РОССИЙСКОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО

ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ "ЕЭС РОССИИ"

 

 

ДЕПАРТАМЕНТ НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКОЙ ПОЛИТИКИ И РАЗВИТИЯ

ДЕПАРТАМЕНТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ

 

 

СБОРНИК

ИНФОРМАЦИОННЫХ МАТЕРИАЛОВ

ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ ЭНЕРГОСИСТЕМ

 

Электротехническая часть

 

 

(Приложение к "Сборнику распорядительных

материалов по эксплуатации энергосистем.

Электротехническая часть.

Издание пятое, переработанное и дополненное". -

М.: СПО ОРГРЭС, 2002)

 

УДК 621.311.002.5

 

 

РАЗРАБОТАНО Открытым акционерным обществом "Фирма по наладке, совершенствованию технологии и эксплуатации электростанций и сетей ОРГРЭС"

 

Под общей редакцией Ф.Л. КОГАНА

 

СОСТАВИТЕЛИ И.П. МИХАЙЛОВА (раздел 1), Ф.Д. КУЗНЕЦОВ (раздел 2), B.C. БУРТАКОВ (раздел 3), В.А. ВАЛИТОВ (раздел 4), В.И. РОДИОНОВ (раздел 5 и частично 6), Е.Ф. КОНОВАЛОВ (раздел 6), В.М. АРСЕНЬЕВ (раздел 7), В.А. КРИЧКО (раздел 8)

 

СОГЛАСОВАНО с Департаментом генеральной инспекции по эксплуатации электрических станций и сетей РАО "ЕЭС России" 27.06.2002 г.

 

Начальник М.И. ЧИЧИНСКИЙ,

 

с Департаментом научно-технической политики и развития РАО "ЕЭС России" 22.08.2002 г.

 

Начальник Ю.Н. КУЧЕРОВ,

 

с Департаментом электрических сетей РАО "ЕЭС России" 25.07.2002 г.

 

Начальник В.П. ДИКОЙ

 

 

Настоящий "Сборник информационных материалов по эксплуатации энергосистем. Электротехническая часть" является Приложением к "Сборнику распорядительных материалов по эксплуатации энергосистем. Электротехническая часть. Издание пятое, переработанное и дополненное" (СРМ-2000).

Документы Сборника информационных материалов систематизированы по тематическим разделам СРМ-2000.

 

 

ВВЕДЕНИЕ

 

Настоящий "Сборник информационных материалов по эксплуатации энергосистем. Электротехническая часть (Приложение к "Сборнику распорядительных материалов по эксплуатации энергосистем. Электротехническая часть. Издание пятое, переработанное и дополненное". - М.: СПО ОРГРЭС, 2002)" издается впервые. В него включены информационные документы (письма, извещения и изменения), выпущенные Департаментом научно-технической политики и развития и Департаментом электрических сетей РАО "ЕЭС России" в период с 01.01.1990 г. по 31.12.2000 г.

Включенные в настоящий Сборник информационные документы систематизированы по тематическим разделам СРМ-2000.

Сведения о состоянии на 01.10.2001 г. информационных документов, изданных с 01.01.1990 г. по 31.12.2000 г. (а некоторых и позднее), приведены в перечнях в конце каждого раздела настоящего Сборника.

Номера (даты выпуска) информационных писем, извещений и изменений указаны в содержании Сборника.

 

 

1. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ

(НАДЕЖНОСТЬ И УСТОЙЧИВОСТЬ)

 

1.1. О РЕКОМЕНДАЦИЯХ ПО РЕАЛИЗАЦИИ НА ТЭС ПРИКАЗА РАО "ЕЭС РОССИИ" ОТ 03.07.2000 № 368 "О МЕРОПРИЯТИЯХ ПО ВЫПОЛНЕНИЮ НА ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ ТРЕБОВАНИЙ ПТЭ ПО РЕГУЛИРОВАНИЮ ЧАСТОТЫ"

 

Стабильность и точность поддержания частоты электрического тока на нормируемом уровне является одним из основных требований по обеспечению живучести и надежности объединения энергосистем.

Участие электростанций различных типов в первичном регулировании частоты в ЕЭС России до последнего времени не нормировалось и практически определялось только техническими характеристиками систем регулирования турбин. Котельные агрегаты, как правило, не участвуют в первичном регулировании.

При этом не выполняются требования "Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации: РД 34.20.501-95" (М.: СПО ОРГРЭС, 1996) и других нормативных документов в части регулирования частоты и перетоков мощности в ЕЭС России, а надежность и стабильность поддержания частоты не соответствуют этим требованиям.

Вторичное автоматическое регулирование частоты в ЕЭС России возлагается на ограниченное число гидроэлектростанций, подключенных к центральной системе автоматического регулирования частоты и мощности (ЦС АРЧМ), установленной в СО-ЦДУ ЕЭС России. Для целей оперативного вторичного регулирования повсеместно привлекаются как гидро- , так и тепловые электростанции.

