения обмотгок «звезда-треугольник» токи компенсации, протекающие по обмотке, соединенной в звезду, создают магнитные потоки в сердечнике трансформатора, направленные встречно потокам, созданным обмоткой, соединенной в треугольник. Происходит почти полная компенсация магнитных потоков, образованных токами компенсации, и не происходит практически снижения напряжения на нейтрали. Таким образом дугогасящий реактор работает при номинальном фазном напряжении, т.е. на номинальной мощности. Установка трансформатора тока в цепи заземленного вывода дугогасящего реактора необходима для подключения цепей сигнализации и контроля работы реактора. 5.11.10. Дугогасящие аппараты должны иметь резонансную настройку. Допускается настройка с перекомпенсацией, при которой реактивная составляющая тока замыкания на землю должна быть не более 5 А, а степень расстройки - не более 5 %. Если установленные в сетях 6-20 кВ дугогасящие реакторы имеют большую разность токов смежных ответвлений, допускается настройка с реактивной составляющей тока замыкания на землю не более 10 А. В сетях 35 кВ при емкостном токе замыкания на землю менее 15 А допускается степень расстройки не более 10 %. Работа сетей с недокомпенсацией емкостного тока, как правило, не допускается. Разрешается применение настройки с недокомпенсацией лишь временно при отсутствии дугогасящих реакторов необходимой мощности и при условии, что аварийно возникающие несимметрии емкостей фаз сети не могут привести к появлению напряжения смещения нейтрали, превышающего 70 % фазного напряжения. Настройка дугогасящего реактора должна быть выбрана таким образом, чтобы при замыкании на землю через место повреждения протекал ток, состоящий, в основном, из активной составляющей полного тока замыкания на землю и токов высших гармонических составляющих. В сети с дугогасящим реактором ток замыкания на землю будет минимальным, если индуктивность реактора выбрана из условия 1 /со^ = со (С,+С2+С3), где Сх, С, и С3 - емкости фаз по отношению к земле. 284
Настройка реактора, соответствующая этому условию, называется резонансной, так как при этом собственная частота контура реактор - емкость сети равна рабочей частоте сети. Настройка дугогасящего реактора, при которой 1 /0)^X0(0, + С2+Сз), называется настройкой с перекомпенсацией. Степенью расстройки контура по отношению к резонансному состоянию назьгоается отношение полной реактивной составляющей тока замыкания на землю к полному емкостному току сети. Степень расстройки принято выражать в процентах по отношению к полному емкостному току сети {/о/о = /с~/к100 Л; Степень расстройки не должна превышать 5 %, так как в противном случае ток через место замыкания на землю будет превышать допустимый. Настройка дугогасящего реактора, при которой 1 /со • Ьх < со (С, + С2 + С3), называется настройкой с недокомпенсациеи. Настройку с недокомпенсациеи, как правило, применять не следует, так как в случае каких-либо отключений в сети уменьшается ее емкость и режим с недокомпенсациеи может перейти в режим с резонансной настройкой при степени несимметрии, превышающей допустимую при этом режиме, и следовательно, к недопустимо высоким напряжениям смещения нейтрали. Режим недокомпенсации может применяться в схемах блоков «генератор-трансформатор», так как в этих схемах несимметрия емкостей фаз относительно земли практически невозможна. Исключение составляют чрезвычайно редкие случаи вывода в ремонт одной фазы трансформаторной группы блока. Иногда режим с недокомпенсациеи приходится применять из-за недостаточной мощности дугогасящих реакторов или из-за значительного несоответствия ответвлений дугогасящих реакторов при различных вынужденных режимах сети. Во всех случаях наибольшее напряжение смещения нейтрали, которое может появиться в сети, не должно превышать 70 % СЛ, так как при больших значениях смешения напряжения фаз относительно земли превысят 11л. 5.11.11. В сетях, работающих с компенсацией емкостного тока, напряжение несимметрии должно быть не выше 0,75 % фазного напряжения. При отсутствии в сети замыкания на землю напряжение смещения нейтрали допускается не выше 15 % фазного напряжения длительно и не выше 30 % в течение 1 ч. Снижение напряжения несимметрии и смещения нейтрали до указанных значений должно быть осуществлено выравниванием 285
емкостей фаз сети относительно земли (изменением взаимного положения фазных проводов, а также распределением конденсаторов высокочастотной связи между фазами линий). При подключении к сети конденсаторов высокочастотной связи и конденсаторов молниезащиты вращающихся машин должна быть проверена допустимость несимметрии емкостей фаз относительно земли. Пофазные включения и отключения воздушных и кабельных линий, которые могут приводить к напряжению смещения нейтрали, превышающему указанные значения, запрещаются. При работе сети с изолированной нейтралью напряжение на нейтрали равно нулю только при полной симметрии проводимостей фаз относительно земли (У 1 = У. = У3). При наличии несимметрии возникает смещение нейтрали О "" т т т у где 0,=0^й2=а%;[)3=а%', 1 М 2 1 .VI 2 ' 2 2 ** 2 У19 У2, У3 - проводимости фаз относительно земли. В нормальном режиме несимметрия обусловлена различным расположением проводов на опорах, неравномерным распределением по фазам конденсаторов для защиты вращающихся машин, конденсаторов связи и пр. Степень несимметрии \]0, %, определяется следующим образом: Ц> = С,+агС2+аСг С,+С2+Сг 100%. Для воздушных сетей напряжение несимметрии не превышает обычно 5 % С/.. При включении в нейтраль системы дугогасящего реактора в знаменатель формулы смещения нейтрали войдет также проводимость дугогасящего реактора Ук. В случае резонансной настройки реактора реактивная составляющая проводимости сети, имеющая емкостный характер, компенсируется индуктивной проводимостью реактора и результирующая проводимость определяется только активными потерями. Поэтому при наличии дугогасящего реактора напряжение смещения нейтрали существенно превышает напряжение, обусловленное несимметрией сети. 286
Смещение нейтрали сверх 0,15 ^ф недопустимо, так как приводит к большой несимметрии фазных напряжений и повышению напряжения на отдельных фазах, что неблагоприятно сказывается на изоляции и кроме того создает большие помехи в работе линий связи, расположенных вблизи линий электропередачи. Для того, чтобы напряжение смещения нейтрали не превышало допустимого - 0,15 II., напряжение несимметрии должно быть не более 1/0% = 0,15 1/ф</-100, где (Л - коэффициент успокоения сети, равный отношению активной проводимости к емкостной; коэффициент успокоения компенсированной сети в среднем имеет значение 5 %. Тогда Ц0 % = 0,15 С/ф • 0,05 • 100 = 0,75 % • 1/ф. Если при резонансной настройке катушки напряжение несимметрии превышает 0,75 %С/ф, необходимо осуществлять выравнивание емкостей фаз сети путем транспозиции, перераспределения между фазами конденсаторов связи и конденсаторов для защиты вращающейся машины и пр. 5.11.12. В сетях 6-10 кВ, как правило, должны применяться плавнорегу- лируемые дугогасящие реакторы с автоматической настройкой тока компенсации. При применении дугогасящих реакторов с ручным регулированием тока показатели настройки должны определяться по измерителю расстройки компенсации. Если такой прибор отсутствует, показатели настройки должны выбираться на основании результатов измерений тока замыкания на землю, емкостных токов, тока компенсации с учетом напряжения смещения нейтрали. В сетях 6-10 кВ, где установлены дугогасящие реакторы с ручным регулированием тока, рекомендуется устанавливать измерители расстройки компенсации, основанные на фазовом принципе. Если такой прибор отсутствует, настройку компенсации необходимо производить на основании результатов измерений тока замыкания, емкостных токов, тока компенсации с учетом напряжения смещения нейтрали в различных режимах работы сети 6-10 кВ. 5.11.13. В установках с вакуумными выключателями, как правило, должны быть предусмотрены мероприятия по защите от коммутационных перенапряжений. Отказ от защиты от перенапряжений должен быть обоснован. Вакуумные выключатели обладают рядом преимуществ перед выключателями других типов. Основными из них являются большой коммутационный ресурс, высо- 287
кая надежность, минимум издержек в эксплуатации, взрыво- и пожаробезопасность, отсутствие загрязнения окружающей среды, малая масса и габариты. Недостатком вакуумных выключателей является способность генерировать повышенные перенапряжения при коммутациях индуктивных элементов (электродвигателей, трансформаторов). Это связано со срезом отключаемого тока и повторными зажиганиями дуги при расхождении контактов. Уровень перенапряжений зависит как от параметров отключаемой сети (длина и марка кабеля, мощность электродвигателя или трансформатора), так и от параметров выключателя (тока среза промышленной частоты, скорости роста межконтактной электрической прочности после начала расхождения контактов выключателя, скорости подхода к нулю высокочастотного тока при повторном пробое, при которой возможно гашение высокочастотного тока). Защита от перенапряжений при коммутации вакуумными выключателями индуктивной нагрузки может быть выполнена следующими способами: - установкой нелинейных ограничителей перенапряжений (ОПН), которые могут подключаться либо между фазой и землей со стороны коммутируемого присоединения, либо параллельно контактам; - установкой демпфирующих КС-цепочек, подключаемых между фазой и землей со стороны коммутируемого присоединения; - управлением моментом коммутации; - задержкой в отключении двух фаз выключателя; - подключением перед коммутацией резистора между фазой и землей. Выбор способа защиты от перенапряжений зависит от схемы и параметров распределительного устройства и сети в целом и производится на основании методик, утвержденных и согласованных в РАО «ЕЭС России». 5.11.14. На подстанциях 110-220 кВ для предотвращения возникновения перенапряжений от самопроизвольных смещений нейтрали или опасных феррорезонансных процессов оперативные действия должны начинаться с заземления нейтрали трансформатора, включаемого на ненагруженную систему шин с трансформаторами напряжения НКФ-110 и НКФ-220. Перед отделением от сети ненагруженной системы шин с трансформаторами НКФ-110 и НКФ-220 нейтраль питающего трансформатора должна быть заземлена. В сетях 110-220 кВ при появлении неполнофазного режима питания трансформаторов, работающих с изолированной нейтралью, оперативные действия, связанные с заземлением нейтрали этих трансформаторов, не допускаются. Распределительные устройства 150-500 кВ с электромагнитными трансформаторами напряжения и выключателями, контакты которых шунтированы конденсаторами, должны быть 288
проверены на возможность возникновения феррорезонансных перенапряжений при отключениях систем шин. При необходимости должны быть приняты меры к предотвращению феррорезо- нанса при оперативных и автоматических отключениях. В сетях и на присоединениях 6-35 кВ в случае необходимости должны быть приняты меры к предотвращению феррорезонансных процессов, в том числе самопроизвольных смещений нейтрали. На подстанциях 110 кВ и в РУ 220 кВ электростанций часть трансформаторов работает с изолированной нейтралью с целью ограничения токов короткого замыкания. Выделение трансформаторов с изолированной нейтралью на ненагруженные шины с трансформатором напряжения при неблагоприятном сочетании емкости шин с нелинейной индуктивностью фаз трансформатора напряжения может привести к возникновению опасных феррорезонансных перенапряжений. Развитие этих перенапряжений объясняется следующим. Наличие некоторой исходной несимметрии напряжений может вызвать частичное насыщение магнитопровода и снижение индуктивного сопротивления одной из фаз трансформатора напряжения. Это приводит к уменьшению полной проводимости данной фазы и увеличению напряжения смешения нейтрали силового трансформатора. Последнее приводит к повышению напряжения фазы и, следовательно, еще большему насыщению магнитопровода трансформатора напряжения и снижению проводимости фазы. Увеличение несимметрии вызывает дальнейший лавинообразный рост напряжения смещения нейтрали. Процесс смещения нейтрали может сопровождаться даже опрокидыванием фаз, т.е. изменением порядка их чередования. Перенапряжения могут возникнуть в момент коммутации, например, при включении выключателя. В переходном режиме токи в фазах будут неодинаковыми, а следовательно, разными будут и нелинейные индуктивные сопротивления фаз трансформатора напряжения. Полные проводимости отдельных фаз могут при этом иметь различный характер: емкостный или индуктивный, что приводит к феррорезонансным перенапряжениям и устойчивым колебаниям напряжения нейтрали силового трансформатора. Поэтому оперативные действия на подстанциях 110-220 кВ при наличии на системах шин электромагнитных трансформаторов напряжения НКФ-110иНКФ-220должны начинаться с заземления нейтрали трансформатора, включаемого на ненагруженную систему шин. Перед отделением от сети ненагруженной системы шин с трансформатором напряжения нейтраль питающего трансформатора должна быть заземлена. В РУ 220 кВ и выше с электромагнитными трансформаторами напряжения при снятии напряжения с шин воздушными выключателями возникает длительный устойчивый резонанс напряжений, вызывающий перегрев и повреждение витковой изоляции трансформаторов напряжения. При подаче рабочего напряжения на систему шин с электромагнитным трансформатором напряжения в нем возникает витковое замыкание и возможно его полное разрушение. Поэтому при оперативных переключениях, связанных с выводом из работы или вводом в работу системы шин или узла с трансформатором напряжения, должен быть 289
отключен шинный (узловой) разъединитель при включенном воздушном выключателе присоединения, которое отключается от системы шин (узлового присоединения) последним, или включен шинный (узловой) разъединитель при включенном воздушном выключателе присоединения, которое первым подключается к системе шин (узловому присоединению). В сетях ПО, 200 кВ при появлении неполнофазного режима питания трансформаторов, работающих с изолированной нейтралью, возможно повышение напряжения на нейтрали до 1,5 V. из-за феррорезонансных процессов между емкостью оборванной фазы и индуктивностью силового трансформатора. Поэтому заземление нейтрали (разъединителем) в этом режиме представляет опасность и не допустимо. При длительном существовании этого режима возможно повреждение электромагнитных трансформаторов напряжения НКФ на оборванной фазе, что подтверждается опытом эксплуатации. Для предотвращения самопроизвольных смещений нейтрали в сетях и на присоединениях 6-35 кВ без компенсации емкостных токов и при наличии в них трансфо- росуществлять контроль изоляции сети; замена трансформаторов напряжения НТМИ-б(Ю) кВ на нерезанирующие трансформаторы НАМИ-б(Ю) кВ. 5.11.15. Неиспользуемые обмотки низшего (среднего) напряжения трансформаторов и автотрансформаторов должны быть соединены в звезду или треугольник и защищены от перенапряжений. Защита неиспользуемых обмоток низшего напряжения, расположенных между обмотками более высокого напряжения, должна быть осуществлена вентильными разрядниками или ограничителями перенапряжений, присоединенными к вводу каждой фазы. Защита не требуется, если к обмотке низшего напряжения постоянно подключена кабельная линия длиной не менее 30 м, имеющая заземленную оболочку или броню. Защита неиспользуемых обмоток низшего и среднего напряжения в других случаях должна быть осуществлена заземлением одной фазы или нейтрали либо вентильными разрядниками (или ограничителями перенапряжений), присоединенными к вводу каждой фазы. В случае возникновения грозовых или коммутационных перенапряжений со стороны обмотки высшего напряжения трансформатора возможен переход волн на обмотки среднего и низшего напряжения. Этот переход может осуществляться путем электромагнитной и электростатической индукции. При наличии нормальной зашиты от перенапряжений со стороны высшего напряжения, выполненной в соответствии с требованиями ПУЭ, электромагнитный переход волн, происходящий в соответствии с коэффициентом трансформации, опасности не представляет, так как запас прочности изоляции обмоток низшего и среднего напряжения выше, чем высшего напряже- 290
ния. Основную опасность представляет переход волн через емкостную связь между обмотками (электростатическая индукция). В этом случае напряжение, передающееся в обмотку низшего или среднего напряжения, определяется по формуле V-) = и\> С12+С22 где С,2 - емкость между обмотками; С22 - емкость на землю обмотки низшего или среднего напряжения с присоединенным оборудованием; \]х - импульсное напряжение на обмотке высшего напряжения; 1/2 - импульсное напряжение на обмотке низшего напряжения. Собственная емкость на землю обмотки низшего или среднего напряжения трансформатора невелика, и при появлении на стороне высшего напряжения грозовых перенапряжений напряжение СД на отключенной от шин обмотке низшего или среднего напряжения может превысить прочность изоляции выводов и самой обмотки. Поэтому защита разрядниками (ограничителями перенапряжений) или заземление отключенных от шин обмоток низшего и среднего напряжений является обязательной. Обмотка низшего напряжения, расположенная между обмотками высшего и среднего напряжения, имеет очень небольшую емкость на землю по сравнению с емкостями между обмотками и поэтому, если не установить на каждой фазе этой обмотки разрядники, напряжение, передающееся через емкостную связь с обмотки высшего или среднего напряжения, достигнет опасных для ее изоляции значений. 5.11.16. В сетях напряжением 110 кВ и выше разземление нейтрали обмоток 110-220 кВ трансформаторов, а также выбор действия релейной защиты и системной автоматики должны быть осуществлены таким образом, чтобы при различных оперативных и автоматических отключениях не выделялись участки сети без трансформаторов с заземленными нейтралями. Защита от перенапряжений нейтрали трансформатора с уровнем изоляции ниже, чем у линейных вводов, должна быть осуществлена вентильными разрядниками или ограничителем перенапряжений. Сети 110 кВ и выше работают с эффективно заземленной нейтралью, т.е. с таким заземлением, при котором в случае замыкания на землю одной фазы напряжение на неповрежденных фазах не превышает 0,Шл. Разрядники, устанавливаемые в сетях с эффективно заземленной нейтралью, имеют напряжение гашения (наибольшее напряжение, при котором сработавший разрядник может погасить дугу сопровождающего тока промышленной частоты), равное 0,8IIп. Такие разрядники называются 80 %-ми. В случае выделения участков сети без трансформаторов с заземленной нейтралью эти участки сети переходят в режим работы с изолированной нейтралью. В сис- 291
темах с изолированной нейтралью при однофазных замыканиях на землю напряжения на здоровых фазах могут достигать 1,151]п, т.е. превышают напряжение гашения разрядников, устанавливаемых в сетях с эффективно заземленной нейтралью. Следовательно, этот режим может привести к повреждениям вентильных разрядников в случае их срабатывания или повреждения оборудования, уровень изоляция которого не рассчитан на работу в сети с изолированной нейтралью. Поэтому логика работы устройств релейной защиты и системной автоматики должна исключать возможность выделения участков сети с незаземленными нейтралями трансформаторов. В настоящее время трансформаторы, работающие в сетях с эффективно заземленной нейтралью, выпускаются со сниженной на класс изоляцией со стороны нейтрали. Как известно, для уменьшения токов КЗ часть трансформаторов 110-220 кВ работает с разземленной нейтралью. При этом повышение напряжения на нейтрали, возникающее при грозовых и коммутационных перенапряжениях. может вызвать повреждение изоляции обмотки со стороны нейтрали. Поэтому защита вентильными разрядниками или ограничителями перенапряжений нейтрали таких трансформаторов обязательна. 5.11.17. В сетях 110-750 кВ при оперативных переключениях и в аварийных режимах повышение напряжения промышленной частоты (50 Гц) на оборудовании должно быть не выше значений, указанных в табл. 5.3. Указанные значения распространяются также на амплитуду напряжения, образованного наложением на синусоиду 50 Гц составляющих другой частоты. В числителях табл. 5.3 указаны значения для изоляции фаза - земля в долях амплитуды наибольшего рабочего фазного напряжения, в знаменателях - для изоляции фаза - фаза в долях амплитуды наибольшего рабочего междуфазного напряжения. Значения для изоляции фаза-фаза относятся только к трехфазным силовым трансформаторам, шунтирующим реакторам и электромагнитным трансформаторам напряжения, а также к аппаратам в трехполюсном исполнении при расположении трех полюсов в одном баке или на одной раме. При этом для аппаратов значения 1,6,1,7 и 1,8 относятся только к внешней междуфазной изоляции аппаратов ПО, 150 и 220 кВ. При длительности I повышения напряжения, промежуточной между двумя значениями, приведенными в табл. 5.3, допустимое повышение напряжения равно указанному для большего из этих двух значений длительности. При 0,1 < * < 0,5 с допускается повышение напряжения, равное ^7С+М(^;с-#;с?)> где 111Си ^^-допустимые повышения напряжения при длительности соответственно 1 и ОД с. 292
Таблица 53 Допустимое повышение напряжения промышленной частоты оборудования в электросетях 110-750 кВ Оборудование Силовые трансформаторы и автотрансформаторы* Шунтирующие реакторы и электромагнитные трансформаторы напряжения Коммутационные аппараты**, емкостные трансформаторы напряжения, трансформаторы тока, конденсаторы связи и шинные опоры 1 Вентильные разрядники всех типов Вентильные разрядники типаРВМГ 1 Вентильные разрядники типаРВМК 1 Вентильные разрядники типаРВМК-П 1 Силовые трансформаторы и автотрансформаторы* 1 Шунтирующие реакторы, коммутационные аппараты**, трансформаторы напряжения и тока, конденсаторы связи и шинные опоры 1 Вентильные разрядники 1 Ограничители перенапря- | жений нелинейные Номинальное напряжение, кВ 110-500 110-330 500 110-500 110-220 330-500 330-500 330-500 750 750 750 110-220 330-750 Допустимое повышение напряжения при длительности воздействия, с ! 1200 1.10 1,10 1Л5 1,15 1.15 1,15 1.15 1,15 1,15 1,15 1,15 1,15 1,10 1,10 1,15 139 1,26 20 1.25 1.25 1.35 1,35 1.35 1,35 1.60 1,60 1,35 1,35 1,35 1,35 1,25 1,30 1,36 1,50 1,35 I 1.90 1,50 2.00 1,50 2.00 1,50 2.20 1,70 138 138 1,45 1,70 1,67 1,88 1,40 1,65 1,52 ОД 1 2.00 1 1*58 2.10 1.58 | 2.08 1 1.58 ] 2.40 1.80 - - - - 1.76 1.98 - - - * Независимо от значений, указанных в таблице, по условию нагрева магннтопровода повышение напряжения в долях номинального напряжения установленного ответвления обмотки должно быть ограничено при 1200 с до 1,15, при 20 с - до 1,3. * * Независимо от значений, указанных в таблице, собственное восстанавливающееся напряжение па контактах выключателя должно быть ограничено: по условию отключения неповрежденной фазы линии при несимметричном КЗ - до 2,4 или 2,8 (в зависимости от исполнения выключателя, указанного в технических условиях) для оборудования 110-220 кВ и до 3,0 - для оборудования 330- 750 кВ, по условию отключения ненагруженной линии - до 2,8 для оборудования 330-750 кВ. При одновременном воздействии повышения напряжения на несколько видов оборудования допустимым для электроустановки в целом является значение, наинизшее из нормированных для этих видов оборудования. 293
Количество повышений напряжения продолжительностью 1200 с должно быть не более 50 в течение 1 года. Количество повышений напряжения продолжительностью 20 с должно быть не более 100 за срок службы электрооборудования, указанный в государственном стандарте, или за 25 лет, если срок службы не указан. При этом количество повышений напряжения длительностью 20 с должно быть не более 15 в течение 1 года и не более 2 в течение 1 сут. Промежуток времени между двумя повышениями напряжения длительностью 1200 и 20 с должен быть не менее 1 ч. Если повышение напряжения длительностью 1200 с имело место два раза (с часовым интервалом), то в течение ближайших 24 ч повышение напряжения в третий раз допускается лишь в случае, если это требуется ввиду аварийной ситуации, но не ранее, чем через 4 ч. Количество повышений напряжения длительностью 0,1 и 1 с не регламентировано. Не регламентировано также количество повышений напряжения для вентильных разрядников. Для предотвращения повышения напряжения сверх допустимых значений в местных инструкциях должен быть указан порядок операций по включению и отключению каждой линии электропередачи 330-750 кВ и линий 110-220 кВ большой длины. Для линий 330-750 кВ и тех линий 110-220 кВ, где возможно повышение напряжения более 1,1 наибольшего рабочего, должна быть предусмотрена релейная защита от повышения напряжения. В схемах, в том числе, пусковых, в которых при плановых включениях линии возможно повышение напряжения более 1,1, а при автоматических отключениях- более 1,4 наибольшего рабочего, рекомендуется предусматривать автоматику, ограничивающую до допустимых значение и продолжительность повышения напряжения. Пояснений не требует.
Глава 5.12 ОСВЕЩЕНИЕ 5.12.1. Рабочее, аварийное и эвакуационное освещение во всех помещениях, на рабочих местах и на открытой территории должно обеспечивать освещенность согласно ведомственным нормам и «Санитарным нормам проектирования промышленных предприятий». Светильники аварийного освещения должны отличаться от светильников рабочего освещения знаками или окраской. Светоограждение дымовых труб и других высоких сооружений должно соответствовать «Правилам маркировки и светоограждения высотных препятствий». Обеспечение нормированного значения освещенности в помещениях и на открытой территории энергетических объектов, а также правильный выбор вида освещения и типов светильников создают необходимые условия для продуктивного и безопасного труда персонала. Условия работы персонала в помещениях электростанции различны и зависят от технологического процесса и способа производства работ. Так, например, в помещениях главного, центрального и блочного щитов управления производится непрерывное наблюдение за показаниями приборов и различного рода сигналов. В этих условиях должно быть обеспечено необходимое значение и равномерность освещенности при отсутствии бликов на приборах. В других помещениях электростанции, где персонал ведет общее наблюдение за техническим процессом и работой различных механизмов, не требующих считывания показаний приборов, требования по освещенности могут быть снижены. Нормы освещенности рабочих помещений и открытых участков территорий электростанций и подстанций приведены в табл. 5.12.1 и 5.12.2. Осветительные установки электростанций и подстанций состоят из рабочего, аварийного и эвакуационного освещения. Рабочее освещение является основным видом освещения и выполняется во всех помещениях электростанций и подстанций, а также на открытых участках территории, где производится работа в темное время суток или происходит движение транспорта и людей. К рабочему освещению относится также охранное и светоограждение дымовых труб и других высоких сооружений. 295
Таблица 5.12.1 Нормы освещенности помещений электрических станций и подстанций, лк Наименование цеха, помещения и рабочей зоны Котельный цех и относящиеся к нему помещения: площадка обслуживания котлов бункерное отделение, помещения дымососов и вентиляторов помещения мельниц и конвейеров бункерного отделения зольное помещение проход за котлами, площадки и лестницы котлов Химводоочистка: фильтры, отстойники реагентное и хлораторное отделения, амонизаторная склады хлора, аммиака, хлорной извести и реагентов Топлнвоподача: дробильное отделение, приводные и натяжные станции, узлы пересыпки, помещения вагоноопрокидывателя эстакады и помещения конвейеров, подбункерное помещение При газоразрядных лампах комбинированное (общее + местное) 11111 - общее 100 100 100 50 50 50 100 50 100 При лампах накаливания комбинированное (общее + местное) 11111 — общее 50 50 50 20 10 20 50 20 50 Аварийное освещение | на важнейших рабочих местах 3 или 5* Зили5* 3 или 5* в основных 1 проходах (на полу) 0,5 0,5 0,5 0,5 - 0,5 0,5 1,5 0,5
Продолжение табл. 5.12.1 Наименование цеха, помещения и рабочей зоны Турбинный цех и относящиеся к нему помещения: машинный зал с естественным освещением, машинный зал и общее турбинное помещение гидроэлектростанции без естественного света при отсутствии постоянного дежурного персонала машинный зал без или с недостаточным естественным освещением при постоянном дежурстве персонала Конденсаторное помещение: насосная при машинном зале, выводы генераторов, турбинные шахты охладители генераторов и трансформаторов помещения баков при машинном зале деаэраторов, бойлерная [_ теплофикационные туннели При газоразрядных лампах комбинированное (общее + местное) 200 300 - общее 150 200 100 100 50 50 При лампах накаливания комбинированное (общее + местное) 200 300 - общее 100 150 50 50 20 20 10 Аварийное освещение на важнейших рабочих местах 5 или 10* 10 3 или 5* Зили5* в основных проходах (на полу) 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 8
Продолжение табл. 5.12.1 Наименование цеха, помещения 1 и рабочей зоны Подвал машинного зала: зона размещения механизмов места размещения трубопроводов Электроцех: помещения центрального, главного или блочного щита управления (внутренний контур основных панелей) помещения щита управления без постоянного дежурства, помещения щитов, релейных панелей и щитов задняя сторона панелей помещения зарядных агрегатов, электролизной, аккумуляторной батареи помещения сборных шин, коридоры управления и обслуживания распределительных устройств, камеры трансформаторов, реакторов КРУ, ГРУ, КТП, РУСН-0,4 и 6,0 кВ задняя сторона КРУ, ГРУ и т.п. подщитовое помещение взрывной коридор распределительного устройства аппаратная маслохозяйства, помещения трансформаторной башни кабельные туннели При газоразрядных лампах комбинированное (общее + местное) - — 400 300 - — — - - - _ _ - общее 100 30 200 150 100 100 100 150 100 30 — 100 - При лампах накаливания комбинированное (общее + местное) - — 400 300 - - _ - - - _ __ - общее 50 10 150 100 50 50 50 100 50 10 10 50 10 Аварийное освещение на важнейших рабочих местах - — 5 или 10* - 3 или 5* 3 или 5* 5 или 10* - - _ _ - в основных проходах (на полу) 0,5 — 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 _ -
Продолжение табл. 5.12.1 Наименование цеха, помещения и рабочей зоны Вспомогательные производственные помещения: насосные, вентиляционные камеры, помещения управления различными механизмами помещения кондиционеров, тепловые пункты мазутонасосная, пожарные и насосные, компрессорная потерны в подводной части зданий и плотины с трубопроводами и арматурой системы осушения агрегатов, контрольно-измерительной аппаратурой, распредели-тельными шкафами для ремонтных работ потерны в подводной части зданий и плотины без коммуникаций и оборудования, шахты шлюзов кислотная в аккумуляторной камера переключений мазутных баков трубопроводный канал различных на- сосных При газоразрядных лампах комбинированное (общее + местное) - - - - - - _ - общее 100 - 100 50 - 100 50 - При лампах накаливания комбинированное (общее + местное) - - - - - - — - общее - 20 50 20 5 50 20 10 Аварийное освещение на важнейших рабочих местах - — Зили5* - - - — — в основных проходах (на полу) - — 0,5 - - - — -
8 Окончание табл. 5.12.1 Наименование цеха, помещения и рабочей зоны Рабочие места в помещениях электрических станций и подстанций: опасные для прикосновения части механизмов отдельностоящие приборы, водо- и масломерные стекла, наблюдение за которыми производится на расстоянии 0,5 м сборки и щиты, отдельностоящие приборы, наблюдение за которыми осуществляется эпизодически или на расстоянии до 0,5 м При газоразрядных лампах комбинированное (общее + местное) 300 400 200 общее 200 200 100 При лампах накаливания комбинированное (общее + местное) 300 400 200 общее 150 150 150 Аварийное освещение на важнейших рабочих местах - в основных проходах (на полу) - ♦Меньшее значение освещенности принимается при вьшолнении общего рабочего освещения лампами накаливания, большее- при применении газоразрядных ламп.
Аварийное освещение выполняется в соответствии с руководящими указаниями по проектированию освещения в помещениях, где не допускается прекращение работы персонала и где должна быть обеспечена безопасная эвакуация людей при аварийном отключении рабочего освещения. Светильники аварийного освещения должны Таблица 5.12.2 Нормы освещенности открытых участков территорий электростанций и подстанций Объект Открытые РУ 35-100 кВ Открыто установленное тепломеханическое и электротехническое оборудование Открытые склады топлива: зона работ, выполняемых вручную зона работ, выполняемых механизмами при нахождении рабочего непосредственно у места работы (например, работы с погрузочными кранами, колесными скрепперами) зона работ, выполняемых механизмами, при нахождении рабочего на значительном расстоянии от места производства работ (например, склад со скреперной установкой) Рабочее место Газовые реле, указатели масла, разъемные части разъединителей, указатели продувки воздушных выключателей, КРУ 6-35 кВ наружной установки Выводы трансформаторов и выключателей, кабельные муфты, разрядники, места управления разъединителями и выключателями, шкаф воздушного выключателя Электродвигатели Проходы между оборудованием Площадки и лестницы котлов, турбин, дымососов, насосов, генераторов, электродвигателей и др. Основные рабочие места, смотровые стекла подшипников, водоуказа- тельные стекла и др. Приводы основных задвижек, штурвалов основных вентилей и клапанов Зона производства работ Наименьшая др- пустимая осве- щенность, лк 10 5 5 1 3 10 5 2 2 10 301
Окончание табл. 5.12.2 Объект Открытая территория гидротехнических сооружений: указатели горизонта воды и положения затворов работа с кранами, водосборные сооружения со щитами и кранами, рыбоходы, ледосбросы мосты через шлюзы, проходы и проезды по водосливным плотинам шлюзы (верхний уровень воды), основные причалы, рамы аванкамеры (на расстоянии 30 м от берега), шлюзы (нижний уровень воды), вспомогательные причалы Открытая территория электростанции: главные проходы и проезды, автомобильные дороги Прочие проходы и проезды железнодорожные пути охранное освещение1 Рабочее место Зона производства работ На земле, на поверхности воды Наименьшая допустимая освещенность, лк 5 5 3 2 0,5 1 0,5 0,5 0,5 1 Нормируется в горизонтальной плоскости на уровне земли или на уровне 0,5 м от земли на одной из сторон вертикальной плоскости, перпендикулярной линии границы (забора) объекта. Примечания: 1. Аварийное освещение в основных проходах и спусках у основного технологического оборудования должно создавать освещенность не менее 0,2 лк. 2. Отношение наиболее освещенной проезжей части дорог, проездов, железнодорожных путей к наименьшей не должно быть больше 15:1, пешеходных дорожек - 25:1. периодически контролироваться обслуживающим персоналом, поэтому они отличаются от светильников рабочего освещения окраской или на них наносятся отличительные знаки. Проверке подлежат и автоматические выключатели, через которые осуществляется питание светильников аварийного освещения. Эвакуационное освещение выполняется в производственных помещениях с постоянно работающими в них людьми (100 чел и более), в местах для прохода людей: лестницах, коридорах и т.п. Светильники эвакуационного освещения должны быть присоединены к сети, не зависящей от сети рабочего освещения, начиная от щита подстанции (распределительного пункта освещения) и обеспечивать освещенность 30 лк. 302
Основным источником света на электростанциях и подстанциях являются газоразрядные лампы. Однако применяются и лампы накаливания. Люминесцентные лампы низкого давления имеют меньшее потребление мощности на едияяду светоотдачи и больший срок службы, чем лампы накаливания (примерно в пять раз). Большой срок службы и большая светоотдача люминесцентных ламп являются основными критериями при выборе типа светильников, несмотря на сложность пускорегуяирую- щей аппаратуры, чувствительность к температуре окружающей среды и к напряжению сети. Необходимо учитывать, что зажигание люминесцентных ламп не гарантируется при окружающей температуре ниже 5 °С и понижении напряжения на 10 %. Для наружного освещения и освещения высоких производственных помещений применяют люминесцентные ртутные лампы высокого давления типа ДРЛ в связи с их высокой световой отдачей, большой единичной мощностью и относительно небольшими размерами. К недостаткам этих ламп относятся длительное время достижения нормальной освещенности (5-7 мин) и возможность повторного включения только после их охлаждения (через 10-15 мин). Аварийное освещение выполняется лампами накаливания. Допускается в виде ис- клютения применение люминесцентных ламп низкого давления при условии питания ламп во всех режимах работы переменным током при напряжении у ламп в аварийных режимах выше 90 % номинального и температуре окружающей среды не менее 10 °С. В целях обеспечения безопасности полетов самолетов опоры ВЛ и дымовые трубы, которые по своему расположению или высоте представляют собой аэродромные или линейные препятствия для полетов, должны иметь сигнальное освещение (светоогражде- ние) и дневную маркировку (окраску). Перечень маркируемых сооружений и способ маркировки согласовываются в каждом случае с соответствующими ведомствами. Светоограждение включается в темное время суток и в светлое время при ухудшенной видимости (дождь, туман, снегопад). Питание светоограждения осуществляется отдельной линией, подключенной к шинам РУ с обеспечением резервирования, по возможности автоматического. Рекомендуется применение схемы автоматического включения при наступлении темноты как для светоограждений, так и для включения и отключения наружного освещения. 5.12.2. В помещениях главного, центрального и блочного щитов управления электростанций и подстанций, а также на диспетчерских пунктах светильники аварийного освещения должны обеспечивать на фасадах панелей основного щита освещенность не менее 30 лк; одна-две лампы должны быть присоединены к шинам постоянного тока через предохранители или автоматы и включены круглосуточно. Эвакуационное освещение должно обеспечивать освещенность в помещениях и проходах не менее 30 лк. Освещенность 30 лк на фасадах щитов и панелей дает возможность достаточно четко различать показания приборов с близкого расстояния (0,5 м) и свободно ориенти- 303
ровахься в помещении щита. На случай отказа автомата переключения аварийного освещения с рабочего на резервный источник питания в помещениях щитов управления и диспетчерских пунктов предусматривается постоянное подключение одной-двух ламп к шинам постоянного тока через предохранители или автоматы. Этого достаточно только для выполнения первоочередных работ по восстановлению освещения. 5.12.3. Рабочее и аварийное освещение в нормальном режиме должно питаться от разных независимых источников питания. При отключении источников питания на электростанциях и подстанциях и на диспетчерских пунктах аварийное освещение должно автоматически переключаться на аккумуляторную батарею или другой независимый источник питания. Присоединение к сети аварийного освещения других видов нагрузок, не относящихся к этому освещению, запрещается. Сеть аварийного освещения не должна иметь штепсельных розеток. Светильники эвакуационного освещения должны быть присоединены к сети, не зависящей от сети рабочего освещения. При отключении источника питания эвакуационного освещения оно должно переключаться на аккумуляторную батарею или двигатель- генераторную установку. Требуемая освещенность в помещении обеспечивается светильниками рабочего и аварийного освещения. Это позволяет полнее использовать мощности осветительных установок и осуществлять постоянный контроль за исправностью сети и ламп аварийного освещения. Подключение к сети аварийного освещения других видов нагрузок, не относящихся к аварийному освещению, не допускается, так как при переключении сети аварийного освещения на аккумуляторную батарею эти нагрузки ускоряют разряд батареи и снижают надежность питания аварийного освещения. 5.12.4. Переносные ручные светильники ремонтного освещения должны питаться от сети напряжением не выше 42 В, а при повышенной опасности поражения электрическим током - не выше 12 В. Вилки 12-42 В не должны подходить к розеткам 127 и 220 В. Розетки должны иметь надписи с указанием напряжения. Применение в производственных помещениях электростанций и подстанций для ремонтного освещения напряжения не более 42 В в обычных условиях является безопасным. При работе в сырых помещениях, в барабанах котлов, в металлических баках, пылевоздухопроводах, внутри трансформаторов и т.п. необходимо применять для переносных светильников напряжение не выше 12 В. 304
В котельном и турбинном цехах, в помещениях центрального, блочного и главного щитов управления рекомендуется выполнять стационарную сеть штепсельных розеток на 12-42 В. Питание этой сети должно осуществляться от стационарно установленных понизительных трансформаторов с напряжением низкой стороны 12-42 В. Для предотвращения ошибочного включения ручного светильника в сеть 127-220 В вилки на 12г42 В не должны подходить к розеткам 127-220 В, а штепсельные розетки 12-42 В должны отличаться от розеток 127-220 В. При отсутствии сети 12-42 В для питания переносных ламп можно использовать маломощные переносные трансформаторы напряжением 220/42 и 220/12 В. Переносные понизительные трансформаторы располагаются всегда снаружи того оборудования, где производятся работы. Вносить их внутрь котлов, трансформаторов, металлических баков запрещается. Применение автотрансформаторов для питания перенос** ных светильников запрещается, так как в этом случае не обеспечивается разделение цепей высокого и низкого напряжения. Переносные понижающие трансформаторы оснащаются со стороны высшего напряжения шнуром со штепсельной вилкой для присоединения к электросети. Шнур должен быть заключен в резиновый шланг и иметь длину не более 2 м. Конец шнура припаивается к выводам высокого напряжения 220 В трансформатора. На стороне 12-42 В трансформатор должен иметь гнезда под штепсельную вилку. Корпус и обмотка низшего напряжения трансформатора должны быть надежно заземлены. Трансформаторы должны быть пронумерованы и находиться на учете. Независимо от величины напряжения необходимо пользоваться специальными безопасными переносными лампами с изолирующей рукояткой из влаго- и теплостойкого материала, с защитной металлической сеткой и крючком для подвеса. Снятие сетки должно производиться специальным инструментом и только при необходимости замены лампы. Для питания переносной лампы используется шланговый провод, например, типа ШРПЛ. 5.12.5. Установка ламп мощностью, больше допустимой, для данного типа светильников запрещается. Снятие рассеивателей светильников, экранирующих и защитных решеток запрещается. Применение в светильниках ламп мощностью, превышающей расчетную мощность светильника, не допускается, так как это приводит к перегреву светильника, патрона и изоляции проводов и к их разрушению. Рассеиватели предохраняют персонал от слепящего действия прямых световых лучей, испускаемых нитью накала ламп. Защитные решетки предотвращают падение колб ламп и их крупных осколков, поэтому снятие рассеивателей и защитных решеток не допускается. 5.12.6. Сети внутреннего, наружного, а также охранного освещения электростанций и подстанций должны иметь питание по отдельным линиям. 305
Управление сетью наружного рабочего освещения, кроме сети освещения склада топлива и удаленных объектов электростанций, а также управление сетью охранного освещения должно осуществляться из помещения главного или центрального щита управления. Сети внутреннего, наружного и охранного освещения должны иметь питание по самостоятельным линиям в связи с тем, что наружное и охранное освещение должны отключаться в светлое время суток, а сеть внутреннего освещения должна быть, как правило, включена круглосуточно. Централизация управления наружного и охранного освещения на главном или центральном щите управления гарантирует своевременное включение и отключение наружного и охранного освещения по установленному графику. Для этой цели может быть использовано автоматическое устройство, реагирующее на степень освещенности. Управление освещением складов топлива и удаленных объектов электростанций, с целью экономии кабеля, осуществляется из ближайших помещений, где постоянно находится персонал, с которым имеется телефонная связь. 5.12.7. Сеть освещения электростанций должна получать питание через стабилизаторы или от отдельных трансформаторов, обеспечивающих возможность поддержания напряжения освещения в необходимых пределах. Напряжение на лампах должно быть не выше номинального. Понижение напряжения у наиболее удаленных ламп сети внутреннего рабочего освещения, а также прожекторных установок должно быть не более 5% номинального напряжения; у наиболее удаленных ламп сети наружного и аварийного освещены и в сети 12-42 В - не более 10 % (для люминесцентных ламп - не более 7,5 %). Понижение напряжения приводит к сокращению светового потока. Снижение напряжения на 10 % уменьшает световой поток на 30 %, при этом не обеспечивается расчетная освещенность помещения. Повышение напряжения на 10 % приводит к сокращению срока службы ламп на 60 %, соответственно увеличивается потребность в лампах и трудоемкость обслуживания. Для поддержания напряжения в осветительной сети в необходимых пределах в настоящее время на электростанциях применяют стабилизаторы напряжения. При отсутствии стабилизаторов при повышенном напряжении в сети 0,4 кВ собственных нужд целесообразно применять лампы с номинальным напряжением 230-240 В. 5.12.8. В коридорах распределительных устройств, имеющих два выхода, и в проходных туннелях освещение должно быть выполнено с двусторонним управлением. 306