Для выполнения действующих нормативных требований необходимо активное участие в регулировании частоты достаточно большого количества генерирующих мощностей электростанций, оснащенных средствами автоматического регулирования частоты. В первую очередь это касается тепловых блочных электростанций с конденсационными турбинами (КЭС) и газомазутными котлами, обладающих наиболее благоприятными регулировочными характеристиками. Однако регулировочные возможности пылеугольных блоков КЭС, а также теплофикационного оборудования ТЭЦ тоже должны быть использованы.

Приказ РАО "ЕЭС России" от 03.07.2000 № 368 "О мероприятиях по выполнению на электростанциях требований ПТЭ по регулированию частоты" содержит организационные мероприятия, направленные на обеспечение с июля 2001 г. участия всех электростанций в первичном регулировании частоты в соответствии с требованиями ПТЭ и действующих нормативных документов, заданиями СО-ЦДУ ЕЭС России, ОДУ, АО-энерго по размещению резервов первичного регулирования.

Настоящее Письмо содержит рекомендации, которые следует использовать при анализе причин, препятствующих выполнению нормативных требований к участию конкретной электростанции в первичном регулировании частоты, а также при подготовке и реализации на тепловых электростанциях мероприятий по их устранению, предусмотренных п. 1 Приказа.

 

1.1.1. Нормативные требования к тепловым электростанциям

по участию в регулировании частоты

 

Частота электрического тока является одним из основных параметров режима энергосистемы и характеризует баланс между выработкой и потреблением электроэнергии. Стабильность частоты определяется действием систем автоматического регулирования.

Согласно п. 6.3.3 "Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации: РД 34.20.501-95" (ПТЭ):

"Регулирование частоты и перетоков мощности в ЕЭС России или в отдельно работающих ОЭС (энергосистемах) должно осуществляться:

- всеми электростанциями при изменении частоты путем изменения мощности под воздействием систем регулирования турбин в пределах регулировочного диапазона (первичное регулирование частоты), при этом статизм регулирования и зона нечувствительности по частоте должны быть согласованы с ОДУ, СО-ЦДУ ЕЭС России;

- выделенными для регулирования режима по частоте и перетокам мощности электростанциями (вторичное регулирование режима)."

Первичное регулирование обеспечивает удержание отклонения частоты при нарушениях баланса мощности в любой части энергообъединения в пределах, определяемых величиной статизма регулирования, за счет автоматического изменения мощности генерирующего оборудования действием регуляторов частоты вращения турбин, причем небаланс, возникающий между нагрузками турбин и котлов, должен устраняться за счет автоматического изменения паропроизводительности котлов.

Первичное регулирование частоты играет чрезвычайно важную роль в обеспечении нормируемого качества электроэнергии, демпфируя постоянно возникающие небалансы мощности, ограничивая отклонения и тем повышая стабильность частоты. Не менее важна его роль в обеспечении живучести и надежности энергосистемы как при нормальных, так и особенно при аварийных режимах работы, когда эффективное первичное регулирование может предотвратить чрезмерное отключение частоты, возникновение лавины частоты или повышение ее до недопустимого уровня.

Для обеспечения первичного регулирования в ЕЭС, ОЭС, энергосистемах на электростанциях должен постоянно поддерживаться заданный вращающийся резерв мощности.

Вторичное регулирование обеспечивает восстановление нормального уровня частоты и межсистемных плановых объемов электрической энергии и мощности за счет привлечения резерва вторичного регулирования, необходимый объем которого должен постоянно поддерживаться на выделенных для этой цели электростанциях по заданию СО-ЦДУ ЕЭС России, ОДУ, АО-энерго.

Третичное регулирование обеспечивает поддержание постоянной эффективности первичного и вторичного регулирования путем восстановления заданного резерва мощности.

Согласно п. 6.3.4 ПТЭ: "Использование систем автоматического управления и режимов работы, препятствующих изменению мощности при изменениях частоты (ограничители мощности и регуляторы давления "до себя" на турбинах, режим скользящего давления при полностью открытых клапанах турбин, регуляторы мощности без частотной коррекции, отключение регуляторов мощности или устройств автоматического регулирования производительности котельных установок и т.п.), допускается только временно при неисправности основного оборудования с разрешения технического руководителя АО-энерго.

После изменения мощности, вызванного изменением частоты, персонал электростанций вправе вмешиваться в процесс регулирования мощности только в следующих случаях:

- после восстановления частоты 50 Гц;

- с разрешения диспетчера ЦДС;

- при выходе мощности за допустимые при данном состоянии оборудования пределы."

В "Сборнике распорядительных документов по эксплуатации энергосистем (Теплотехническая часть)" (М.: СПО ОРГРЭС, 1998) дается конкретизация и развитие приведенных выше положений ПТЭ для блочных ТЭС. В частности:

"4.3. Предотвращение и ограничение развития системных аварий автоматическим изменением мощности блочных тепловых электростанций

Для предотвращения и ограничения развития системных аварий, сопровождающихся значительными отклонениями частоты от номинального значения,... а также для привлечения блочных электростанций к регулированию частоты в нормальных режимах работы энергосистем предлагается:

1. Осуществлять постоянный контроль за состоянием и соответствием требованиям ПТЭ систем регулирования турбин, своевременно выявляя и устраняя дефекты регулирования. Обеспечить регулярное определение зоны нечувствительности по частоте вращения и статической характеристики регулирования в соответствии с пп. 4.4.3 и 4.4.10 ПТЭ (РД 34.20.501-95).

3. Выполнять необходимые мероприятия и включать в постоянную эксплуатацию устройства авторегулирования, обеспечивающие работу котлов в регулирующем режиме, в том числе изменение их паропроизводительности при аварийном и нормальном отклонении частоты энергосистем.

7. Диспетчерским службам при оценке и назначении резервов мощности:

...б) устанавливать перечень энергоблоков, которые не должны работать в режиме скользящего давления, исходя из требований к размеру и размещению вращающегося резерва.

8. Внести в эксплуатационные инструкции для оперативного персонала на энергоблоках, работающих как в режиме номинального, так и скользящего давления, указания:

- о допустимости воздействия на нагрузку блоков после ее изменения, вызванного изменениями частоты, только при условиях, указанных в п. 6.3.4 ПТЭ (РД 34.20.501-95): после восстановления частоты 50 Гц с разрешения диспетчера энергосистемы или в случае выхода нагрузки за допустимые пределы;

- о необходимости в случае отсутствия на блоках действующих устройств авторегулирования паропроизводительности котла восстанавливать давление после изменения нагрузки турбины, вызванного изменением частоты, воздействием на котел вручную...".

"4.4. О включении и настройке частотных устройств автоматических регуляторов мощности па тепловых электростанциях

...Для предотвращения... неправильных действий САУМ необходимо:

1. Ввести в работу устройства частотной коррекции для действующих САУМ. Впредь принимать в эксплуатацию и вводить в работу САУМ только при одновременном вводе устройств ЧК.

2. Устанавливать настройки устройств ЧК в системах АРМ, как правило, в соответствии с настройками регуляторов частоты вращения турбин, а именно, зону нечувствительности и статизм характеристики ЧК не более степени нечувствительности и неравномерности по частоте вращения турбины в соответствии с п. 4.4.3 ПТЭ (РД 34.20.501-95).

Увеличение зоны нечувствительности ЧК допускать лишь временно по условиям состояния основного оборудования с разрешения технического руководителя АО-энерго...".

Согласно п. 4.5.3 ПТЭ "Теплофикационные энергоблоки, работающие с полным расходом циркуляционной воды через конденсатор, могут быть привлечены к покрытию диспетчерского графика электрических нагрузок с сохранением заданного количества отпускаемого тепла. Теплофикационные энергоблоки, работающие на встроенном пучке конденсатора или с отсечкой ЦНД, как правило, не должны привлекаться к покрытию переменной части графика электрических нагрузок... Количество теплофикационных энергоблоков, не привлекаемых к покрытию переменного графика нагрузок, должно быть определено диспетчером энергосистемы...".

 

1.1.2. Фактическое положение с выполнением нормативных требований по участию электростанций ЕЭС России в регулировании частоты

 

В целях определения фактического состояния и возможностей активизации участия электростанций различных типов в системном регулировании в 1998-99 гг. ОАО "Фирма ОРГРЭС", "УралОРГРЭС" и "ЮгОРГРЭС" были проведены обследования 16 тепловых электростанций с энергоблоками 150-800 МВт, а также нескольких ТЭЦ и ГЭС ОЭС Центра, Урала и Северного Кавказа. Данные по мощности, составу основного оборудования, срокам ввода в эксплуатацию и количеству обследованных энергоблоков ТЭС приведены в таблице 1.1.

 

Таблица 1.1

 

Мощность, МВт	Котел (тип/завод)	Турбина (тип/завод)	Генератор (тип/завод)	Годы ввода	Количество обследованных/в ЕЭС
300	ТГМП-114, 314, 324/ТКЗ ПК-41/ЗиО	К-300-240 ЛМЗ; ХТГЗ	ТВВ-320-2/ЭС ТГВ-300/ЭТМ	1969-1983	54/77
500	П-57/2(3)/ЗиО	К-500-240/ХТГЗ	ТВМ-500/ЭЛСИБ ТГВ-500/ЭТМ	1977-1982	4/10
800	ТПП-804, ТГМП-204/ТКЗ	К-800-240-5/ХТГЗ	ТЗВ-800-2/ЭС, ТВВ-800-2/ЭС	1986-1995	10/14
200	ТГ-104/ТКЗ	К-200-130-3/ЛМЗ	ТВВ-200-2А/ЭС	1972-1983	16/76
150	ТГМ-94/ТКЗ	К-150-130/ХТГЗ	ТВВ-165-2/ЭС	1963-1966	10/37

 

Обследование показало, что состояние систем автоматического регулирования частоты и мощности практически на всех обследованных ТЭС не отвечает действующим нормативным требованиям:

- на ряде газомазутных энергоблоков 200 и 300 МВт и на всех пылеугольных энергоблоках, суммарная мощность которых составляет 39% мощности всех обследованных энергоблоков КЭС, в работе постоянно находятся регуляторы "до себя" на турбинах;

- на отдельных энергоблоках 300 МВт (13% мощности обследованных) режим скользящего давления применяется при полностью открытых клапанах турбины;