Требование обусловлено условиями безопасности и экономии. При использовании любого входа в РУ или в проходной туннель персонал должен иметь возможность включить и отключить освещение. 5.12.9. На щитах и сборках осветительной сети на всех выключателях (рубильниках, автоматах) должны быть надписи с наименованием присоединения, а на предохранителях - с указанием значения тока плавкой вставки. Надписи с наименованием присоединения на всех выключателях (рубильниках, предохранителях), необходимы для персонала при операциях включения и отключения, а также вывода линий в ремонт. Надписи у предохранителей с указанием тока плавкой вставки необходимы персоналу при замене перегоревших плавких вставок. Несоответствующая плавкая вставка может быть причиной пожара при КЗ. 5.12.10. У дежурного персонала должны быть схемы сети освещения и запас плавких калиброванных вставок и ламп всех напряжений осветительной сети. Дежурный и оперативно-ремонтный персонал даже при наличии аварийного освещения должен быть снабжен переносными электрическими фонарями. В схемах сети освещения должны быть указаны мощности всех ламп, устанавливаемых в каждой точке, и номинальные токи плавких вставок. Эти данные необходимы персоналу для быстрой и безопасной замены сгоревших ламп и плавких вставок. Переносные электрические фонари необходимы персоналу освещения на момент ликвидации аварийной ситуации. 5.12.11. Очистку светильников, замену ламп и плавких вставок, ремонт и осмотр осветительной сети на электростанциях должен производить персонал электроцеха. В помещениях с мостовыми кранами допускается их использование для обслуживания светильников с соблюдением мер безопасности. Очистка светильников и замена перегоревших ламп может выполняться обученным персоналом технологических цехов, энергообъектов, имеющих группу по электробезопасности не ниже П, с помощью устройств, обеспечивающих удобный и безопасный доступ к светильникам. Периодичность очистки должна быть установлена с учетом местных условий. На действующих электростанциях и подстанциях светильники быстро запыля- ются и поглощают основную долю светоизлучения ламп. Светоотдача светильников 307
после 2 мес эксплуатации вследствие загрязнения снижается на 30-35 %. Периодичность очистки светильников зависит от конкретных условий, однако рекомендуется производить очистку светильников не реже 1 раза в месяц. Операции по очистке светильников, смене ламп и плавких вставок, ремонт и осмотр осветительной сети связаны с возможностью поражения электрическим током и поэтому должны производиться квалифицированным персоналом. Обслуживание светильников, расположенных на высоте до 4,5 м от пола, производится с лестниц, стремянок, вышек. Разрешается использовать для обслуживания светильников мостовые краны, соблюдая при этом специальные меры безопасности. Светильники, расположенные на большой высоте вне зоны действия кранов, должны обслуживаться со стационарных площадок. 5.12.12. Осмотр и проверка осветительной сети должны производиться в следующие сроки: • проверка действия автомата аварийного освещения - не реже 1 раза в месяц в дневное время; • проверка исправности аварийного освещения при отключении рабочего освещения - 2 раза в год; • измерение освещенности рабочих мест - при вводе в эксплуатацию и в дальнейшем по мере необходимости; • испытание изоляции стационарных трансформаторов 12-42 В - 1 раз в год, переносных трансформаторов и светильников 12-42 В - 2 раза в год. Обнаруженные при проверке и осмотре дефекты должны быть устранены в кратчайший срок. Периодические осмотры и проверки состояния оборудования и аппаратуры осветительной установки создают необходимые условия надежной ее работы и безопасности персонала. При осмотрах и проверках обращают внимание на состояние щитков и защитных кожухов к ним, осветительных приборов, выключателей, предохранителей, стационарных и переносных понизительных трансформаторов, переносных ручных светильников и фонарей с батарейками, заземляющих устройств. Особое внимание обращают на состояние изоляции проводов, особенно у вводов в светильники и аппараты. Проверяют, чтобы в сети рабочего освещения с заземленным нулевым проводом выключатель или предохранитель устанавливался в фазном проводе. Фазный провод должен быть подведен к контакту на дне патрона, а нулевой провод - к резьбовому цоколю. Освещенность проверяется во всех цехах и на основных рабочих местах. Для общей характеристики освещенности помещения измерения производят в горизонтальной плоскости на уровне 0,8-1 м над полом. В проходах, гардеробах и т.п. освещенность проверяется на полу. На рабочих местах освещенность проверяется непосредственно на точках измерения (например, на стеклах измерительных приборов). 308
Для проверки освещенности используются люксометры Ю-116 или Ю-117, имеющие достаточно большой диапазон измерений. Результаты измерения оформляются протоколом за подписью лиц, проводивших проверку, и начальника электрического цеха. Измерение и испытание изоляции осветительной сети и относящейся к ней аппаратуре производятся в соответствии с Объемом и нормами испытаний электрооборудования (М.: ЭНАС, 1998). 5.12.13. Проверка состояния стационарного оборудования и электропроводки аварийного, эвакуационного и рабочего освещения, испытание и измерение сопротивления изоляции должны производиться при пуске в эксплуатацию, а в дальнейшем - по графику, утвержденному техническим руководителем энергообъекта. Измерение сопротивления изоляции осветительной сети производится мегаоммет- ром на напряжение 1000 В. При измерении сопротивления изоляции сети аварийного, эвакуационного и рабочего освещения должен быть отключен нулевой (заземляющий) провод испытываемой цепи, а штепсельные розетки, выключатели и групповые щитки присоединены. Должны быть соблюдены необходимые меры безопасности. Испытание изоляции осветительной сети производится напряжением 1000 В переменного тока в течение 1 мин в том случае, если проверка имеет пониженный против нормы уровень изоляции. В случае, когда сопротивление изоляции не ниже нормы, испытание напряжением 1000 В может быть заменено проверкой сопротивления изоляции мегаомметром на напряжение 2500 В.
Глава 5.13 ЭЛЕКТРОЛИЗНЫЕ УСТАНОВКИ 5Л3.1. Устройство и эксплуатация электролизных установок должны соответствовать требованиям Госгортехнадзора России. Электролизные установки на электростанциях работают под избыточным давлением до 10 кгс/см2 (1 МПа), поэтому на них распространяются правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением. При эксплуатации станционных электролизных установок следует руководствоваться требованиями Правил безопасности при производстве водорода методом электролиза воды (М.: Металлургия, 1974), Правил устройства и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов (М.: НПО ОБТ, 1997), Общих правил взры- вобезопасности химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств (М.: Металлургия, 1988). 20 июня 1997 г. вышел в свет Федеральный закон РФ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов», в котором определяются правовые, экологические и социальные основы обеспечения безопасной эксплуатации опасных производственных объектов. Согласно перечню, приведенному в приложении 1 к Закону, установки по производству водорода методом электролиза воды отнесены к категории опасных производств. По Федеральному закону (статья 6) эксплуатация электролизной установки должна осуществляться на основании соответствующей лицензии. В соответствии со статьей 15 должно быть обязательное страхование ответственности за причинение вреда при эксплуатации опасных производственных объектов и страхование гражданской ответственности за причинение вреда жизни, здоровью или имуществу других лиц и окружающей природной среде. 5.13.2. При эксплуатации электролизных установок должны контролироваться: напряжение и ток на электролизерах, давление водорода и кислорода, уровни жидкости в аппаратах, разность давлений между системами водорода и кислорода, температура электролита в циркуляционном контуре и температура газов в установках осушки, чистота водорода и кислорода в аппаратах и содержание водорода в помещениях установки. 310
Нормальные и предельные значения контролируемых параметров должны быть установлены на основе инструкции завода-изготовителя и проведенных испытаний и строго соблюдаться при эксплуатации. Напряжение на электролизерах контролируется по вольтметрам, установленным на щитах постоянного тока. Напряжение на ячейках электролизеров проверяется с помощью переносных вольтметров постоянного тока. Напряжение на каждом электролизере должно быть равно сумме напряжений на его ячейках. Напряжение на ячейке электролизера складывается из следующих величин; 1Г=Е + г\+г\ + ПК, где Е - термодинамически обратимое (так называемое теоретическое) напряжение разложения воды; Г] и Г|а - соответственно катодное и анодное «перенапряжения» на электродах; ПК - сумма потерь напряжения в электролите и диафрагме. Абсолютное значение каждой составляющей баланса напряжения и ее доля в общем напряжении зависят от эксплуатационных факторов и от конструкции ячеек электролизера (плотность тока, температура электролита, расстояние между электродами, материал и характер обработки электродов). Зависимость напряжения на ячейке электролизера от плотности тока, температуры и давления может быть выражена следующей эмпирической формулой: V = 1,65 + 2,861 - 0,002541 (/ - 80) - 0,3^%Р[1 - 0,015(( - 50)]/, где V - напряжение на ячейке, В; / - плотность тока, А/см2; / - температура электролита, °С; Р - давление в электролизере, кгс/с2. Чем ниже напряжение на ячейке электролизера, тем меньшую он потребляет мощность. С ростом температуры электролита напряжение электролизера снижается, поэтому энергетически выгодно было бы эксплуатировать электролизеры при повышенных температурах (при работе под давлением - с температурой 100 °С и даже немного выше). Однако с ростом температуры электролита усиливаются коррозионные процессы и значительно ускоряется старение прокладочного материала электролизеров - паронита. Поэтому для небольших электролизных установок на электростанциях, где основное значение имеет надежность оборудования и длительность работы между ремонтами, температуру электролита следует поддерживать 60-75 °С, а в тех случаях, когда не требуется работа электролизера с полной нагрузкой, желательно поддерживать 40-50 °С. При этом для сохранения нужной производительности электролизера следует повышать напряжение. 311
Повышение напряжения на электродах одной ячейки электролизера по сравнению с другими ячейками на 0,3 В и более может явиться следствием закупорки отверстия для выхода одного из газов или отверстия для подвода электролита и воды из нижнего коллектора. Понижение напряжения на ячейке (или группе ячеек) на 0,3 В и более по сравнению с другими ячейками обычно является следствием нарушения циркуляции в соответствующей зоне электролизера и повышения в ней температуры электролита. Распределение напряжения по ячейкам работающего электролизера следует проверять не реже 1 раза в месяц. Измерять следует напряжение между двумя соседними биполярными электродами, но не между двумя соседними диафрагменными рамами. Ток в электролизерах контролируется по амперметрам, установленным на щитах постоянного тока. Ячейки каждого электролизера соединены последовательно, поэтому ток в каждой ячейке в первом приближении равен току в электролизере. Из-за наличия утечки тока по коллекторам электролизеров, заполненным электролитом, ток в крайних ячейках несколько больше, чем в средних. Значение тока определяется потребностью в водороде и может колебаться от 10-20 до 150 % номинального. Однако при очень низких нагрузках возможно ухудшение качества вырабатываемых газов (в первую очередь, кислорода) из-за возрастания удельного веса побочных электрохимических процессов. При высоких нагрузках, превышающих номинальную для данного типа электролизера, могут возникнуть местные перегревы ячеек или повыситься общая температура аппарата. При изменении плотности тока на 0,01 А/см2 (соответствует изменению тока на электролизере СЭУ-4м на 13 А, на электролизерах СЭУ-8 на 50 А и электролизере СЭУ-20 на 60 А) напряжение на ячейке меняется в зависимости от температуры на 0,02-0,25 В. Таким образом, небольшим изменениям напряжения соответствуют значительные колебания тока. С повышением нагрузки возрастает напряжение на электролизере и повышается удельный расход электроэнергии вследствие роста необратимых потерь энергии в ячейках. Производительность электролизеров определяется по формуле Я = 0,000419/Нл#тй, где П - производительность электролизера, м3/ч водорода с пересчетом на сухой газ при атмосферном давлении и температуре; 0,000419 - электрохимический эквивалент водорода, показывающий, какое объемное количество газа выделяет 1 а • ч; /н - ток, А; я - количество ячеек в электролизере; В* - выход по току для водорода (относительная доля тока, используемая для выделения водорода в катодных зонах ячеек). Значение В*, в зависимости от конструкции электролизера и режима его работы, составляет 0,94-0,99. 312
Давление водорода и кислорода зависит от выработки и расхода водорода. Давление водорода в системе должно превышать давление в ресиверах не более чем на 0,5 кгс/см2 (50 кПа). Благодаря работе поплавкового клапана в регуляторе - промывагеле кислорода - давление его в системе поддерживается равным давлению водорода. Если кислород выпускается в атмосферу, его давление в трубопроводе от регуля- тора-промывателя до гидрозатвора превышает атмосферное, примерно, на 0,1 кгс/м2 (10 кПа). Если кислород собирается в ресиверы и утилизируется, его давление в ресиверах должно быть ниже, чем давление водорода. Равенство давлений водорода и кислорода в регуляторах-промывателях является одним из основных условий безопасной эксплуатации электролизной установки, так как при возникновении опасного перепада давлений возможно передавливание воды из водородной системы в кислородную (или наоборот), смешение газов и образование взрывоопасной смеси. Давление газов контролируется по манометрам, установленным на аппаратах и трубопроводах. Уровни жидкости в аппаратах контролируются по указателям уровня, расположенным на разделительных колонках и на регуляторах-промывателях. В разделительных колонках (при работе электролизной установки в установившемся режиме) уровни электролита зависят только от его концентрации (плотности) и стабильны вне связи с режимом работы электролизера. В регуляторах-промывателях кислорода уровни воды располагаются на высоте закрытия поплавкового клапана для выпуска кислорода и колеблются около этого положения. В регуляторе-промьгеателе водорода уровень воды при работе установки в стабильном режиме автоматически поддерживается на высоте штуцера автомагической подпитки, соединяющего регулятор-промыватель водорода с питательным баком. Наличие в аппаратах стабильных уровней жидкости, разделяющей водородную и кислородную системы, также является одним из основных условий безопасной эксплуатации электролизных установок. Температура электролита зависит, в основном, от нагрузки электролизера и от Температура электролита зависит, в основном, от нагрузки электролизера и от интенсивности охлаждения электролита в разделительных колонках. Температуру электролита поддерживают постоянной, периодически регулируя количество воды, поступающей в змеевики разделительных колонок. Чистота водорода и кислорода является важнейшим показателем технологического режима электролизной установки. Нормально работающая установка вырабатывает газы высокой чистоты (водород 99,5-99,9 %). Чистота газов контролируется непрерывно с помощью автоматических газоанализаторов и периодически - химическими анализами. Чистота кислорода должна контролироваться независимо от того, используется ли кислород или выбрасывается в атмосферу, так как загрязнение кислорода более заметно и оно чаще создает опасность взрыва. Температура водорода в установке осушки проверяется периодически. На электролизных установках СЭУ-4 и СЭУ-8 осушка водорода осуществляется путем его охлаждения в испарителе холодильной машины до -5 °С. При такой температуре из водорода удаляется в испарителе основное количество содержащихся в нем водяных паров. По- 313
вышение температуры свидетельствует о необходимости отключения компрессора холодильной машины для оттаивания льда и «снеговой шубы» в испарителе. На электролизных установках СЭУ-10х2 и СЭУ-20х2, где применяются схемы сорбционной осушки водорода и кислорода, следует контролировать температуру газов в процессе регенерации силикагеля. Температура газа на входе в горячий регенерируемый адсорбер-осушитель должна составлять 200-220 °С, температура газа на выходе из горячего адсорбера в конце регенерации достигает 100-110 °С и стабилизируется на этом уровне. На электролизных установках, где применяются схемы осушки водорода с ваку- умно-термической регенерацией сорбента, следует контролировать подачу водорода и вакуум в адсорбере, где проходит регенерация силикагеля. В начальный период регенерации силикагеля в адсорбере поддерживается вакуум 70-75 мм рт.ст. При окончании процесса регенерации силикагеля, давление в адсорбенте снижается и становится постоянным (40-60 мм рт.ст). Во время регенарации силикагеля в адсорбер подается водород в количестве 2-3 м3/ч. Если на электролизной установке применяется аппаратура для очистки водорода от примеси кислорода, то контролируется также температура водорода на выходе из восстановителя, которая должна составлять 70-130 °С. Содержание водорода в помещениях элеетролизной установки (в помещении электролизеров и в помещении датчиков газоанализаторов) должно контролироваться с помощью автоматического газоанализатора, дающего сигнал при повышении содержания водорода в воздухе в верхних зонах указанных помещений до 0,4 % (10 % нижнего предела взрываемости смеси водорода с воздухом). При повышении содержания водорода в воздухе в верхних зонах указанных помещений до 1 % (25 % от нижнего предела взрываемости) по показанию автоматического газоанализатора технологическое оборудование помещения, где завышено содержание водорода, должно быть немедленно оставлено. Нормальные и предельные значения контролируемых параметров должны быть установлены на основе инструкции завода-изготовителя и проведенных испытаний и строго соблюдаться при эксплуатации. 5.13.3. Технологические защиты электролизных установок должны действовать на отключение преобразовательных агрегатов (двигателей-генераторов) при следующих отклонениях от установленного режима: • разности давлений в регуляторах давления водорода и кислорода более 200 кгс/м2 (2 кПа); • содержании водорода в кислороде 2 %; • содержании кислорода в водороде 1 %; • давлении в системах, выше номинального; • межполюсных коротких замыканиях; • однополюсных коротких замыканиях на землю (для электролизеров с центральным отводом газов); 314