- на всех энергоблоках 300 МВт с турбинами ЛМЗ в области скользящего давления в характеристику гидравлического регулятора частоты вращения турбины введена дополнительная зона нечувствительности по частоте, равная основной зоне нечувствительности этого регулятора, что в сочетании с увеличением степени неравномерности регулирования турбины по мощности при понижении давления свежего пара резко снижает эффективность участия этих энергоблоков в первичном регулировании;

- во всех действующих системах регулирования мощности энергоблоков 800 МВт на ЧК установлена зона нечувствительности от 49,5 до 50,2 Гц, в пределах которой турбинные регуляторы мощности (ТРМ) работают как регуляторы "до себя", препятствуя действиям регуляторов частоты вращения турбин, зона нечувствительности которых на порядок меньше;

- на всех обследованных энергоблоках 200, 300 и 500 МВт действующие системы автоматического регулирования котлов используются только в базовом режиме с периодическими изменениями нагрузки оператором в пределах регулировочного диапазона по диспетчерскому графику. Автоматическое регулирование нагрузки в переменных режимах не освоено, хотя изначально эти функции проектами были предусмотрены;

- на ряде энергоблоков 300 МВт (26% мощности обследованных) одновременно с регуляторами "до себя" на турбинах эксплуатируются котельные регуляторы мощности с сигналом от ЧК, также имеющих зону нечувствительности по частоте 49,5 - 50,2 Гц. Однако и в этом случае эффективность участия таких энергоблоков в первичном регулировании невелика, так как действия гидравлического регулятора частоты вращения турбины подавляются регулятором "до себя", а котел реагирует на отклонения частоты с большой инерционностью и только за пределами зоны нечувствительности ЧК;

- при проведении профилактических работ не определяются в полном объеме регулировочные характеристики системы регулирования турбин, имеются случаи, когда степень неравномерности регулирования превышает 6,5% при нормированной 4,5%, а местная степень неравномерности в диапазоне нагрузок 80-100% номинальной достигает 10-15% при норме не более 6%;

- местными инструкциями по эксплуатации энергетического оборудования контроль за участием в первичном регулировании со стороны оперативного персонала не предусмотрен, а в ряде случаев их указания фактически направлены на противодействие автоматическому изменению нагрузки турбин под действием регуляторов частоты вращения. Поэтому в случаях отклонения частоты от нормы оперативный персонал воздействует не на котел, а на регулирующие клапаны турбины, восстанавливая заданную нагрузку.

Таким образом, первичное регулирование частоты в ЕЭС России не организовано и носит хаотический характер. Большинство блочных ТЭС лишь частично участвует в первичном регулировании, главным образом за счет более высокого быстродействия регуляторов частоты вращения турбин по сравнению с регуляторами давления "до себя" или по сравнению с действиями оперативного персонала, которые при отклонениях частоты препятствуют действиям регуляторов частоты вращения.

Котлы блочных ТЭС практически не участвуют в первичном регулировании частоты, поскольку автоматическое регулирование их нагрузки в переменных режимах не освоено, хотя эти функции в системах автоматики предусмотрены.

Автоматическое вторичное регулирование частоты на ТЭС отсутствует. На электростанциях повсеместно отсутствуют общестанционные системы регулирования мощности, предназначенные для приема, обработки и передачи сигналов вторичного регулирования системам регулирования мощности энергоблоков. В то же время в связи со значительным отличием фактических графиков изменения нагрузки от первоначально заданных оперативное вторичное и третичное регулирование на ТЭС по командам диспетчера повсеместно производится оперативным персоналом путем дистанционного воздействия на ручной задатчик нагрузки котла или непосредственно на подачу топлива.

Установленная мощность ТЭС с теплофикационными турбинами составляет более 50% установленной мощности всех тепловых электростанций ЕЭС России. При работе в конденсационном и комбинированном (когда давление пара в теплофикационном отборе регулируется диафрагмой) режимах на турбинах с полным расходом циркуляционной воды через конденсатор имеются определенные запасы на регулирование мощности, которые могут быть эффективно использованы при первичном регулировании.

Энергоблоки с теплофикационными турбинами, как правило, оснащены системами регулирования мощности, рассчитанными на работу во всех эксплуатационных режимах. Эти системы достаточно сложны и на большинстве энергоблоков в полном объеме не освоены. Поэтому на данном этапе теплофикационные энергоблоки при работе в конденсационном или комбинированном (в ограниченном диапазоне электрических нагрузок) режиме должны привлекаться к первичному регулированию путем освобождения регулятора частоты вращения турбины от воздействий, препятствующих его работе при изменении частоты в энергосистеме, с соответствующей поддержкой со стороны котла, управляемого либо автоматически, либо дистанционно оператором.

ТЭЦ с общим паропроводом также могут привлекаться к первичному регулированию при работе турбин в конденсационном и комбинированном режимах. При этом давление в общем паропроводе должно поддерживаться котлами.

Турбоагрегаты ТЭЦ, работающие в теплофикационном режиме (с закрытой диафрагмой на отборе), к первичному регулированию частоты не привлекаются.

Разработанные в 70-80-х годах универсальные типовые системы автоматического управления мощностью САУМ-1 и САУМ-2 обеспечивают участие энергоблоков как в первичном, так и во вторичном регулировании частоты в энергосистеме.