• исчезновении напряжения на преобразовательных агрегатах (двигателях-генераторах) со стороны переменного тока. При автоматическом отключении электролизной установки, а также повышении температуры электролита в циркуляционном контуре до 70 °С, при увеличении содержания водорода в воздухе помещений электролизеров и датчиков газоанализаторов до 1 % на щит управления должен подаваться сигнал. После получения сигнала оперативный персонал должен прибыть на установку не позднее чем через 15 мин. Повторный пуск установки после отключения ее технологической защитой должен осуществляться оперативным персоналом только после выявления и устранения причины отключения. Отключение электролизной установки при увеличении разности давлений между водородом и кислородом предупреждает смешение газов и обеспечивает безопасность эксплуатации. Уровень воды, поддерживаемый в водородной системе устройством автоматической подпитки, должен быть на 60-80 мм ниже, чем уровень закрытия поплавкового клапана в регуляторе - промывателе водорода (рис. 5.13.1). При неисправности клапанов в регуляторах-промыва- телях, при утечке воды или электролита из системы, а также при опорожнении питательного бака нормальное положение уровней воды в регуляторах - промы- вателях нарушается. Благодаря наличию связи по жидкости между регуляторами-промы- вателями и другими аппаратами установки измерение перепада давлений и связанные с этим системы защиты и сигнализации позволяют 60-80ьт % Рис. 5.13.1. Уровни воды в регуляторах-промывателях водорода и кислорода: 7 - регулятор-промыватель водорода; 2 - регулятор-промыватсль кислорода; 3 - уравнительный бак; 4 - уровень закрытия клапана в регу- ляторе-промывателе водорода; 5 - уровень подпитки из уравнительного бака, 6 - уровень закрытия клапана в регупяторе-промывателе кислорода; 7- подпитывающий штуцер
предупредить любые неполадки, связанные с неисправностью поплавковых регуля- торов-промывателей, с образованием опасной утечки газов, воды или электролита, а также с возможными ошибками персонала при переключении вентилей. Изменение уровней воды в регуляторах-промывателях газов в пределах ±200 мм не представляет опасности для работы установки, так как при таком смещении уровней водород и кислород остаются надежно разделенными гидравлическим затвором. Однако дальнейшее увеличение разности давлений указывает на наличие неисправности, которая должна быть своевременно устранена с тем, чтобы не допустить возникновения опасной ситуации на установке. Чистота газов, выработанных электролизной установкой, контролируется непрерывно действующими автоматическими газоанализаторами. Обычно применяются термохимические газоанализаторы ГТХ-1-11 для контроля примеси кислорода в водороде и ГТХ1-21 для контроля содержания водорода в кислороде. Работа этих приборов основана на измерении теплового эффекта реакции каталити- чесюго сжигания горючей примеси в окислителе (кислороде) или сжигания примеси окислителя в горкнем газе. Шкала газоанализатора П Х-1-21 0-2% водорода с ценой деления 0,1 %, газоанализатора ГТХ-1-11 - 0-1 % кислорода с ценой деления 0,05 % Вторичные приборы газоанализаторов имеют сигнальное устройство и снабжены диаграммами для записи показаний приборов. При содержании кислорода в водороде более 1 % или содержании водорода в кислороде более 2 % устройство обеспечивает срабатывание защиты. Установка должна автоматически отключаться также при росте давления в системе более 10 кгс/см2 (1 МПа). Если закрыт один из вентилей для подачи водорода в ресиверы и к потребителю или замерзла вода, выделившаяся в трубопроводе водорода, давление в аппаратах начинает подниматься. Рост давления возможен также при «перепитке» системы водой: если в аппаратах по какой-либо причине давление быстро снизится (переход с одного ресивера на другой, резкое увеличение расхода водорода и т.д.), газ в питательном баке расширится, выдавливая воду в регулятор-промы- ватель водорода, что может привести к закрытию обоих поплавковых клапанов и росту давления в системе. Защита от нарушения изоляции полюсов электролизеров по отношению к земле предназначена для действия на отключение электролизеров с центральным отводом газа в случаях нарушения изоляции одного полюса электролизера относительно земли или нарушения равенства распределения напряжения между половинами электролизера, которое может вызываться технологическими причинами. Работа защиты при нарушении изоляции одного полюса возможна лишь при надежном заземлении средней точки электролизера. Защита работает по мостовому принципу. Между средней точкой делителя напряжения, подключенного к шинам питания каждого электролизера, и средней точкой электролизера включено реле максимального напряжения. Защита должна срабатывать, если разность напряжений в обеих половинах электролизера превышает 10 В. В мостовой схеме напряжение между средними точками делителя и нагрузки равно половине вышеуказанной разности. Поэтому уставка защиты должна быть равна примерно 5 В. 316
Защита от межполюсных КЗ отключает установку при увеличении тока на электролизере выше максимально допустимого значения. Защита от исчезновения напряжения на двигателях-генераторах со стороны переменного тока предотвращает изменение полярности электролизеров, возможное при кратковременном исчезновении напряжения. Срабатывание всех видов защит должно сопровождаться поступлением сигнала на щит управления. На местном щите контроля и сигнализации электролизной установки автоматическое отключение фиксируется выпадением соответствующего указателя. После отключения установки защитой аппаратура остается под давлением водорода и кислорода. Уровни жидкости в аппаратах могут смещаться и на остановленных электролизерах, поэтому для предотвращения смешения водорода с кислородом оперативный персонал должен прибыть на отключенную защитой установку не позднее чем через 15 мин после отключения. Выяснение причины отключения электролизной установки производится по указателям, расположенным на щите сигнализации в помещении электролизной установки. Проверив положение указателей, оперативный персонал должен осмотреть оборудование, обратив внимание на положение уровней воды в аппаратах, на показания манометров, дифференциального манометра и автоматических газоанализаторов. Кроме сигналов о работе защит, срабатывание которых вызывает отключение преобразовательных агрегатов (двигателей-генераторов), на щит управления подаются и предупредительные сигналы о нарушениях, не требующих немедленного отключения. Сигнал о повышении температуры электролита до 70 °С свидетельствует о появлении отклонений от технологического режима и о необходимости устранить причины, которые могли вызвать повышение температуры электролита. Температурное ограничение работы электролизера (80 °С) вызвано недостаточной стойкостью деталей электролизера к воздействию щелочного раствора и кислорода при повышении температуры. При появлении такого сигнала нужно проверить положение уровней в разделительных колонках, отгкрытие вентиля автоматической подпитки, подачу воды в змеевики разделительных колонок, убедиться в том, что вентили на трубопроводах циркуляции электролита открыты, проверить значение тока. Известно, что водород образует с воздухом опасные смеси, способные взрываться при содержании водорода в воздухе от 4 до 75 %. При появлении предупредительного сигнала об увеличении содержания водорода в воздухе помещений электролизеров и датчиков газоанализаторов до 1 % необходимо проверить герметичность аппаратов и арматуры и устранить нарушения. 5.13.4. Электролизная установка, работающая без постоянного дежурства персонала, должна осматриваться не реже 1 раза в смену. Обнаруженные дефекты и неполадки должны регистрироваться в журнале (картотеке) и устраняться в кратчайшие сроки. При осмотре установки оперативный персонал должен проверять: • соответствие показаний дифференциального манометра-уровнемера уровням воды в регуляторах давления работающего электролизера; 317
• положение уровней воды в регуляторах давления отключенного электролизера; • открытие клапанов выпуска газов в атмосферу из регуляторов давления отключенного электролизера; • наличие воды в гидрозатворах; • расход газов в датчиках газоанализаторов (по ротаметрам); • нагрузку и напряжение на электролизере; • температуру газов на выходе из электролизера; • давление водорода и кислорода в системе и ресиверах; • давление инертного газа в ресиверах; • влажность водорода после узла осушки. При осмотрах электролизной установки должны проверяться и при необходимости корректироваться параметры технологического режима. Персонал, обслуживающий электролизную установку, должен следить за температурой электролита, регулируя в случае необходимости количество воды, поступающей в змеевик разделительных колонок. Процесс изменения температуры электролита даже в малых установках инерционен по времени, однако для изменения температуры достаточно (особенно в электролизере с усиленной циркуляцией электролита) небольшого изменения количества воды, протекающей через змеевики разделительных колонок. Регулировать температуру электролита персоналу приходится редко, за исключением тех случаев, когда по условиям потребления газов периодически меняется давление или производительность установки. Персонал, осматривающий установку, должен периодически (по графику) заполнять конденсатом или обессоленной водой, питательные баки. При осмотрах персонал производит необходимые переключения в схеме осушки газов, выводит осушители на регенерацию, на охлаждение и т.д., отключает для оттаивания холодильную машину, сливает воду из испарителя. При изменении параметров пара, поступающего на прогрев регенерируемого адсорбера, или изменении работы холодильной машины меняется работа узла осушки водорода, что может привести к недостаточной осушке водорода и перемерзанию трубопровода, идущего к ресиверам, а в летний период - к попаданию увлажненного водорода в корпус генератора. Поэтому для контроля влажности водорода необходимо один раз в сутки проверять его точку росы. Регулярный (не реже 1 раза в смену) осмотр электролизной установки обеспечивает контроль технологического режима электролизера и его вспомогательного оборудования. Проверка положения уровней воды в регуляторах-промывателях отключенного электролизера позволяет определить состояние вентилей неработающего оборудования. При проверке нагрузки и напряжения электролизера персонал должен убедиться в постоянстве режима работы электролизера как наиболее экономичного. 318
О поддержании заданного теплового режима, определяющего долговечность материалов электролизной установки, можно судить по температуре газов на выходе из электролизера. При проверке давления водорода и кислорода в системе необходимо убедиться в отсутствии перепада давлений между водородом и кислородом, что является основным условием безопасности. Рост давления также возможен, если закрыт один из вентилей подачи водорода в ресиверы и к потребителю или замерзла вода, выделившаяся в трубопроводе водорода. Проверка наличия давления инертного газа в ресиверах для водорода указывает на отсутствие утечки и плотность закрытия вентилей. 5.13.5. Для проверки исправности автоматических газоанализаторов 1 раз в сутки должен проводиться химический анализ содержания кислорода в водороде и водорода в кислороде. При неисправности одного из автоматических газоанализаторов соответствующий химический анализ должен проводиться каждые 2 ч. Так как в электролитическом водороде имеется только примесь кислорода, анализ сводится к определению этой примеси. Проще всего поглотить кислород в измеренном объеме газа, оставшийся объем можно принять за водород. Такой химический анализ обычно выполняется на газоанализаторе КГА2-1. Анализ кислорода, содержащего водород в качестве примеси, производится с помощью газоанализатора Гемпеля (ГК-1) путем поглощения кислорода медно-аммиач- ным раствором и измерения объема непоглощенной части пробы. Преимущество анализа кислорода на электролизных установках прибором Гемпеля заключается в том, что при любых ошибках персонала в проведении анализа показания будут занижаться (фактически чистота кислорода будет выше измеренной). Это повышает безопасность эксплуатации установки. Для анализа кислорода можно пользоваться также петлей с окисью меди газоанализатора КГА2-1. Однако этот метод значительно сложнее и занимает большое время. Лучшие результаты могут быть достигнуты при определении примеси водорода в кислороде на приставке к газоанализатору КГА2-1, представляющей собой стеклянную трубку с катализатором, при пропускании газа через которую содержащийся в газе водород соединяется с кислородом. 5.13.6. На регуляторах давления водорода и кислорода и на ресиверах предохранительные клапаны должны быть отрегулированы на давление, равное 1,15 номинального. Предохранительные клапаны на регуляторах давления должны проверяться не реже 1 раза в 6 мес, а предохранительные клапаны на ресиверах- не реже 1 раза в 2 года. Предохранительные клапаны должны допытываться на стенде азотом или чистым воздухом. 319
Проверка предохранительных клапанов перед пуском установки и в процессе ее эксплуатации производится на стенде. Проверяется установочное давление, плотность затвора и разъемных соединений. Предохранительные клапаны электролизных установок не имеют приспособлений для принудительного открывания их во время работы, так как проверка предохранительных клапанов на аппаратах установки недопустима и может привести к смешению газов и взрыву. Перед проверкой клапанов электролизная установка должна быть отключена и продута азотом; ресиверы должны быть отключены, заглушены и продуты углекислотой (или азотом) и затем воздухом. Каждая проверка предохранительного клапана должна фиксироваться в специальном журнале. 5.13.7. На трубопроводах подачи водорода и кислорода в ресиверах, а также на трубопроводе подачи обессоленной воды (конденсата) в питательные баки должны быть установлены газоплотные обратные клапаны. Обратные клапаны необходимы для предупреждения проникновения водорода и кислорода в аппараты электролизной установки при ее отключении технологической защитой. Газоплотность обратных клапанов должна периодически (не реже 1 раза в 3 мес.) проверяться. Для проверки электролизную установку отключают, закрывают вентили на трубопроводах водорода и кислорода, выпускают в атмосферу газы из участков труб перед обратными клапанами, затем фиксируют отсутствие роста давления на этих участках по манометрам. На трубопроводах подачи конденсата (обессоленной воды) в питательные баки также должны быть установлены обратные клапаны, которые предотвращают пере- давливание воды и водорода из питательных баков в трубопроводы. Эти клапаны также должны периодически проверяться на плотность. 5.13.8. Для питания электролизера должна применяться дистиллированная вода (обессоленная вода, конденсат). При этом удельная электропроводность воды должна быть не более 5 мкСм/см (или удельное сопротивление не менее 200 кОм/см). Для приготовления электролита должен применяться гидрат окиси калия (КОН): технический высшего сорта (ГОСТ 9285-78), поставляемый в виде чешуек или марок ЧДА, Ч (ГОСТ 24363-80). Степень очистки воды, питающей электролизер, от солей имеет первостепенное значение для длительного сохранения оптимальных технологических показателей работы электролизеров. Соли накапливаются в электролите, оседают на диафрагмах и электродах электролизера. Особую опасность представляет попадание в электролизеры продуктов коррозии - окислов железа, так как они, восстанавливаясь на катодах, образуют губчатое железо, загрязняющее диафрагменную ткань и способствующее 320
усилению побочных электрохимических процессов и загрязнению газов, вырабатываемых электролизером, главным образом, кислорода. Карбонаты, и в особенности хлориды, накапливаясь в электролите, усиливают коррозию деталей электролизеров. Конденсат или обессоленная вода на тепловых электростанциях обычно обладают достаточной чистотой для питания электролизеров. При подаче воды в питательные баки электролизной установки следует дренировать первые порции воды, имеющие повышенное содержание железа. 5.13.9. Чистота водорода, вырабатываемого электролизными установками, должна быть не ниже 99,5 % (в электролизных установках СЭУ-4М и СЭУ-8М не ниже 99 %), а кислорода - не ниже 98,5 %. Подъем давления газов в аппаратах до номинального значения разрешается только после достижения указанной чистоты водорода и кислорода. Нормально работающая электролизная установка производит газы высокой чистоты. При работе с низкими нагрузками чистота газов (в особенности кислорода) может снижаться. Чистота может снижаться также при нарушениях в работе элеюролизе- ров (закупорке отверстий в диафрагменных рамах, разрыве асбестовой диафрагмен- ной ткани, загрязнении аппарата шламом). Наибольшую опасность представляет резкое снижение чистоты водорода и кислорода с образованием в одном из аппаратов взрывоопасной смеси кислорода с водородом. Это возможно при неправильном по полярности подключении к электролизеру источника тока, а также при перемагничивании генераторов постоянного тока после кратковременного отключения. Для предупреждения этого полярность электролизеров перед пуском обязательно должна проверяться, а в цепи постоянного тока должно быть реле обратного тока, предотвращающее работу электролизера с обратной полярностью. Опасное загрязнение одного из газов может также произойти при прямом проскоке водорода в кислород (или кислорода в водород) при снижении уровня воды в системе. Во всех случаях загрязнения кислорода и снижения его чистоты ниже 98,0 % или загрязнения водорода и снижения его чистоты ниже 99,0 % электролизер должен быть отключен, давление газов в системе снижено до 0,1-0,2 кгс/см2 (10-20 кПа), и в систему подан азот для продувки. Нельзя поднимать давление в аппаратах, если нет уверенности в высокой чистоте водорода и кислорода, так как опасность взрыва возрастает с повышением давления. 5.13.10. Температура электролита в электролизере должна быть не выше 80 °С, а разность температур наиболее горячих и холодных ячеек электролизера - не выше 20 °С. Основное значение в поддержании стабильного теплового режима аппарата имеет отвод тепла циркулирующим в системе электролитом. Чем быстрее движется элект- 321
ролит, тем меньше он должен охлаждаться в разделительных колонках для того, чтобы температура ячеек, находящихся далеко от колонок, не повышалась до недопустимой. Поэтому при условии циркуляции наиболее горячие ячейки мало отличаются по температуре от интенсивно охлаждаемых. Однако неравномерность нагрева разноудаленных от циркуляционного контура ячеек при усилении естественной циркуляции полностью не устраняется, особенно для электролизеров СЭУ-4М, имеющих высокую плотность тока, и для электролизеров СЭУ-20 с узкими каналами. Неравномерность увеличивается в том случае, если применяются торцовый отвод газов и торцовый подвод электролита. Темперазуру электролита определяют по показаниям термометров, установленных на выходе газов из электролизера. Дополнительно контролируется температура отдельных ячеек электролизера. Этот вид контроля на большинстве установок осуществляется с помощью жидкостных термометров, которые укрепляются или укладываются на ячейки и изолируются асбестом. Можно контролировать температуру отдельных ячеек электролизеров с помощью термощупов. В электролизерах с центральным отводом газов и подводом электролита наиболее нагретыми являются пятые-десятые ячейки от монополярных плит, наиболее холодными - центральные ячейки. В электролизерах с торцовым отводом газов и подводом электролита наиболее горячими являются двадцатые-двадцать пятые ячейки от разделительных колонок, а при наличии устройства для двустороннего подвода электролита - центральные ячейки. При устойчивом увеличении температурной неравномерности по длине электролизера до 20 °С и выше необходимо ограничить токовую нагрузку или снизить давление газов, чтобы температура наиболее горячих ячеек не превышала 80 °С. 5.13.11. При использовании кислорода для нужд электростанции давление в ресиверах кислорода должно автоматически поддерживаться ниже давления в ресиверах водорода. При нормальной работе электролизной установки водород аккумулируется в ресиверах и расходуется при большем давлении, чем кислород. Схема автоматического поддержания равенства давлений газов работает таким образом, что клапан регулято- ра-промывателя кислорода большей частью закрыт, в то время как клапан регулято- ра-промывателя водорода практически всегда открыт. Водород свободно проходит в ресиверы и к потребителям, а кислород накапливается в газовом пространстве регулятора-промывателя. Поэтому давление кислорода внутри установки растет быстрее, чем давление водорода, поплавок в ре- гуляторе-промывателе кислорода опускается и открывает клапан для выхода избытка газа. Так как уровень воды в регуляторе-промывателе кислорода определяется высотой открытия поплавкового клапана, а уровень воды в регуляторе-промывателе водорода определяется высотой подпитывающего штуцера, то подпитка системы водой из уравнительного бака производится в регуля- тор-промыватель водорода. 322
Если давление кислорода в ресиверах в какой-то момент станет выше, чем давление водорода, система регулирования должна будет ограничивать выпуск водорода из установки в ресиверы, при этом рабочим органом регулирующей системы станет клапан в регуляторе-промывателе водорода, который должен будет периодически открываться и выпускать избыток водорода в ресиверы, находящиеся под меньшим давлением, чем система. Уровень воды в регуляторе давления водорода поднимется до высоты закрытия клапана, а в регуляторе давления кислорода уровень воды будет опускаться по мере ее расходования на электролиз. При этом штуцер автоматической подпитки в промы- вателе водорода будет закрыт водой и подпитка происходить не будет. Установка через некоторое время отключится автоматической защитой от увеличения перепада давлений между газами. Для предотвращения этого процесса и должно выполняться указанное выше требование. 5.13.12. Перед включением электролизера в работу все аппараты и трубопроводы должны быть продуты азотом* Чистота азота для продувки должна быть не ниже 97,5 %. Продувка считается законченной, если содержание азота в выдуваемом газе достигает 97 %. Продувка аппаратуры электролизеров углекислым газом запрещается. Продувка азотом всех аппаратов и трубопроводов электролизной установки перед пуском необходима для предупреждения образования взрывоопасной смеси водорода с воздухом. Для продувки может применяться азот, содержащий не более 2,5 % кислорода. Азот удобнее всего подводить к питательному коллектору электролизера- в этом случае продуваются равномерно и водородная и кислородная аппаратура. Исключение должно быть сделано только для установок, у которых питательный коллектор соединяется с анодной зоной ячеек. Для этих аппаратов подвод азота нужно осуществлять в трубопровод, соединяющий по электролиту разделительные колонки, располагая трубопровод подвода азота ближе к разделительной колонке для водорода. Давление азота при продувке должно поддерживаться в рампе в пределах 2-3 кгс/см2 (200-300 кПа), расход азота регулируется вентилем на входе азота в систему электролизера. Продувка обычно ведется по рабочей схеме таким образом, чтобы азот последовательно проходил все аппараты и трубопроводы и выбрасывался в атмосферу в последнем звене технологической цепочки перед обратным клапаном, отсекающим ресиверы. При продувке проверяют работу указателей уровня, манометров и поплавковых рсгуляторов-промывателей газов. Одновременно с водородной частью установки продувают и кислородную, что необходимо для регулирования давлений и уровней. Продувку кислородной стороны производят с выпуском газа через гидрозатвор. Окончание продувки определяют по химическому анализу газа. Если выдуваемый газ содержит более 97 % азота (менее 3 % кислорода), установка считается про- 323
дутой, можно закрыть подачу азота и вентили для выпуска газов в атмосферу. До пуска установка должна находиться под небольшим избыточным давлением азота, равным высоте столба воды в гидрозатворе для кислорода. Нельзя пользоваться для продувки аппаратуры углекислым газом, так как он интенсивно поглощается электролитом с образованием карбоната. 5.13.13. Подключение электролизера к ресиверам, находящимся под давлением водорода, должно осуществляться при превышении давления в системе электролизера по отношению к давлению в ресиверах не менее чем на 0,5 кгс/см2 (50 кПа). При обслуживании электролизных установок следует избегать резких изменений давления в аппаратах. Поэтому не следует подключать установку к ресиверам при большой разности давлений. Однако превышение давления водорода в электролизере над давлением в ресиверах не должно быть менее 0,5 кгс/см2 (50 кПа), так как при неплотности обратного клапана на трубопроводе и отсутствии превышения давления в системе возможно протекание водорода из ресиверов в аппараты установки с нарушением нормальной работы регулирующей системы. 5.13.14. Для вытеснения воздуха или водорода из ресиверов должен применяться углекислый газ или азот. Воздух должен вытесняться углекислым газом до тех пор, пока содержание углекислого газа в верхней части ресиверов не достигнет 85 %, а при вытеснении водорода - 95 %. Вытеснение воздуха или водорода азотом должно производиться, пока содержание азота в выдуваемом газе не достигает 97 %. При необходимости внутреннего осмотра ресиверов они должны предварительно продуваться воздухом до тех пор, пока содержание кислорода в выдуваемом газе не достигнет 20 %. Азот или углекислый газ должен вытесняться водородом из ресиверов, пока в их нижней части содержание водорода не достигнет 99 %. Продувка заполненных воздухом ресиверов инертным газом является обязательной, вытеснение воздуха из ресиверов непосредственно водородом, во избежание образования взрывоопасной смеси, запрещается. Углекислый газ подают в нижнюю часть ресивера, а воздух выпускают из верхней части (азот можно вводить и в верхнюю часть ресивера). Обычно для продувки одного ресивера вместимостью Юм3 требуется 1,5 баллона углекислоты или 4-5 баллонов азота. Углекислый газ больше сужает границы воспламеняемости смеси водорода с воздухом, чем азот. Так, например, смесь водорода с кислородом и азотом не взрывается при содержании в ней азота 94 % и выше, а смесь водорода с кислородом и углекислотой не взрывается при содержании углекислоты 89 % и выше. После окончания 324
продувки ресиверов инертным газом необходимо поднять в них давление до 0,1-0,2 кгс/см2 (10-20 кПа) и закрыть все вентили, кроме кранов манометров. Для удаления азота или углекислого газа водород подается в верхнюю часть ресивера, а инертный газ удаляется из нижней части. Вытеснение азота или углекислого газа производится до тех пор, пока содержание водорода в выдуваемом из ресиверов газе не повысится до 99,0 %. Тогда можно закрыть продувочные вентили и приступить к повышению в ресиверах давления. При вытеснении водорода углекислым газом продувка производится до содержания углекислого газа в верхней зоне ресиверов не менее 95 %, так как такая смесь с запасом обеспечивает невзрывоопасность газа при его смешении с воздухом в любой пропорции. При вытеснении водорода азопгом содержание последнего в верхней зоне ресиверов не должно быть менее 97 %, т.е. содержание водорода не должно быть более 3 %. Продувка ресиверов воздухом перед внутренним осмотром обязательна для обеспечения безопасности персонала. При выводе ресивера или группы ресиверов в ремонт или при подготовке их к внутреннему осмотру заглушки на трубопроводах, связывающих эти ресиверы с другими, находящимися под давлением водорода, должны устанавливаться после вытеснения водорода инертным газом и перед продувкой ресиверов воздухом. Если устанавливать заглушки после продувки ресиверов воздухом, то за промежуток времени между продувкой ресиверов и их отглушением водород через неплотности вентилей может попасть в эти ресиверы. 5.13.15. В процессе эксплуатации электролизной установки должны проверяться: • плотность электролита - не реже 1 раза в месяц; • напряжение на ячейках электролизеров - не реже 1 раза в 6 мес; • действие технологических защит, предупредительной и аварийной сигнализации и состояние обратных клапанов - не реже 1 раза в 3 мес. При работе электролизеров плотность электролита постепенно снижается вследствие уноса щелочного тумана газами (особенно кислородом), а также в результате промывок электролизеров, остановок с откачкой электролита, утечек электролита и т.д. Плотность электролита проверяется с помощью денсиметров, погружаемых в охлажденный до комнатной температуры раствор. При необходимости концентрация щелочи корректируется. Считается нормальной плотность электролита 1,28-1,32 г/см3. Напряжение на ячейках электролизеров проверяется с целью своевременного выявления нарушений циркуляции электролита в отдельных ячейках, КЗ и других неполадок. Действие технологических защит и сигнализации проверяется путем замыкания контактов вторичных приборов газоанализаторов, контактов электроконтактного манометра, смещением уровней в регуляторах давления более чем на 200 мм в ту и в другую сторону. Состояние обратных клапанов проверяется в соответствии с п. 5.13.7. 325
5.13 Л б. При работе установки сорбционной осушки водорода или кислорода переключение адсорберов-осушителей должно выполняться по графику. При осушке водорода методом охлаждения температура водорода на выходе из испарителя должна быть не выше минус 5 °С. Для оттаивания испаритель должен периодически по графику отключаться. Максимальная влагоемкость силикагеля составляет примерно 30 % по массе. Однако не следует допускать насыщения сорбента водой, так как при этом затруднится процесс регенерации. Поэтому в расчетах принимают влагоемкость силикагеля, равной 7 % по массе и исходя из этого переключают адсорберы-осушители по графику, не дожидаясь насыщения. Обычно достаточно при непрерывной работе установки выводить адсорбер на регенерацию 2-3 раза в неделю. При оттаивании водород должен проходить в ресиверы помимо испарителя, чтобы не увлечь с собой воду из него. 5.13.17. При отключении электролизной установки на срок до 1 ч разрешается оставлять аппаратуру под номинальным давлением газа, при этом сигнализация повышения разности давлений в регуляторах давления кислорода должна быть включена. При отключении электролизной установки на срок до 4 ч давление газов в аппаратах должно быть понижено до 0,1-0,2 кгс/см2 (10-20 кПа), а при отключении на срок более 4 ч аппараты и трубопроводы должны быть продуты азотом. Продувка должна выполняться также во всех случаях вывода электролизера из работы при обнаружении неисправности. Перед планируемым отключением электролизной установки закрывают вентили на трубопроводах автоматической подпитки разделительных колонок - это необходимо для предупреждения разбавления электролита в электролизере водой. При снижении нагрузки (и тем более при отключении электролизера) газонаполнение электролита падает, и в разделительные колонки поступает вода из промывателей и регуляторов давления. Снижение давления газов в системе при отключении электролизной установки является обязательным, так как, если газы останутся под рабочим давлением, они будут растворяться в воде, заполняющей регуляторы-промыватели, и за счет взаимной диффузии через воду загрязнять друг друга. При низком давлении газов [0,1-0,2 кгс/см2 (10-20 кПа)] такой опасности нет, поэтому, если установка отключается на срок менее 4 ч, можно снизить давление и не продувать аппараты азотом; если же отключение планируется на более длительное время или оно связано с необходимостью откачки электролита, промывки электроли- 326
зера, со вскрытием аппаратов или проведением в помещении сварочных работ, продувка азотом является обязательной. Продувка азотом после отключения установки производится по такой же схеме, как предпусковая продувка. Отличие заключается в том, что в выдуваемом газе перед, окончанием продувки должно быть определено отсутствие водорода. Питательный бак азотом обычно не продувается, так как он после отключения, как правило, заполняется водой. Сразу же после отключения электролизера прекращается подача газа в датчики автоматических газоанализаторов и отключается питание последних. Дифференциальный манометр (или другое устройство, контролирующее перепад давлений между водородом и кислородом) должен быть оставлен в работе и после отключения установки, чтобы дать сигнал о перемещении уровней в аппаратах, возможном и на отключенной установке. 5.13.18. При работе на электролизной установке одного электролизера и нахождении другого в резерве вентили выпуска водорода и кислорода в атмосферу на резервном электролизере должны быть открыты. При закрытых вентилях выпуска водорода и кислорода в атмосферу у аппаратов резервного электролизера возможно проникновение водорода и кислорода в эти аппараты из находящихся под давлением аппаратов работающего электролизера через вентили, которые могут оказаться неплотными. Давление газов в аппаратах резервного электролизера может повыситься, уровни воды могут сместиться и водород может смещаться с кислородом. При открытых вентилях резервного электролизера такой опасности нет. 5.13.19. Промывка электролизеров, проверка усилия затяжки их ячеек и ревизия арматуры должны проводиться 1 раз в б мес. Текущий ремонт, включающий вышеупомянутые работы, а также разборку электролизеров с заменой прокладок, промывку и очистку диафрагм и электродов и замену дефектных деталей, должен осуществляться 1 раз в 3 года. Капитальный ремонт с заменой асбестовой ткани на диафраг- менных рамах должен производиться 1 раз в 6 лет. При отсутствии утечек электролита из электролизеров и сохранении нормальных параметров технологического режима допускается удлинение срока работы электролизной установки между текущими и капитальными ремонтами по решению технического руководителя энергообъекта. В процессе эксплуатации электролизеров, особенно в первый год после пуска установки, прокладки из паронита дают дополнительную усадку; усилие затяжки 327
болтов снижается. Кроме того прокладки при длительной эксплуатации электролизеров стареют вследствие соприкосновения с горячим концентрированным раствором щелочи и кислородом и начинают пропускать электролит. Выступающие капли электролита поглощают углекислый газ из воздуха и образуют на ячейках наросты карбонатов, ухудшающие изоляцию ячеек друг от друга и от стяжных болтов. Для предотвращения появления утечек рекомендуется в процессе эксплуатации периодически подтягивать болты электролизера, поддерживая на них постоянные усилия. Контроль должен вестись по усадке тарельчатых пружин и по длине пакета ячеек. При появлении в прокладках значительной утечки электролита в виде струи или капель и невозможности устранить эту течь путем затяжки электролизер должен быть выведен в текущий ремонт для замены прокладок. Если электролизер, благодаря работе с низкой температурой электролита, правильной сборке или применению особых мероприятий (например, обмотки прокладок лентой из фторопласта) работает без утечек электролита, текущий ремонт может быть отложен с составлением акта об удовлетворительном состоянии прокладок и отсутствии утечек электролита. Срок службы диафрагм и металлических деталей электролизера определяется температурой электролита и чистотой воды, питающей электролизер. Основанием для проведения капитального ремонта электролизера является снижение чистоты одного из газов, вызванное загрязнением диафрагм губчатым железом или солями, коррозией электродов и диаф- рагменных рам. Срок работы электролизеров между капитальными ремонтами может быть удлинен, если при текущем ремонте не обнаружены повреждения диафрагм, заклепок, а также если до вывода в текущий ремонт электролизер вырабатывал чистые газы. 5.13.20. Трубопроводы электролизной установки должны окрашиваться в соответствии с ГОСТ 14202-69; окраска аппаратов должна выполняться по цвету окраски трубопроводов соответствующего газа; окраска ресиверов - светлой краской с кольцами по цвету окраски трубопроводов соответствующего газа. Пример окраски трубопроводов электролизной установки, выполненной в соответствии с требованиями ГОСТ 14202-69 «Трубопроводы промышленных предприятий. Опознавательная окраска, предупреждающие знаки и маркировочные щитки», приведен в табл. 5.13.1. 328
Таблица 5.13.1 Окраска трубопроводов на электролизных установках Транспортируемое вещество Водород Азот Углекислый газ Кислород Воздух Вода Конденсат Пар Электролит Цвет опознавательной окраски трубопровода Желтый Желтый Желтый Синий Синий Зеленый Зеленый Красный Фиолетовый Количество, цвет предупреждаю- щих колец Одно, красное Одно, желтое с черными каемками Тоже « « Одно зеленое с белыми каемками Тоже Одно, желтое Тоже Цифровое обозначение вида вещества 4.5 5.1 5.4 3.7 3.5 1.2 1.8 2.3 7.2 Наименование предупреждающего знака «Взрывоопасные вещества» «Прочие виды опасности» Тоже «Взрывоопасные вещества» «Безопасность или нейтральность» Тоже Тоже «Прочие виды опасности» «Прочие виды опасности»
Глава 5.14 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ МАСЛА 5.14.1. При эксплуатации энергетических масел должны быть обеспечены: надежная работа технологических систем маслонаполненно- го оборудования; сохранение эксплуатационных свойств масел; сбор и регенерация отработанных масел в целях повторного применения по прямому назначению. Трансформаторные масла являются жидкими диэлектриками, которые обеспечивают надежную изоляцию в электрических маслонаполненных аппаратах (силовые и измерительные трансформаторы, реакторы, высоковольтные вводы и др.) и охлаждение их активной части. В масляных выключателях и устройствах РПН масла служат для гашения электрической дуги. Турбинные масла предназначены для смазывания и охлаждения узлов трения турбо- и гидроагрегатов, вспомогательного оборудования, а также являются рабочей гидравлической жидкостью в системах регулирования и уплотнения вала турбоагрегатов. Компрессорные масла используются в системах сжатия и смазки поршневых компрессоров. Индустриальные масла применяются для смазывания узлов и механизмов вспомогательного оборудования. Во время работы в оборудовании эксплуатационные свойства трансформаторных, турбинных, компрессорных и индустриальных масел постепенно ухудшаются. Основные причины этого - загрязнение масла водой и механическими примесями и его термоокислительное старение. Скорость и степень ухудшения эксплуатационных свойств масел вследствие вышеуказанных причин определяют срок его службы в оборудовании. В масла могут попадать пыль и влага из окружающей среды при «дыхании» оборудования, а также продукты коррозии, износа и старения конструкционных материалов, образующиеся внутри маслосистем. Вода может попадать в маслосистемы паровых турбин через концевые уплотнения и неплотности других узлов. При эксплуатации трансформаторов, реакторов и другого электрооборудования вода образуется в результате старения твердой изоляции и масла. Даже незначительные загрязнения трансформаторных масел механическими примесями и водой приводят к ухудшению их диэлектрических свойств и снижению пробивного напряжения, являющегося основным и важнейшим показателем качества масла, который характеризует надежность работы изоляции маслонаполненного электрооборудования. 330
Загрязнение турбинных, компрессорных и индустриальных масел водой и механическими примесями нарушает нормальный режим смазки трущихся поверхностей (подшипники, редукторы, поршни серводвигателей и т.д.), вызывает их повышенный износ и может вызвать заедание механизмов. Значительный уровень загрязнения масла может привести к возникновению аварийных ситуаций. Процесс термоокислительного старения масел в оборудовании в значительной степени ускоряется при повышении температуры, напряженности электрического поля, концентрации кислорода в масле и степени его загрязнения, а также катализируется металлами. Основной причиной старения масла является окисление его углеводородных компонентов кислородом воздуха. Воздействие высоких температур и налряжен- ностей электрического поля может приводить к разложению (разрушению) масла. Шлам, образующийся в трансформаторном масле, ухудшает охлаждение активной части электрооборудования и электрические характеристики твердой изоляции, а также способствует ее постепенному разрушению. Появление шлама в смазочных маслах (турбинном и индустриальном) вызывает нарушение нормального режима смазывания и охлаждения трущихся поверхностей. Даже незначительное количество шлама, оставшегося в маслосистеме оборудования после ремонта, может вызвать резкое ухудшение качества вновь залитого масла. Обеспечение требуемой чистоты маслосистем энергетического оборудования при заливе масла после монтажа или ремонта является одним из основных факторов, обеспечивающих надежность их работы и продолжительные сроки службы масел. Очистку новых систем турбоагрегатов проводят методом «чистого монтажа» с последующей гидродинамической промывкой, возможно также применение различных химических реагентов для очистки и пассивации внутренних поверхностей трубопроводов (например, ортофосфорной кислоты, острого пара и др.). Применяемая на электростанциях гидродинамическая промывка для старых маслосистем турбоагрегатов малоэффективна. Так для повышения надежности работы оборудования и продления службы турбинного масла применяется более современный пневмогидроимпульсный метод. Кроме того при промывке отдельных узлов (например, маслоохладителей) могут применяться различные химические препараты и реагенты. Современные подходы к вопросам эксплуатации масел в энергетическом оборудовании предусматривают не только использование масел высокого качества и регулярную очистку маслосистем, но и постоянное сохранение высокого уровня чистоты в процессе работы. Это позволяет увеличить срок службы масла, снизить затраты на обслуживание маслосистем и повысить надежность их эксплуатации. Обеспечить требуемую чистоту масла в процессе работы возможно только при условии постоянного контроля и применения высокоэффективных средств очистки. Раньше ремонты энергетического оборудования проводились в установленные сроки, а в настоящее время осуществляется переход к ремонтам в зависимости от технического состояния оборудования. Поэтому становится актуальным сохранить эксплуатационные свойства масел на высоком уровне для продления межремонтного периода. 331