САУМ-1 (с "ведущим котлом") применяется на энергоблоках с прямоточными котлами, работающими в режимах номинального и скользящего давления свежего пара. Она обеспечивает реакцию энергоблока на изменения частоты в энергосистеме за счет работы регулятора частоты вращения турбины и адекватного изменения нагрузки котла, а также изменение мощности энергоблока по заданию от общестанционной системы регулирования мощности и от оператора энергоблока.

В различных модификациях САУМ-1 реализована на ряде энергоблоков 300 МВт с газомазутными котлами (Киришская, Костромская ГРЭС и др.), а также на энергоблоках 800 МВт (Пермская, Нижневартовская ГРЭС и Сургутская ГРЭС-2), однако фактически она эксплуатируется только на энергоблоках 800 МВт. При этом завышенная зона нечувствительности частотного корректора (49,5-50,2 Гц) значительно снижает эффективность участия и этих энергоблоков в первичном регулировании, а при глубоких изменениях нагрузки на них требуется дополнительное вмешательство оперативного персонала.

На энергоблоках 300 МВт САУМ-1 как автоматическая система не используется, из ее состава периодически включаются только ограничители темпа задания.

САУМ-2 (с "ведущей турбиной") предназначалась для применения на энергоблоках с барабанными котлами. Однако в полном объеме практически ни на одной электростанции ЕЭС России эта система не реализована. В эксплуатации нашел применение вариант без регулятора мощности на турбине с "главным регулятором" на котле, который поддерживает давление свежего пара перед турбиной и получает дополнительно опережающий сигнал, характеризующий изменение ее мощности (например, сигнал по скорости изменения: давления свежего пара, перемещения главного сервомотора системы регулирования турбины и т.п.).

Вместо главного регулятора на пылеугольных барабанных котлах нашла применение схема регулятора топлива, получающего сигналы по давлению свежего пара перед турбиной и скорости изменения давления в барабане котла. Дополненная опережающим сигналом, характеризующим изменение мощности турбины, эта АСР эквивалентна схеме с главным регулятором.

При работе энергоблока по диспетчерскому графику с участием в первичном регулировании может быть рекомендован для использования упрощенный (так называемый разомкнутый) вариант САУМ-1, разработанный ОАО "Фирма ОРГРЭС" и "ВТИ" - САУМ-У (см. дополнение к настоящему Письму). По согласованию с РАО "ЕЭС России" ОАО "Фирма ОРГРЭС" задействовало и провело промышленные испытания САУМ-У на дубль-блоке 300 МВт Костромской ГРЭС (котел ТГМП-314, турбина К-300-240) при работе в регулировочном режиме на номинальном и скользящем давлении в диапазоне нагрузок 150-300 МВт с частотным корректором без специально вводимой зоны нечувствительности. Фактическая нечувствительность системы определялась в динамике нечувствительностью турбины, а в статике - нечувствительностью АСР котла, которая в данном случае не превышала плюс-минус 0,02 Гц. Результаты испытаний подтвердили, что, обладая удовлетворительными регулировочными характеристиками, САУМ-У более проста в наладке и эксплуатации, чем САУМ-1, и не требует существенных затрат для своей реализации на энергоблоке.

 

1.1.3. Мероприятия по активизации участия тепловых электростанций в регулировании частоты в ЕЭС России

 

Приказом РАО "ЕЭС России" от 03.07.2000 г. № 368 предписано:

"1. Руководителям АО-энерго, АО-электростанций РАО "ЕЭС России":

1.1. В третьем квартале 2000 г. проанализировать причины, препятствующие на каждой конкретной электростанции выполнению требований ПТЭ (РД 34.20.501-95.- М.: СПО ОРГРЭС, 1996) в части пп. 6.3.3; 6.3.4; 6.3.9, а также пп. 3.3.6; 3.3.7; 3.3.8 для ГЭС, пп. 4.4.3; 4.4.13; 4.5.1; 4.5.13 для ТЭС, п. 4.6.2 для ГТУ; "Сборника распорядительных документов по эксплуатации энергосистем. Теплотехническая часть" (М.: СПО ОРГРЭС, 1998), пп. 4.3 и 4.4; Общих технических требований к управляющим подсистемам агрегатного и станционного уровней АСУ ТП ГЭС (РД 153-34.0-35.519-98); Методических указаний по испытаниям и наладке КТС ГРАМ (МУ 34-70-175-87);

1.2. В IV квартале 2000 г. подготовить и утвердить (по принадлежности) в Департаменте электростанций (Департаменте энергосистем) план мероприятий по обеспечению участия каждого турбо- и гидроагрегата, котлоагрегата, энергоблока в первичном регулировании частоты. Утвержденный экземпляр плана направить в РАО "ЕЭС России"; СО-ЦДУ ЕЭС России и в ОАО "Фирма ОРГРЭС".