Следует отметить, что намного проще и дешевле существенно замедлить интенсивное старение и загрязнение масел, чем проводить ремонт оборудования и очистку маслосистем, вызванных необходимостью замены масел. Основными способами сохранения эксплуатационных свойств трансформаторного масла и замедления его старения являются: - применение специальных средств защиты масла от окисления и увлажнения (пленочная или азотная), полная герметизация электрооборудования; -стабилизация масла антиокислительной присадкой АГИДОЛ-1 (ионол или 2,6-дитребутил-4-метилфенол) и поддержание ее оптимальной концентрации при эксплуатации; - непрерывная регенерация крупнопористым адсорбентом масла, залитого в электрооборудование, посредством термосифонных (ТСФ) или адсорбционных (АФ) фильтров; - эффективное охлаждение масла; - защита масла от увлажнения и загрязнения из окружающей среды в электрооборудовании со «свободным дыханием» при помощи воздухоосушительных фильтров (ВОФ); - своевременное принятие мер по восстановлению эксплуатационных свойств масла, непосредственно в оборудовании с помощью передвижных средств очистки и регенерации; - совершенствование системы контроля качества и оснащение химлабораторий современными методами и приборами. Использование специальных средств защиты (пленочная или азотная) и полная герметизация электрооборудования позволяют, практически, полностью устранить контакт масла с кислородом воздуха и атмосферной влагой и значительно увеличить срок его службы. Особенно это актуально для электрооборудования, работающего в зонах с повышенной загрязненностью окружающей среды, например, крупных промышленных предприятий. Все отечественные трансформаторные масла, выпускаемые в настоящее время, содержат антиокислительную присадку АГИДОЛ-1 (ионол). Применение данной присадки позволяет значительно повысить устойчивость масла к окислению (т.е. улучшить стабильность против окисления) и увеличить срок его службы в электрооборудовании. Концентрация присадки АГИДОЛ-1 в трансформаторном масле, обеспечивающая надежную защиту от старения, составляет не менее 0,2 % его массы. При эксплуатации масла вследствие его старения концентрация присадки постоянно снижается (идет ее естественный расход) и, как правило, при концентрации менее 0,1 % массы (зависит от марки масла) она уже не обеспечивает надежной защиты масла от окисления и поэтому требуется ее дополнительное введение в эксплуатационное масло. Способы введения присадки в трансформаторное масло приведены в РД 34.43.105 «Методические указания по эксплуатации трансформаторных масел» и РД 34.43.104 «Методические указания по вводу присадок в энергетические масла». Непрерывная регенерация трансформаторного масла крупнопористым адсорбентом с помощью ТСФ и АФ позволяет не только значительно замедлить старение масла, но и восстановить его эксплуатационные свойства, если такие показатели каче- 332
ства как кислотное число, содержание водорастворимых кислот и (или) ($6 достигли области «риска», чтобы избежать необходимости замены масла. Эффективное охлаждение масла и правильная эксплуатация ВОФ способствует сохранению эксплуатационных свойств трансформаторного масла в пределах требований нормативно-технических документов в течение продолжительного времени. Основными способами сохранения эксплуатационных свойств турбинных масел и замедлении их старения являются: - применение композиции присадок: антиокислительной АГИДОЛ-1, антикоррозионной (В-15/41) и деэмульгирующей (Д-157) - для повышения качества масла; - эффективная очистка масла от загрязнения водой и механическими примесями в течение всего времени эксплуатации; - эффективное охлаждение масла; - обновление эксплуатационного масла доливом свежего; - деаэрация масла в маслобаке; - совершенствование системы контроля качества и оснащение химлабораторий современными методами и приборами. Применение современных композиций присадок позволит значительно повысить качество свежих масел, улучшить их устойчивость к окислению, антикоррозионные и водоотделяющие свойства. При эксплуатации масел концентрация присадок уменьшается, при этом эксплуатационные свойства масел ухудшаются. Поэтому своевременное введение в эксплуатационное турбинное масло присадок в оптимальных количествах (ДБК - 0,5 % массы; В-15/41 - 0,02 % массы; Д-157 - 0,02 % массы) позволяет продлить срок его службы в агрегатах (см. РД 34.43.102-96 «Инструкция по эксплуатации нефтяных турбинных масел»). Турбинное масло Тп-30, предназначенное для использования в маслосистемах гидроагрегатов, кроме вышеперечисленной композиции присадок содержит многофункциональную присадку ДФ-11 (0,5 % массы) и антипенную присадку ПМС-200 (0,02 % массы). Ввод композиции присадок в турбинное масло следует осуществлять на основании требований РД 34.43.104 «Методические указания по вводу присадок в энергетические масла». Перед вводом присадок следует определить восприимчивость масла к их действию в лаборатории и стабилизацию выполнять только при условии удовлетворительной восприимчивости. Эффективная очистка турбинных масел от воды, механических примесей, шлама и других загрязнений в наибольшей мере способствует продлению срока их службы в оборудовании и восстановлению их эксплуатационных свойств. Для этого агрегаты оборудуются специальными штатными маслоочистительными устройствами и установками, фильтрами очистки масел различных конструкций, плоскими вертикальными сетками, которые устанавливаются в маслобаках турбоагрегатов. В случае необходимости могут быть использованы дополнительные средства очистки и (или) регенерации масла, которые подключаются к маслосистеме временно и отключаются после достижения требуемого уровня чистоты и (или) восстановления других эксплуатационных свойств. 333
Для охлаждения масла используются специальные маслоохладители, представляющие собой кожухотрубчатые теплообменники различных конструкций. В межтрубное пространство таких теплообменников, как правило, подается охлаждаемое масло, а в пучки труб - охлаждающая вода. Для замедления старения турбинного масла важна его непрерывная деаэрация, так как насыщение его кислородом воздуха способствует ускорению окисления масла. Частота и объем доливок свежего турбинного масла в системе агрегатов оказывает значительное влияние на продолжительность срока службы масла в оборудовании. В некоторых турбинах, где степень долива относительно высока, наблюдается достаточно продолжительный срок службы турбинного масла, так как долив свежего масла может компенсировать ухудшение свойств эксплуатационного масла в результате старения. При невозможности восстановления эксплуатационных свойств состарившихся масел непосредственно в оборудовании или при необходимости их слива из оборудования в период капитальных ремонтов масла могут регенерироваться на маслохозяй- ствах. Для этого организуется сбор отработанных масел. Отработанным считается масло, слитое из оборудования в случае превышения одного или нескольких показателей качества браковочных значений, и (или) по истечении установленного срока службы. Отработанные масла собираются с помощью передвижных емкостей или сливаются из оборудования на маслохозяйство по стационарному трубопроводу. Цель регенерации заключается в получении из масел отработанных, масел пригодных к дальнейшему повторному применению, отвечающих полностью требованиям нормативно-технических документов к таким маслам. Регенерация масел на маслохозяйстве предусматривает их очистку от механических примесей, воды и шлама, снижение кислотного числа и содержания водорастворимых кислот, а также восстановление значений других показателей качества масел до требований НТД. Для регенерации отработанных масел и восстановления их эксплуатационных свойств непосредственно в оборудовании на энергопредприятиях используются, в основном, адсорбционные технологии (контактная или перколяционная очистка). Представляет интерес применение для этих целей мембранных технологий (микро- или ультрафильтрация). После регенерации масла целесообразно стабилизировать присадками. Если на энергопредприятиях отсутствует возможность регенерации отработанных масел с целью их повторного применения по прямому назначению, то необходимо организовать их утилизацию путем сдачи на НПЗ или в другие специализированные организации. Утилизация масел на энергопредприятиях в качестве компонентов жидкого топлива возможна, если они не содержат веществ, дающих при сжигании вредные выбросы (например, хлорированные бифенилы в электроизоляционных маслах). Следует стремиться к внедрению малоотходных или безотходных технологий очистки и регенерации масел, так как необходимость утилизации отходов (отработанных реагентов, сорбентов и других материалов, применяемых для обработки масла) может создать проблемы для энергопредприятий. Основным методом регенерации масел на энергопредприятиях является перколя- ционная регенерация крупнопористыми сорбентами (активная окись алюминия марок 334
АОА-1 и АОА-2 ГОСТ 8136-85, силикагель марок КСКГ и ШСКГ ГОСТ 3956-76 и др.). Регенерация масла может проводится на специальных адсорберах по технологической схеме, указанной на рис. 5.14.1. Рис. 5.14.1. Технологическая схема перколяционной регенерации энергетических масел крупнопористыми сорбентами: 1 - емкости для отработанного и регенерированного масла; 2 - воздухоосушительные фильтры, 3 - маслонасос; 4 - подогреватель масла; 5 - адсорберы; о'- фильтр тонкой очистки; 7 - трубопроводы; 8 - задвижки Примечания! Вместо маслонасоса и подогревателя можно использовать установку ПСМ2-4 или другое маслоочистительное оборудование, оснащенное этими элементами. 2. Рекомендуется использовать насосы с регулируемой подачей. Для подачи нагретого до оптимальной температуры масла на адсорберы можно использовать маслоочистительные машины ПСМ или другие маслсючистительные установки, оборудованные масляными подогревателями и насосами. Заключительной операцией при регенерации крупнопористыми сорбентами обязательно должна являться фильтрация масла для предотвращения уноса мелких частиц сорбента с потоком регенерируемого масла. Наиболее целесообразно для фильтрации трансформаторного масла после его выхода из адсорберов применять фильтры тонкой очистки, обеспечивающие эффективное удаление из масла механических примесей размером более 5 мкм. При регенерации турбинного масла можно применять фильтры и средства очистки различных конструкций, обеспечивающие удаление из масла механических примесей размером более 20 мкм. Для увеличения глубины и эффективности регенерации масел сорбентами необходимо предварительно удалять из них воду, шлам и механические примеси, если степень загрязнения масла ими достаточно значительна. Это позволяет снизить удельный расход сорбентов при регенерации. Для получения после регенерации масел с высокими эксплуатационными свойствами необходимо проведение их последующей стабилизации с помощью присадок. При регенерации масел с помощью синтетических крупнопористых сорбентов 335
значительно повышается экономическая эффективность их использования в случае многократного восстановления и повторного применения сорбентов. Восстановление сорбентов может осуществляться термическим (выжигание нефтепродуктов из пор сорбента кислородом воздуха) или термовакуумным (испарение нефтепродуктов из пор сорбента при нагревании в вакууме) методами; последний метод предпочтителен, так как является более экологически чистым. Большинство типовых проектов хозяйств трансформаторных и турбинных масел базируется на использовании, в основном, маслоочистительных машин серии ПСМ и рамных фильтрпрессов (Полтавский турбомеханический завод, Украина). Эффективность действия ПСМ и фильтропрессов уже не удовлетворяет всем требованиям НТД, предъявляемым к чистоте энергетических масел, подготовленных к заливу в оборудование, особенно трансформаторных масел. В то же время имеется большое количество предложений по новым технологиям, материалам, сорбентам и оборудованию для очистки (регенерации) нефтепродуктов, но они не всегда подходят именно для обработки энергетических масел. Поэтому при оснащении масляных хозяйств весьма важно правильно выбрать современное маслоочистительное оборудование, полностью отвечающее конкретным требованиям энергопредприятий по производительности, эффективности действия и рентабельности применения. Фирмой ОРГРЭС постоянно обобщается опыт применения нового отечественного и зарубежного оборудования для очистки масел, и разработана Инструкция по типовым испытаниям средств очистки и регенерации энергетических масел. При реконструкции масляных хозяйств, чтобы исключить применение малоэффективного или морально устаревшего оборудования, целесообразно привлекать к анализу проектных решений ведущие организации РАО «ЕЭС России» (АО «Фирма ОРГРЭС», ВТИ, ВНИИЭ). Вопросы совершенствования типовых проектов, реконструкции масляных хозяйств, их оснащения современным оборудованием и единые критерии и подходы для оценки эффективности их работы весьма актуальны. Целесообразно отметить, что максимальный эффект для повышения надежности эксплуатации маслонаполненного энергетического оборудования достигается при комплексном решении вопросов, связанных с применением масел: очисткой маслосистем, сохранением качества масла, использованием современных средств очистки (регенерации) масел, совершенствованием системы контроля и реконструкции маслохозяйств. 5.14.2. Все энергетические масла (турбинные, электроизоляционные, компрессорные, индустриальные и др.), принимаемые на энергопредприятиях от поставщиков, должны иметь сертификаты качества или паспорта и быть подвергнуты лабораторному анализу в целях определения их соответствия требованиям стандарта (ГОСТ или ТУ). Масла, не отвечающие требованиям стандарта (ГОСТ и ТУ), в соответствии с которыми они производятся, применять в оборудовании запрещается. 336
Отбор проб масел из транспортных емкостей осуществляется в соответствии с требованиями ГОСТ 2517-85. Для защиты интересов отечественных потребителей масел, в том числе энергетических, была восстановлена деятельность межведомственной комиссии (МВК) по производству и применению топлив, масел, смазок и специальных жидкостей при Госстандарте России. Все изготовители масел должны представлять образец масла на квалификационные испытания, в которых участвуют несколько ведущих организаций: ВНИИНП, ВТИ, НИИ-25, Фирма ОРГРЭС, ВЭИ и др. Вместе с образцом масла производитель представляет материал предъявления, где описан технологический процесс производства масла, комплекс входящих в него присадок, характеристики безопасности и др. На основании квалификационных испытаний оформляется допуск Госстандарта России на производство и применение масла, а также специальный допуск РАО «ЕЭС России». Об этом сообщается в информационных письмах Департамента стратегии развития и научно-технической политики РАО «ЕЭС России». При неоднократных случаях поступления некачественных (некондиционных) масел на энергопредприятия допуск может быть отозван. Использование на энергопредприятиях новых марок энергетических масел, не имеющих допуска РАО «ЮС России» запрещено. Поэтому документация, поступающая вместе с партией масла должна содержать информацию о допуске, чтобы предотвратить возможность применения масел, не допущенных к производству и применению. Если в результате лабораторного анализа пробы определяют, что масло не отвечает полностью требованием стандарта (ГОСТ или ТУ), определяющего технические требования к его качеству, т.е. оно некондиционно, его запрещается применять. При этом необходимо в минимально короткий срок предъявить рекламационную претензию поставщику масла с требованием замены партии масла на кондиционное или компенсации затрат энергопредприятия по восстановлению качества масла собственными силами. Во всех случаях поставки некондиционных масел следует направить соответствующее письмо с копией протокола лабораторных испытаний в РАО «ЕЭС России» (ВТИ или Фирму ОРГРЭС). В рекламации указывается поставщик, дата отгрузки и поступления партии некондиционного масла, количество масла, номер и дата выдачи паспорта с результатами лабораторных испытаний пробы масла, по каким показателям качество масло не удовлетворяет требования стандарта. Особо следует отметить, что если не соблюдается процедура отбора пробы масла из транспортной емкости, регламентированная требованиями ГОСТ 2517-85, претензии к качеству масла, как правило, считаются необоснованными и могут быть отклонены поставщиком масла. Контрольная (вторая) проба масла должна быть подвергнута арбитражному анализу в нейтральной организации в присутствии представителей энергопредприятия и поставщика масла. Некондиционные масла не допускается использовать по прямому назначению, поэтому на энергопредприятии должны быть приняты меры по восстановлению их качества. Для этого необходимо определить возможность восстановления качества 337
таких масел в химической лаборатории и при положительных результатах лабораторных испытаний провести необходимую обработку масел в маслохозяйстве. В случае невозможности восстановления качества некондиционного масла в условиях энергопредприятия вопрос о его использовании должен решаться с привлечением специализированных организаций (АО «Фирма ОРГРЭС», ВТИ, ВНИИНП). 5.14.3. Контроль качества изоляционного масла должен быть организован в соответствии с «Объемом и нормами испытаний электрооборудования». В Объеме и нормах испытания электрооборудования, кроме испытаний самих электрических аппаратов, регламентируются объем и периодичность испытаний проб трансформаторных масел. Надежная и эффективная система лабораторного контроля состояния качества изоляционных масел позволяет определить причины ухудшения их качества, разработать и своевременно предпринять меры по восстановлению их эксплуатационных свойств, обнаружить дефекты и повреждения оборудования, значительно уменьшить риск возникновения аварийных ситуаций и повысить надежность работы маслона- полненного электрооборудования. В Объеме и нормах испытаний электрооборудования определен объем и периодичность следующих видов испытаний изоляционных масел: - приемные испытания свежих масел, поступивших на энергопредприятия от организаций -поставщиков масла; - испытания масел, находящихся на хранении; - испытания подготовленных свежих масел, заливаемых в энергооборудование после монтажа или ремонта; - испытания подготовленных регенерированных и (или) очищенных эксплуатационных масел, заливаемых в энергооборудование после ремонта; - испытания масел, эксплуатируемых в электрооборудовании. Задачи этих видов испытаний различны. Приемные испытания свежих масел направлены на определение соответствия ГОСТам и ТУ партий масел, поступающих на энергопредприятия. Это необходимо сделать в возможно короткие сроки для того, чтобы не допустить приема некондиционного масла, не пригодного для дальнейшего использования по прямому назначению, и предъявить претензию поставщику масла. Испытания масел, находящихся на хранении на энергопредприятии, служат для определения пригодности масла для долива или залива в оборудование в зависимости от области применения масла, типа и класса напряжения оборудования, а также определяют необходимый комплекс операций по их подготовке к заливу (доливу). Данные испытания позволяют своевременно выявить ухудшение качества масла в процессе хранения из-за его загрязнения водой, механическими примесями и т.д. и принять необходимые меры для устранения причин, вызвавших это ухудшение. 338
Испытания масел, подготовленных для залива в электрооборудование, предназначены для определения соответствия их показателей качества требованиям инструкций заводов-изготовителей и других НТД, которые гарантируют надежную работу. Следует обратить внимание на то, что требования ГОСТов или ТУ, определяющих технические требования к качеству масла определенной марки, и требования инструкций завода -изготовителя электрооборудования зачастую различаются. В стандартах не нормируются такие показатели качества, как пробивное напряжение, влагосо- держание, газосодержание и др. Так как значения этих показателей качества могут изменяться при транспортировании масла. В то же время большинство этих показателей являются критериями оценки надежности работы масла как жидкого диэлектрика в оборудовании. Испытания масел, эксплуатируемых в оборудовании, служат для определения соответствия их качества требованиям, обеспечивающим надежную, долговечную и безаварийную работу оборудования. Различают минимальный и расширенный анализ показателей качества, кроме того для эксплуатируемых трансформаторных масел в последнем, 6-м издании Объема и норм испытаний электрооборудования введен дополнительный критерий, который классифицирует масла в зависимости от их состояния на область «нормального состояния», область «риска» и область, когда качество масла уже не обеспечивает необходимой надежности работы и его эксплуатация недопустима. Обычно анализа минимального объема достаточно для контроля состояния масла, оценки его качества и прогнозирования срока его службы в оборудовании. Расширенный объем анализа масла предусматривает определение значений дополнительных показателей его качества, не входящих в минимальный объем контроля. Расширенный анализ масел проводится для определения типа масла, его химического состава с целью более глубокой оценки эксплуатационных свойств (например, при комплексных обследованиях или для импортных масел), а также для определения причин резкого ухудшения качества масел и в случае, когда значения одного или нескольких показателей качества попадают в область риска. Расширенный анализ позволяет более достоверно прогнозировать срок службы масел в оборудовании, выявить причины загрязнения и правильно выбрать необходимые мероприятия по их очистке. Определение дополнительных показателей качества, не входящих в минимальный объем анализа, может выполняться при повреждениях, при обнаружениях дефектов оборудования или комплексных обследованиях электрооборудования. На основании объема и периодичности испытаний проб трансформаторных масел, указанных в Объеме и нормах испытаний электрооборудования, на энергопредприятиях должны составляться специальные календарные графики испытаний. Необходимо осуществлять контроль за соблюдением выполнения испытаний в соответствии с данными графиками. Решение о проведении внеочередного, более частого или расширенного лабораторного контроля показателей качества масел может приниматься персоналом химических лабораторий исходя из конкретных ситуаций, например, при обнаружении дефектов электрооборудования, срабатывании защит электрооборудования, ухудше- 339
нии качества масла, когда один или несколько показателей качества масла попадают в область риска. При проведении испытаний масел чрезвычайно важно правильно осуществлять отбор проб масел из оборудования и емкостей. Небрежный отбор проб масла неизбежно ведет к ошибочным заключениям и зачастую - к лишним трудозатратам персонала энергопредприятий на очистку и регенерацию масел. 5.14.4. Электрооборудование после капитального ремонта должно быть залито изоляционным маслом, удовлетворяющим нормам на свежее сухое масло. В силовые трансформаторы напряжением до 220 кВ включительно допускается заливка эксплуатационного и регенерирующего масла с кислотным числом не более 0,05 мг КОН на 1 г масла, удовлетворяющего нормам на эксплуатационное масло по реакции водной вытяжки, содержанию растворенного шлама, механических примесей и имеющего пробивное напряжение в соответствии с требованиями к свежему маслу и тангенс угла диэлектрических потерь (#5) при температуре 90 °С не более б %. В масляных выключателях допускается повторно использовать масло, слитое из этого оборудования и очищенное от механических примесей и воды до норм на свежее сухое масло. Электрооборудование после ремонта, проводящегося со сливом масла, должно быть залито подготовленным трансформаторным маслом, которое отвечает требованиям Объема и норм испытаний электрооборудования, табл. 25.2 (для свежих масел) или табл. 25.3 (для регенерированных и очищенных эксплуатационных масел, а также их смесей со свежими). Если ремонт осуществляется без слива масла из электрооборудования, то масло должно отвечать требованиям табл. 25.4 Объема и норм, т.е. не превышать значений, ограничивающих область «нормального состояния масла». Масла, доливаемые в электрооборудование после ремонта, также должны отвечать требованиям табл. 25.2 и 25.3 Объема и норм. Повторное применение регенерированных и очищенных эксплуатационных масел позволяет снизить расход свежих товарных масел, обеспечивая при этом необходимую надежность работы электрооборудования. Подготовка трансформаторных масел ведется с целью достижения необходимых дюлекгрических свойств, определяемых таким основным показателем качества, как пробивное напряжение, и предусматривает их глубокую осушку и очистку от механических примесей. Если трансформаторное масло предназначено для залива оборудования со специальными защитами масла от окисления (пленочная или азотная), то его подготовка предусматривает вакуумную осушку, фильтрацию от механических примесей, дегазацию и (или) азотирование. Дегазация и азотирование масла на ус- 340
тановках серии У ВМ ведется, как правило, непосредственно на месте установки электрооборудования в процессе залива масла. Требования к маслам, заливаемым в масляные выключатели, менее жесткие, чем к маслам, предназначенным к заливу в другое элекгрооборудование, поэтому допускается заливать в них любые изоляционные масла (регенерированные, эксплуатационные, слитые из другого оборудования и, как исключение, некондиционные свежие масла), отвечающие нормам по пробивному напряжению, содержанию механических примесей и воды, на сухие (подготовленные) свежие масла. Следует заметить, что для надежности работы масляных выключателей, эксплуатируемых в холодных климатических условиях, важными показателями качества масла является температура застывания, плотность и вязкость при отрицательных температурах. Очистка электроизоляционного масла, осуществляемая при его подготовке к заливу в электрооборудование или во время ремонта, предусматривает применение следующих основных технологий: центробежно-вакуумной, адсорбционно-перюляци- онной и глубокой вакуумной очистки. Установки для очистки трансформаторного масла на основе центробежно-вакуумной (машины ПСМ и др.) или адсорбционно-перколяционной (осушка цеолитом) технологии используются для подготовки его к заливу в электрооборудование открытого типа до 500 кВ включительно, так как обеспечивается удаление дисперсной и растворенной воды, механических примесей, но данные установки не позволяют осуществить необходимую дегазацию масла. Во всех установках используются, как правило, фильтры тонкой очистки масла с номинальной тонкостью фильтрации от 5 до 20 мкм, для электрооборудования напряжением свыше 220 кВ рекомендуется применять фильтры с НТФ. В случаях сильного загрязнения трансформаторного масла предварительно выполняется отстаивание в резервуарах и грубая фильтрация. В табл. 25.3 Объема и норм испытаний электрооборудования приведен более полный объем требований к качеству регенерированных масел. Технология регенерации масел изложена в упомянутом выше РД 34.43.105. 5.14.5. Марка свежего трансформаторного масла должна выбираться в зависимости от типа и класса напряжения оборудования. При необходимости допускается смешивание свежих масел, имеющих одинаковые или близкие области применения. Смесь масел, предназначенных для оборудования различных классов напряжения, должна заливаться только в оборудование низшего класса напряжения. Товарные трансформаторные масла как отечественные, так и импортные вырабатываются НПЗ из различного сырья с применением разнообразных технологических процессов. Поэтому разные марки масел отличаются друг от друга по своему химическому составу, который определяет качество и эксплуатационные свойства масел. 341
Качество каждой марки масла регламентируется определенными показателями, которые приводятся в стандарте и ТУ, в соответствии с требованиями которого данная марка масла вырабатывается на НПЗ. Для каждой марки масла определена соответствующая область применения, учитывающая особенности их работы в электрооборудовании различных типов и классов напряжения и различия в качестве и эксплуатационных свойствах. Область применения и порядок смешения трансформаторных масел изложены в циркуляре Ц 01—98(Э) «Об области применения и порядке смешения трансформаторных масел». Трансформаторные масла различных марок рекомендуется хранить и применять раздельно, не смешивая. При необходимости смешения следует выбирать масла одной группы по стабильности против окисления и близкой области применения. Если смешиваются масла, предназначенные для применения в электрооборудовании разных классов напряжения, то такая смесь используется только в оборудовании низшего класса напряжения. Это вызвано тем, что даже небольшое количество масла худшего качества (как правило, с ограниченной областью применения) при смешении с маслом более высокого качества способно ухудшить качество смеси до уровня компонента с более низким качеством. Перед смешением следует проверять масла на совместимость, при этом рекомендуется проводить лабораторные испытания в специализированных организациях. 5.14.6. Сорбенты в термосифонных и адсорбционных фильтрах трансформаторов мощностью свыше 630 кВ-А должны заменяться при достижении значения кислотного числа масла 0,1 мг КОН на 1 г масла, а также в случае появления в масле растворенного шлама, водорастворимых кислот и (или) повышения значения тангенса угла диэлектрических потерь выше эксплуатационной нормы. Замена сорбента в фильтрах трансформаторов до 630 кВ*А включительно должна производиться во время ремонта или при эксплуатации при ухудшении характеристик твердой изоляции. Содержание воды в сорбенте, загружаемом в фильтры, должно быть не более 0,5 % массы. Адсорбционные (АФ) и термосифонные (ТСФ) фильтры предназначены для сохранения необходимых свойств масел в процессе эксплуатации, замедления процессов его старения и увеличения срока службы масла и твердой изоляции. В соответствии с требованиями ГОСТ 11677-85 маслонаполненные трансформаторы мощностью более 1 МВА оборудуются термосифонными фильтрами (системы охлаждения с естественной циркуляцией масла «М» и «Д») или адсорбционными фильтрами (системы охлаждения с принудительной циркуляцией масла «ДЦ», «НДЦ», «Ц» и «НЦ»). Для обеспечения надежной и эффективной работы ТСФ или АФ по замедлению старения и поддержания качества масел необходимо своевременно осуществлять за- 342
мену отработанного сорбента на свежий просушенный. Основным критерием заме* ны сорбента в ТСФ или АФ является достижение кислотного числа (КЧ) масла значений 0,1 мг КОЫ на 1 г масла и более. Если масло имеет кислотное число менее 0,1 мг КОН на 1 г, то, как правило» такие масла не содержат растворенного шлама и не подвергались глубокому старению. В случае увеличения КЧ более 0,1 мг КОН на 1 г риск появления шлама в масле и ухудшения качества масла и состояния твердой изоляции значительно увеличивается; это также показывает на полную потерю сорбентом своей адсорбционной активности, что требует быстрейшей замены отработанного сорбента на свежий. Однако возможны случаи, когда КЧ масла не достигло значения 0,1 мг КОН на 1 г, а такие показатели качества масла как содержание водорастворимых кислот (ВРК более 0,014 мг КОН на 1 г), 1%8 при 90 °С и содержание растворимого шлама достигли значений, ограничивающих область нормального состояния, для эксплуатационных масел и (или) ухудшились характеристики твердой изоляции. В этом случае своевременная замена сорбента в АФ или ТСФ позволит восстановить качество масла (снизить содержание ВРК, /#5, удалить шлам), что позволяет избежать замены масла и вывода оборудования в ремонт. Сорбент, загружаемый в АФ или ТСФ, должен быть специально подготовлен, просеян от пыли (удалена фракция менее 2,8 мм) и высушен до остаточного влагосо- держания не более 0,5 % массы. Это необходимо для предотвращения попадания механических примесей и влаги с сорбентом в трансформаторное масло, поскольку данные примеси ухудшают диэлектрические свойства масла ({/и /#5). Условия подготовки сорбентов и описание операций по их замене в ТСФ или АФ приведены в РД 34.43.105 «Методические указания по эксплуатации трансформаторных масел». 5.14.7. Трансформаторное масло должно подвергаться следующим лабораторным испытаниям: • до слива из железнодорожных цистерн - сокращенному анализу (без определения пробивного напряжения). Масло, предназначенное для заливки в трансформаторы и вводы 220 кВ и выше, должно быть дополнительно проверено на стабильность и /#5. Испытание на стабильность и (§8 пробы масла, отобранной из железнодорожной цистерны, в связи с его продолжительностью разрешается проводить после приема масла; • слитое в баки масляного хозяйства - сокращенному анализу; • находящееся в резерве - сокращенному анализу (не реже 1 раза в 3 года) и проверке на пробивное напряжение (1 раз в год). В объем сокращенного анализа трансформаторного масла входят определение пробивного напряжения, температуры вспышки, кислотного числа, реакции водной вытяжки, визуальное определение механических примесей и нерастворенной воды. 343
Поступившая с НПЗ или нефтебазы партия масла должна иметь паспорт или сертификат предприятия-поставщика, подтверждающий соответствие качества данного масла требованиям ГОСТа или ТУ. Из трансформаторной емкости до начала слива масла отбираются две пробы масла в соответствии с требованиями ГОСТ 2517-80. Одну из проб подвергают лабораторным испытаниям в соответствии с требованиями п. 5.14.7 и п. 25.1 Объема и норм испытаний электрооборудования. Испытания желательно производить до слива масла из трансформаторной емкости в баки маслохозяйства. Стабильность против окисления, /&5, температуру застывания (только для масел, предназначенных для работы в районах Крайнего Севера) в связи с длительностью и сложностью методов испытаний можно определить после слива масла. Следует отметить, что объем минимального анализа, объем и периодичность приемных испытаний изменены и следует руководствоваться положениями Объема и норм (см. п. 15.4.3). 5.14.8. Баки для сухого масла должны быть оборудованы воздухоосуши- тельными фильтрами. ВОФ предназначены для предотвращения увлажнения и загрязнения масла из окружающей среды при <<дыхании» резервуаров, а также для предотвращения ухудшения качества (влагосодержание, содержание механических примесей, пробивное напряжение) подготовленных масел при проведении технологических операций. В качестве осушителя в ВОФ применяются крупнопористые силикагели марки КСКГ, ШСКГ, пропитанные хлористым кальцием (СаСЦ), или мелкопористые сорбенты (цеолиты, силикагели КСМГ, ШСМГ, импортные мелкопористые силикагели и др.). Для контроля эффективности работы ВОФ применяется специальный индикаторный силикагель (ГОСТ 8984-79 или ТУ 113-12-11.075-87). Изменение окраски от синей до розовой свидетельствует о необходимости замены или регенерации осушителя. Целесообразно замену производить путем демонтажа ВОФ с увлажненным осушителем и установкой вместо него подготовленного к работе нового фильтра. При замене ВОФ необходимо заменить масло в масляном затворе. 5.14.9. На электростанциях должен постоянно храниться запас трансформаторного масла в количестве, равном (или более) вместимости одного самого вместительного масляного выключателя, и запас на доливки не менее 1 % всего масла, залитого в оборудование. На электростанциях, имеющих только воздушные или малообъемные масляные выключатели, - не менее 10 % объема масла, залитого в трансформатор наибольшей емкости. В организациях, эксплуатирующих электрические сети (в районах), должен постоянно храниться запас трансформаторного масла не менее 2 % залитого в оборудование. 344
Минимальный неснижаемый запас необходим для обеспечения потребности электростанций и подстанций в трансформаторном масле. Количество масла в запасе выбирается таким образом, чтобы обеспечить оперативную замену масла в наиболее вместительном баковом масляном выключателе и долив оборудования во время эксплуатации и при ремонтах. 5.14.10. До слива из цистерн турбинные нефтяные и огнестойкие масла должны быть подвергнуты лабораторному испытанию: • нефтяное - на кислотное число, температуру вспышки, кинематическую вязкость, реакцию водной вытяжки, время деэ- мульсации, содержание механических примесей и воды; • огнестойкое - на кислотное число, содержание водорастворимых кислот и щелочей, температуру вспышки, вязкость, плотность, цвет; содержание механических примесей должно определяться экспресс-методом. Нефтяное турбинное масло, слитое из цистерны в свободный чистый сухой резервуар, должно быть проверено на время деэмуль- сации, стабильность против окисления, антикоррозионные свойства. В случае несоответствия качества масла по этим показателям требованиям государственного стандарта должен быть выполнен анализ пробы, отобранной из цистерны. Слитое из цистерн масло должно быть приведено в состояние, пригодное для заливки в оборудование. В настоящее время на энергопредприятия поставляются турбинные масла различных марок, отличающихся друг от друга эксплуатационными свойствами. Поступившая с НПЗ или нефтебазы партия масла должна иметь паспорт или сертификат предприятия-поставщика, подтверждающий соответствие качества данного масла требованиям ГОСТа. Из транспортной емкости до начала слива масла отбираются две пробы масла в соответствии с требованиями ГОСТ 2517-80. Одну из проб подвергают лабораторным испытаниям в соответствии с требованиями п. 5.14.10. Следует отметить, что испытания желательно производить до слива масла из транспортной емкости в бак маслохозяйства. Стабильность против окисления, число деэмульсации, антикоррозионные свойства можно определять после слива масла (в связи с длительностью и сложностью этих методов испытаний). Если результаты лабораториях испытаний покажут, что масло некондиционно, т.е. не отвечает полностью требованиям стандарта, в соответствии с которым оно вырабатывается, то его поставщику должен быть предъявлен рекламационный акт, а на энергопредприятии должны быть приняты меры по восстановлению качества масла. 345