При выполнении пп. 1.1 и 1.2 Приказа предлагается руководствоваться следующими положениями:

1. Энергоблоки ТЭС с конденсационными турбинами

 

1.1. На энергоблоках 800 МВт, работающих на газе, обеспечить эксплуатацию существующих систем регулирования мощности с частотными корректорами, настройки которых (зона нечувствительности и крутизна характеристики) должны соответствовать требованиям п. 4.4 "Сборника распорядительных документов по эксплуатации энергосистем (Теплотехническая часть)".- М.: СПО ОРГРЭС, 1998.

1.2. На энергоблоках 300 МВт с газомазутными котлами восстановить и ввести в работу существующие системы управления мощностью САУМ-1 в полном объеме.

На энергоблоках, где такие системы отсутствуют или восстановление их в полном объеме сопряжено со значительными трудностями, ввести в работу упрощенную систему САУМ-У, используя рекомендации дополнения.

1.3. На энергоблоках 150, 200, 300, 500 и 800 МВт с прямоточными пылеугольными котлами выполнить и ввести в работу упрощенную систему регулирования САУМ-У.

На энергоблоках с пылеугольными котлами, регулирование нагрузки которых сопряжено с возникновением неустойчивых топочных режимов или ограничено регулировочными возможностями вспомогательного оборудования, в порядке исключения и по согласованию с АО-энерго допускается использование САУМ-У без воздействия частотного корректора на регулятор нагрузки котла при ограничении его воздействия на турбинные регуляторы по величине отклонения давления свежего пара.

1.4. На энергоблоках с барабанными котлами восстановить и ввести в работу существующие системы управления мощностью САУМ-2 в полном объеме.

На энергоблоках, где такие системы отсутствуют или восстановление их в полном объеме сопряжено со значительными трудностями, выполнить и включить в работу вариант с главным регулятором или его аналогом на котле и регулятором частоты вращения на турбине.

 

2. ТЭЦ с теплофикационными турбинами

 

2.1. На энергоблоках ТЭЦ ввести в эксплуатацию проектные системы регулирования мощности с частотной коррекцией, выполненной в соответствии с указаниями п. 4.4 "Сборника распорядительных документов по эксплуатации энергосистем (Теплотехническая часть)".

На энергоблоках, где такие системы отсутствуют или восстановление их в полном объеме сопряжено со значительными трудностями, при работе блока в конденсационном и комбинированном режимах ввести в эксплуатацию:

- на энергоблоках с прямоточными котлами - упрощенную систему САУМ-У, используя рекомендации дополнения;

- на энергоблоках с барабанными котлами - главный регулятор давления свежего пара перед турбиной, воздействующий на котел или его аналог.

При использовании этих схем регулирования в комбинированном режиме диапазон автоматического регулирования мощности должен быть ограничен крайними положениями регулирующей диафрагмы теплофикационного отбора турбины.

2.2. ТЭЦ с поперечными связями так же, как и блочные ТЭЦ, должны участвовать в первичном регулировании частоты при работе теплофикационных турбин в конденсационном или комбинированном режиме за счет действий регуляторов частоты вращения. При этом давление в общей паровой магистрали ТЭЦ должно поддерживаться котлами.

 

3. На всех тепловых электростанциях:

 

Обеспечить качество работы регуляторов частоты вращения турбоагрегатов, отвечающее требованиям ПТЭ (пп. 4.4.3 и 4.4.10), для чего:

- определить на холостом ходу и под нагрузкой статические характеристики, зоны нечувствительности и степень неравномерности по частоте систем регулирования турбин и сопоставить их с соответствующими нормативами завода-изготовителя (ГОСТ 24278-89 "Турбины паровые стационарные для ТЭС. Общие технические требования");

- провести ревизию узлов системы регулирования, в которых обнаружены отклонения в работе, и устранить выявленные дефекты; в дальнейшем ежегодно проводить такие испытания и устранение дефектов;

- обеспечить непрерывную очистку масла в системах регулирования турбин от механических примесей с применением фильтров тонкой очистки; для уменьшения попадания механических примесей следить за величиной разрежения в узлах системы регулирования (20 - 40 мм вод. ст.);

- на турбинах К-300-240 ЛМЗ устранить "мертвую зону" в характеристике "перемещение регулирующих клапанов высокого давления в зависимости от давления управляющей жидкости" [Н_рквд ⁼ f(P_уп)] в области перехода на режим скользящего давления; для поддержания регулирующих клапанов турбины в заданном положении при работе в режиме скользящего давления использовать регулятор положения клапанов (давления управляющей жидкости) с исчезающим сигналом по частоте (см. дополнение).

При подготовке систем регулирования котлов к работе энергоблока в режиме регулирования частоты произвести:

- ревизию регулирующих органов котла (топлива, питания, воздуха, тяги, впрысков), определение их расходных характеристик и при необходимости приведение их в соответствие с Требованиями к оборудованию энергетических блоков мощностью 300 МВт и выше, определяемыми условиями их автоматизации. Особое внимание уделить устранению люфтов и выбегов регулирующих органов, а также состоянию тормозов, муфт сочленений, сальников и других элементов электропривода, подвергающихся быстрому износу;

- проверку и при необходимости корректировку статических и динамических настроек регуляторов мощности энергоблока и нагрузки котла (топлива, воздуха, питания, разрежения, температуры свежего и промежуточного пара);

- настройку вновь смонтированных, проверку и при необходимости корректировку статических и динамических настроек существующих регуляторов мощности энергоблока и нагрузки котла (топлива, воздуха, питания, разрежения, температуры свежего и промежуточного пара).