5.14.11, Эксплуатационное турбинное масло в паровых турбинах, питательных электро- и турбонасосах должно удовлетворять следующим нормам: а) нефтяное: • кислотное число - не более 0,3 мг КОН на 1 г масла; • вода, шлам, механические примеси должны отсутствовать (определяются визуально); • растворенный шлам должен отсутствовать (определяется при кислотном числе масла 0,1 мг КОН на 1 г масла и выше); • термоокислительная стабильность - по ГОСТ 981-75 для масла Тп-22С (кислотное число - не более 0,8 КОН на 1 г масла; массовая доля осадка - не более 0,15 %). Условия окисления масла: температура испытания 120±0,5 °С, время - 14 ч; скорость подачи кислорода - 200 см3/мин. Термоокислительная стабильность масла определяется 1 раз в год перед наступлением осенне-зимнего максимума для масел или их смесей с кислотным числом 0,1 мг КОН на 1 г масла и более. Для масла из маслосистем питательных электро- и турбонасосов этот показатель не определяется; б) огнестойкое синтетическое: • кислотное число - не более 1 мг КОН на 1 г масла; • содержание водорастворимых кислот - не более 0,4 мг КОН на- 1 г масла; • массовая доля механических примесей - не более 0,01 %; • изменение вязкости - не более 10 % исходного значения для товарного масла; • содержание растворенного шлама (по методике ВТИ) - изменение оптической плотности не менее 25 % (определяется при кислотном числе масла 0,7 мг КОН на 1 г масла и выше). Требования п. 5.14.11 определяют минимально необходимый объем химического контроля за состоянием качества турбинных масел в эксплуатации, который обеспечивает требуемую надежность работы маслосистем турбоагрегатов и вспомогательного оборудования. Своевременное обнаружение загрязнения масла позволяет вовремя принять необходимые меры по восстановлению его качества и предотвратить возникновение аварийных ситуаций, так как загрязнение масел водой и механическими примесями резко ухудшает их эксплуатационные свойства. Достаточно высокий уровень загрязнения масла может быть определен при визуальном контроле. Однако визуальный контроль не может быть решающим фактором отбраковки масла, он дает информацию для решения вопроса о проведении необходимого объема лабораторных испытаний и необходимости принятия мер по очистке масла. 346
Наиболее достоверно и информативно степень загрязнения можно определить по гранулометрическому составу твердых частиц и классу промышленной частоты (см. РД 34.43.102-96). Определить степень старения масла и его предполагаемый срок службы можно по значениям стабильности против окисления и кислотного числа. Появление в масле растворимого шлама указывает на возможность его выпадения в маслосистеме, повышенный риск возникновения аварийных ситуации и требу* ет более широких лабораторных испытаний проб масла для определения возможное* ти его дальнейшей эксплуатации и разработки комплекса мероприятий по восстановлению эксплуатационных свойств. Риск появления шлама становится достаточно высоким при КЧ более 0,1 мг КОН на 1 г, низкой стабильности против окисления и высоком уровне обводнения масла. При значительном обводнении масла может происходить выпадение в шлам антикоррозионной присадки. Низкие деэмульгирующие и антикоррозионные свойства эксплуатационных масел, как правило, связаны с израсходованием в процессе старения деэ- мульгирующей (Д-157) и антикоррозионной (В-15/41) присадок и необходимостью их введения в масло для увеличения срока его службы в оборудовании. Перед вводом присадок должна быть определена восприимчивость масла к их действию в лаборатории. При замене турбинного масла на свежее во время капитального ремонта важно обеспечить достаточную чистоту маслосистем агрегатов. Даже незначительное количество загрязнений (продуктов коррозии и износа, шлама и других продуктов старения масла, воды и т.п.) способно вызвать резкое ухудшение качества вновь залитого свежего масла и сократить срок его службы в оборудовании. Для устранения данного явления во время капитальных ремонтов проводят специальную очистку маслосистем агрегатов гидродинамическими или химическими методами без демонтажа маслосистем. Применяются также механические методы очистки элементов маслосистем с их частичной разборкой. Для проведения промывок маслосистем агрегатов гидродинамическим методом может применяться специальное промывочное масло. В качестве промывочного масла может использоваться эксплуатационное турбинное масло с невысоким кислотным числом (не более 0,15 мг КОН на 1 г масла), в котором отсутствует растворенный шлам, механические примеси, вода и другие загрязнения. Промывочное масло после проведения очисток сливается в баки мас- лохозяйства, где очищается от шлама, воды и механических примесей и может применяться для дальнейших промывок или во вспомогательном оборудовании. Огнестойкие масла в связи с особенностями их эксплуатации должны эксплуатироваться в соответствии со специальными инструкциями (см. п. 5.14.12). 5.14.12. Огнестойкие турбинные масла, достигшие предельной эксплуатационной нормы по кислотному числу, должны быть отправлены на завод-изготовитель для восстановления качества. Эксплуатация огнестойких турбинных масел должна осуществляться в соответствии с требованиями специальной инструкции. Эксплуатация огнестойких масел осуществляется в соответствии с требованиями РД 34.43.106-90 «Типовая инструкция по приемке, хранению и эксплуатации ог- 347
нестойкого турбинного масла ОМТИ» или специальных инструкций фирм -изготовителей огнестойких масел. В настоящее время при использовании современных мембранных и адсорбционных технологий очистки масла возможна регенерация огнестойких масел непосредственно на энергопредприятиях. 5.14.13. Эксплуатационное масло Тп-30 в гидротурбинах должно удовлетворять следующим нормам: • кислотное число - не выше 0,6 мг КОН на 1 г масла; • вода, шлам, механические примеси должны отсутствовать (определяются визуально); • массовая доля растворенного шлама - не более 0,01 %. Требования п. 5.14.13 определяют минимально необходимый объем химического контроля за состоянием качества турбинного масла, который обеспечивает требуемую надежность работы маслосистемы гидроагрегатов. Турбинное масло, эксплуатируемое в гидроагрегатах, работает в условиях невысоких температур, поэтому, как правило, не подвергается интенсивному старению. Однако существует возможность загрязнения масла механическими примесями и водой. Своевременное обнаружение загрязнений позволяет вовремя принять необходимые меры по очистке масла. Высокий уровень загрязнения масла может быть определен при визуальном цеховом контроле. Появление в масле растворимого шлама указывает на возможность выпадения осадка в маслосистеме гидроагрегата и повышенным риском возникновения аварийных ситуаций. Появление в масле растворимого шлама требует проведения более полных лабораторных испытаний проб масла для определения возможности дальнейшей эксплуатации такого масла и разработке комплекса мероприятий по восстановлению его качества или замены на свежее (см. пояснения кп.5.14.11). 5.14.14, В процессе хранения и эксплуатации турбинное масло должно периодически подвергаться визуальному контролю и сокращенному анализу. В объем сокращенного анализа нефтяного масла входит определение кислотного числа, наличия механических примесей, шлама и воды; огнестойкого масла- определение кислотного числа, содержания водорастворимых кислот, наличия воды, количественное определение содержания механических примесей экспресс-методом. Визуальный контроль масла заключается в проверке его по внешнему виду на содержание воды, шлама и механических примесей для решения о необходимости его очистки. Пояснений не требует. 348
5.14.15. Периодичность проведения сокращенного анализа турбинного масла следующая: • масла Тп-22С (ТУ 38.101.821-83) - не позднее чем через 1 мес после заливки в масляные системы и далее в процессе эксплуатации не реже 1 раза в 2 мес при кислотном числе до ОД мг КОН на 1 г масла включительно и не реже 1 раза в 1 мес при кислотном числе более ОД мг КОН на 1 г масла; • огнестойкого масла - не позднее чем через 1 нед после начала эксплуатации и далее не реже 1 раза в 2 мес при кислотном числе не выше 0,5 мг КОН на 1 г масла и не реже 1 раза в 3 нед при кислотном числе выше 0,5 мг КОН на 1 г масла; • турбинного масла, залитого в систему смазки синхронных компенсаторов, - не реже 1 раза в б мес; • масла Тп-30, применяемого в гидротурбинах, - не позднее чем через 1 мес после заливки в масляную систему и далее не реже 1 раза в год при полной прозрачности масла и массовой доле растворенного шлама не более 0,005 %; при массовой доле растворенного шлама более 0,005 % - не реже 1 раза в б мес. При помутнении масла должен быть выполнен внеочередной сокращенный анализ. При обнаружении в масле шлама или механических примесей во время визуального контроля должен быть проведен внеочередной сокращенный анализ. Находящееся в резерве нефтяное турбинное масло должно подвергаться сокращенному анализу не реже 1 раза в 3 года и перед заливкой в оборудование, а огнестойкое масло - не реже 1 раза в год и перед заливкой в оборудование. С увеличением кислотного числа скорость окисления турбинных масел возрастает. Поэтому предусмотрена различная периодичность проведения сокращенного анализа масел в зависимости от значения кислотного числа. 5.14.16. Визуальный контроль масла, применяемого в паровых турбинах и турбонасосах, должен проводиться 1 раз в сутки. Визуальный контроль масла, применяемого в гидротурбинах, на электростанциях с постоянным дежурством персонала, должен проводится 1 раз в неделю, а на автоматизированных электростанциях - при каждом очередном осмотре оборудования, но не реже 1 раза в месяц. Визуальный контроль производится с целью определения необходимости очистки масла от влаги и механических примесей. С учетом сказанного в пояснении к 349
п. 5.14.13, визуальный контроль может выполняться персоналом как турбинных, так и химических цехов. В случаях разногласий в оценке уровня загрязнения целесообразно определить класс промышленной чистоты. 5.14.17. На электростанциях должен храниться постоянный запас нефтяного турбинного масла в количестве, равном (или более) вместимости масляной системы самого крупного агрегата, и запас на доливки, не менее 45-дневной потребности; в организациях, эксплуатирующих электрические сети, постоянный запас масла должен быть равен (или более) вместимости масляной системы одного синхронного компенсатора и запас на доливки, не менее 45-дневной потребности. Постоянный запас огнестойкого турбинного масла должен быть не менее годовой потребности его на доливки для одного турбоагрегата. Количество масла в запасе выбирается таким образом, чтобы обеспечить оперативную замену масла в наиболее вместительном агрегате и доливку в оборудование в процессе эксплуатации и при ремонтах. 5.14.18. Получаемые индустриальные масла и пластичные смазки должны быть подвергнуты визуальному контролю в целях обнаружения механических примесей и воды. Индустриальное масло, кроме того, должно быть дополнительно испытано на вязкость для контроля соответствия этого показателя государственному стандарту или техническим условиям. Содержание механических примесей и влаги в индустриальных маслах определяют в соответствии с указаниями п. 5.14.10, при этом очень вязкие или темные масла растворяют в бензине. Вязкость является наиболее важным свойством смазочных масел, так как несоответствие их по вязкости может повлечь повреждение смазываемых деталей, поэтому при приеме указанные масла должны проверяться на вязкость. 5.14.19. Для вспомогательного оборудования и механизмов на электростанциях и в организациях, эксплуатирующих электрические сети, должны быть установлены нормы расхода, периодичность контроля качества и смены смазочных материалов. Марка смазочного материала, используемого для этих целей, должна соответствовать требованиям заводских инструкций по эксплуатации к ассортименту смазок, допущенных к применению на данном оборудовании. Возможность замены смазочных материалов должна быть согласована с предприятием - изготовителем оборудования. 350
В системах смазки вспомогательного оборудования с принудительной циркуляцией масло должно подвергаться визуальному контролю на содержание механических примесей, шлама и воды не реже 1 раза в месяц. При обнаружении загрязнения масло должно быть очищено или заменено. На каждой электростанции и в каждой организации, эксплуатирующей электрические сети, должен храниться постоянный запас смазочных материалов для вспомогательного оборудования, не менее 45-дневной потребности. Для оборудования с большим (более 50 кг) количеством заливаемого масла устанавливается периодичность химического контроля. Для оборудования с небольшим количеством масла, для которого химический контроль затруднителен и нецелесообразен, устанавливаются сроки смены смазочных материалов. Масло Тп-22, применяемое в системах смазки питательных насосов, турбонасосов и другом вспомогательном оборудовании, мало подвергается окислению. Необходимость его смены вызывается, в основном, образованием стойкой эмульсии, наличием воды и механических примесей. Поэтому основное внимание при контроле должно уделяться выявлению эмульсии и указанных загрязнений. Восстановление масла, подвергшегося эмульгированию и содержащего механические примеси, может быть достигнуто посредством обработки на маслоочис- тительной установке. Наиболее эффективны для этих целей вакуумные и мембранные установки (ультра- и микрофильтрации), а также комбинированные, использующие несколько технологий очистки (например, центрифуга + вакуум + тонкая фильтрация). 5.14.20. Контроль качества свежих и эксплуатационных энергетических масел на энергообъектах и выдачу рекомендаций по применению масел, в том числе составление графиков их контроля, а также техническое руководство технологией обработки, должен осуществлять химический цех (химическая лаборатория или соответствующее подразделение). Масляное хозяйство организации, эксплуатирующей электрические сети, должно находиться в подчинении службы изоляции и молниезащиты или другого производственного подразделения, определенного приказом руководителя. На электростанциях обслуживание оборудования для обработки электроизоляционных масел осуществляет персонал электроцеха, а для обработки турбинных масел —персонал котлотурбинного цеха. Объединенное центральное масляное хозяйство электростанций должно находиться в подчинении производственного подразделения, определенного приказом руководителя предприятия. 351
На основании действующих нормативно-технических документов на энергопредприятиях должны быть составлены местные инструкции по эксплуатации энергетических масел, в которых необходимо рассмотреть вопросы периодичности и объема химического контроля масел, обработки и восстановления эксплуатационных свойств масел, ассортимента применяемых масел, обеспечения наиболее эффективной работы маслоочистительного оборудования, стабилизации масел присадками и другие, исходя из конкретных условий. Требования этих инструкций, химический контроль и выдачу необходимых рекомендаций по обработке масел, должен осуществлять персонал химического цеха (лаборатории) с привлечением персонала электрического и турбинного цехов или службы грозозащиты и изоляции. Масляное хозяйство энергопредприятий должно находиться в подчинении подразделения, определенного приказом руководителя предприятия, исходя из конкретных условий и имеющегося опыта эксплуатации масел и маслохозяйства. 5.14.21. В химической лаборатории на турбинные, трансформаторные и индустриальные масла, залитые в оборудование, должен быть заведен журнал, в который вносятся: номер государственного стандарта или технических условий, название эавода-изготови- теля, результаты испытания масла, тип и станционный номер оборудования, сведения о вводе присадок, количестве и качестве долитого масла. Правильное ведение технической документации на энергетические масла, эксплуатируемые в оборудовании, с обязательным указанием в ней данных по маркам применяемых масел, оборудования, в которое оно залито, данных лабораторных испытаний масел, сведений об операциях по очистке, регенерации и стабилизации масел в период ремонтов, о замене сорбентов и самого масла, данных об объемах и марках доливаемых масел позволяет точно прогнозировать срок службы масла и определять возможные причины ухудшения состояния качества эксплуатационного масла и твердой изоляции электрооборудования. На основании анализа эксплуатационных данных могут быть выбраны наиболее эффективные методы очистки и регенерации масел. Все сведения об эксплуатационных маслах необходимо собирать и хранить в химической лаборатории. Необходимые данные об обработке масла и маслосистем оборудования в период ремонтов должны предоставляться персоналом турбинных или электрических цехов, а также соответствующих ремонтных подразделений. С развитием персональных компьютеров и соответствующего программного обеспечения ведение такого банка данных не представляет особых затруднений. 5.14.22. Необходимость и периодичность дополнительных анализов эксплуатационного масла должны быть определены инструкциями по его эксплуатации в конкретном оборудовании. 352
В этих инструкциях, утверждаемых техническим руководителем предприятия, следует отразить типичные "причины и случаи, когда возникает или может возникнуть необходимость в проведении дополнительных анализов масла, на основании положений действующих НТД и собственного практического опыта эксплуатации масло- наполненного энергооборудования с учетом реальных возможностей химических лабораторий. 5.14.23. Подача трансформаторного и турбинного масел к оборудованию и слив из него должны осуществляться по раздельным маслопроводам, а при отсутствии маслопроводов - с применением цистерн или металлических бочек. Для трансформаторных масел могут быть использованы разборные маслопроводы, предварительно очищенные прокачкой горячего масла. Стационарные маслопроводы в нерабочем состоянии должны быть целиком заполнены маслом. На электростанциях подача к потребителям турбинного и изоляционного масел осуществляется, как правило, по стационарным трубопроводам (напорным и сливным). На предприятиях электрических сетей подача и слив масла осуществляются с помощью передвижных емкостей. Необходимо отметить, что смешение свежих и подготовленных масел с отработанными, в случае применения для их транспортировки одного и того же трубопровода или емкости, может приводить к значительному ухудшению качества свежих масел, предназначенных к заливу в оборудование. Поэтому для транспортирования свежих и подготовленных масел должны использоваться одни трубопроводы или емкости, а для отработанных - другие. Стационарные трубопроводы изготавливаются, как правило, из углеродистой стали, подверженной коррозии. Когда они не используются для перекачки масел, то должны быть заполнены маслом под избыточным давлением для предотвращения коррозии внутренних поверхностей и загрязнения масла. Перед каждой единицей маслонаполненного оборудования, к которой подведен стационарный трубопровод, должна быть оборудована пробоотборная точка. Гибкие шланги и передвижные емкости перед применением должны быть тщательно осмотрены, соответственным образом промаркированы, промыты чистым маслом и храниться герметично закрытыми.
Список литературы 1. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации. - РД 34.20.501-95. - 15-е изд., перераб. - М.: СПО ОРГРЭС, 1996. 2. Объем и нормы испытаний электрооборудования. - РД 34.45-51.300-97. - 6-е изд. - М: Изд-во НЦ ЭНАС, 2000. 3. Типовая инструкция по обмыву внешней изоляции электрооборудования ОРУ 220, 330, 500 и 750 кВ под напряжением. -М: Фирма ОРГРЭС, 1999. 4. Типовая инструкция по эксплуатации воздушных линий электропередачи напряжением 35-800 кВ. - РД 34.20.504-94. -М.: СПО ОРГРЭС, 1996. 5. Типовая инструкция по техническому обслуживанию и ремонту воздушных линий электропередачи напряжением 0,38-20 кВ с неизолированными проводами. - РД 34.20.662-98. -М: СПО ОРГРЭС, 1998. 6. Типовая инструкция по эксплуатации воздушных линий электропередачи напряжением 0,38 кВ с самонесущими изолированными проводами (ВЛИ 0,38 кВ). - РД 153-34.3-20.671-97. -М.: СПО ОРГРЭС, 1996. 7. Правила применения и испытания средств защиты, используемых в электроустановках, технические требования к ним. -М.: Главгосэнергонадзор, 1993. 8. Правила пожарной безопасности для энергетических предприятий. - Челябинск: АТОКСО, 1995.
Оглавление Предисловие 3 Глава 5.1 ГЕНЕРАТОРЫ И СИНХРОННЫЕ КОМПЕНСАТОРЫ 4 Глава 5.2 ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛИ 82 Глава 5.3 СИЛОВЫЕ ТРАНСФОРМАТОРЫ И МАСЛЯНЫЕ ШУНТИРУЮЩИЕ РЕАКТОРЫ 93 Глава 5.4 РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА 120 Глава 5.5 АККУМУЛЯТОРНЫЕ УСТАНОВКИ 155 Глава 5.6 КОНДЕНСАТОРНЫЕ УСТАНОВКИ1 176 Глава 5.7 ВОЗДУШНЫЕ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ 181 Глава 5.8 СИЛОВЫЕ КАБЕЛЬНЫЕ ЛИНИИ 208 Глава 5.9 РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И ЭЛЕКТРОАВТОМАТИКА 234 Глава 5.10 ЗАЗЕМЛЯЮЩИЕ УСТРОЙСТВА 261 Глава 5.11 ЗАЩИТА ОТ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЙ 273 Глава 5.12 ОСВЕЩЕНИЕ 295 Глава 5.13 ЭЛЕКТРОЛИЗНЫЕ УСТАНОВКИ 310 Глава 5.14 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ МАСЛА 330 Список литературы 354