При наладке систем регулирования мощности произвести настройку частотных корректоров в соответствии с настройками регуляторов частоты вращения турбин, а именно, зону нечувствительности и статизм характеристики ЧК устанавливать не более степени нечувствительности и неравномерности по частоте вращения турбины в соответствии с п. 4.4.3 ПТЭ (см. п. 4.4 "Сборника распорядительных документов по эксплуатации энергосистем. Теплотехническая часть").

Произвести комплексные испытания системы регулирования (мощности) энергоблока в целом на действующем энергоблоке во всем регулировочном диапазоне, добиваясь соответствия полученных показателей точности поддержания регулируемых параметров в статике и качества переходных процессов в динамике соответствующим показателям, приведенным в "Рекомендациях по разработке систем автоматического регулирования ТЭС" (М.: СПО Союзтехэнерго, 1988).

За дополнительной информацией обращаться в ОАО "Фирма ОРГРЭС" по телефонам:

360-97-86 - Ительман Ю.Р.; 360-09-40 - Касьянов Л.Н.; 360-14-17 - Терещенко В.К. Факс: 360-86-40.

 

 

 

Дополнение

к Приказу № 368

 

УПРОЩЕННАЯ СИСТЕМА АВТОМАТИЧЕСКОГО

РЕГУЛИРОВАНИЯ МОЩНОСТИ САУМ-У

 

1. Особенности системы и область ее применения

 

В отличие от типовых структур, описываемых в нормативном материале для проектирования^*, САУМ-У не имеет обратной связи по электрической мощности. Благодаря этому она менее чувствительна к внутренним возмущениям и менее требовательна к качеству работы подчиненных систем авторегулирования. Этим объясняется простота выполнения и использования САУМ-У.

_____________

* Система автоматического регулирования частоты и мощности (АРЧМ) блочных тепловых электростанций с прямоточными котлами. Нормативный материал для проектирования. Минэнерго СССР, 1978 г. УДК 621.311.22.112:621.5: № Госрегистрации 78015136, Шифр XI-267-76-78.

 

САУМ-У предназначена для управления мощностью энергоблока при его работе на номинальных и скользящих параметрах при первичном регулировании частоты и при вторичном оперативном регулировании частоты и перетоков мощности в энергосистеме.

САУМ-У рекомендуется для применения на энергоблоках с прямоточными котлами, рассчитанными на работу как с до- , так и с закритическими параметрами пара.

 

2. Функциональная схема САУМ-У

 

Функциональная схема системы показана на рис. 1.1.

На энергоблоке сохраняются:

- штатная система автоматического регулирования котла (АСРК), обеспечивающая автоматическое изменение расходов топлива, питательной воды и воздуха при изменении задания на ее входе;

- штатная гидравлическая система регулирования (ГСР) турбины с регулятором скорости и двигателем МУТ.

АСРК может управляться вручную (РУ) задатчиком ведущего регулятора котла или моторным задатчиком нагрузки котла (МЗН) с помощью ключа или кнопок блока управления (в зависимости от типа используемой аппаратуры).

Система авторегулирования производительности котла АСРК имеется в том или ином виде на всех энергоблоках. Опыт использования САУМ различных типов показал, что при тщательной отладке статических соотношений топлива, воздуха и питательной воды удовлетворительные результаты позволяют получить простейшие системы регулирования соотношения топливо - воздух. Корректировка содержания кислорода в уходящих газах в спокойном режиме может выполняться персоналом.

 

Рис. 1.1. Функциональная схема САУМ-У

 

На турбине в соответствии с действующими нормативами запрещено использование регуляторов давления (РД) и положения клапанов (РН), препятствующих действию регулятора скорости. В некоторых случаях эти регуляторы на блоках имеются, но не используются.

На ряде блоков выполнены программаторы задания (ПЗ), позволяющие задавать конечное значение требуемой нагрузки и скорость перехода к ней от текущей.

На каждом блоке имеется в том или ином виде система ограничений и блокировок (СОБ), препятствующая недопустимым изменениям нагрузки при возникновении технологических ограничений или действии противоаварийной автоматики.

Для реализации САУМ-У необходимо выполнить частотную коррекцию (ЧК) задания АСРК. Частотная коррекция должна выполняться с коэффициентом усиления, равным крутизне частотной характеристики турбины.

Для автоматической коррекции давления перед турбиной и положения регулирующих клапанов необходимо выполнить комплект турбинных регуляторов ТР в соответствии с рекомендациями [1] и сформировать исчезающий сигнал, блокирующий их действие при отклонениях частоты. Переключение турбинных регуляторов осуществляется по алгоритму, принятому в типовых решениях [1] (рис. И78-545). К МУТ подключается тот из регуляторов, от которого последним поступила команда "больше".

Рис. 1.2. Структурная схема устройства частотной коррекции

 

Схема выполнения частотной коррекции, приведенная на рис. 1.2, также соответствует [1]. Сигнал от датчика частоты (ДЧ) подается на вход усилителя (У) и через звено типа "ограничение" - на инверсный вход усилителя. Величина зоны нечувствительности и суммарный коэффициент усиления по каналу частотной коррекции устанавливаются равными средним значениям соответствующих параметров регулятора частоты вращения турбины (PC), что обеспечивает при отклонении частоты изменение нагрузки котла, близкое к изменению мощности турбины. Реализация такой структуры позволяет использовать турбинные регуляторы в нормальных режимах работы блока, что полезно с точки зрения экономичности и сохранности оборудования. Исчезающий сигнал по частоте должен быть эквивалентен по форме и противоположен по направлению основному сигналу, появляющемуся на входе регулятора давления (регулятора положения клапанов) при перемещении регулирующих клапанов турбины под действием регулятора частоты вращения турбины. Это исключает встречное действие регулятора частоты вращения и регулятора давления (положения клапанов) при возмущении в энергосистеме.

Передаточная функция, примерно описывающая требуемое блокирующее звено, имеет вид

.

Такая функция может быть реализована путем демпфирования сигнала от датчика частоты и преобразования его с помощью реального дифференцирующего звена, имеющегося в составе любого комплекта аппаратуры регулирования с унифицированным сигналом.

При отсутствии в составе АСРК моторного задатчика МЗН его целесообразно выполнить для повышения удобства эксплуатации и надежности. Для контроля задаваемой котлу мощности целесообразно включить на его выходе измерительный прибор, отградуированный в единицах мощности или массового расхода топлива.

Под действием сигнала, пропорционального отклонению частоты, подаваемого по каналу ЧК в контур регулятора нагрузки котла, меняется его нагрузка. При равенстве коэффициентов передачи по каналу ЧК и по каналу регулятора частоты вращения турбины к моменту окончания переходного процесса на котле изменение его нагрузки равно изменению мощности турбины. При этом давление пара перед турбиной (или регулирующие клапаны турбины) возвращается к исходному значению. После окончания процесса изменения частоты блокирующий сигнал исчезает и регулятор давления пара (регулятор положения клапанов) обеспечивает поддержание соответствующего параметра (в том числе и в случае, если изменение нагрузки котла оказалось не соответствующим изменению мощности турбины) на заданной уставке.

Дополнительно повысить удобство управления мощностью можно за счет выполнения программного задатчика ПЗ, структурная схема которого показана на рис. 1.3. Схема соответствует чертежу И78-548 [1] и может быть реализована на любой унифицированной аппаратуре. В качестве выходного элемента И программного задатчика может быть использован любой тип интегратора с полным временем хода 20 - 60 с. Роль выходного элемента ПЗ может выполнить и МЗН, охваченный обратной связью по выходу, как показано на рис. 1.1. Однако использование МЗН в качестве выходного элемента ПЗ имеет смысл только при дефиците аппаратуры, поскольку это усложняет взаимодействие с системой ограничений и блокировок СОБ.

Рис. 1.3. Упрощенная структурная схема устройства формирования плановой составляющей нагрузки ПЗ

ПЗ действует следующим образом. При изменении задания задатчиком РЗД1 возникает разбаланс между входным и выходным сигналами ПЗ, что приводит к срабатыванию порогового элемента Р. На его выходе срабатывают реле РБ или РМ, контакты которых через реле блокировки РББ (РБМ) подключают интегратор И на выход импульсатора ИМП. Скважность последнего, задаваемая задатчиком РЗД2, определяет скорость перехода к конечному заданию. Текущая величина выхода И(МЗН) является плановым заданием блоку N_зд,пл.

Выполнения ПЗ могут быть различны в зависимости от используемой аппаратуры.

При реализации САУМ-У (как и любой другой системы автоматического управления мощностью блока) должно быть уделено внимание формированию сигналов, фиксирующих факт возникновения ограничений, при которых исключается возможность автоматического управления мощностью блока в одном или обоих направлениях. Сюда же относятся вопросы взаимодействия с противоаварийной автоматикой и технологическими защитами. На рис. 1.1 это изображено в виде системы ограничений и блокировок СОБ. Основные решения по взаимодействию с СОБ должны быть аналогичными рекомендуемым [1] (рис. И78-551, И78-552).

 

3. Аппаратное исполнение системы

 

Для формирования сигнала частотной коррекции может быть использован датчик Е-858, выпускаемый Витебским ПО "Электроизмеритель". Рекомендуется использовать модификацию Е-858/13 (диапазон 45-55 Гц, выходной сигнал 0-5 мА, погрешность 0,02). Все другие элементы структурных схем могут быть выполнены из блоков любых комплексов аппаратуры регулирования с унифицированным токовым сигналом (КАСКАД, АКЭСР, ПРОТАР, РЕМИКОНТ) или их комбинации.

 

4. Рекомендации по наладке

 

Наладка САУМ-У сводится к проверке настроек канала частотной коррекции и выбору настроек дифференциаторов, формирующих сигнал блокировки турбинных регуляторов при изменениях частоты. Величина зоны нечувствительности, устанавливаемая с помощью блока нелинейных преобразований, и коэффициент усиления, устанавливаемый в цепи частотной коррекции плановой мощности, должны соответствовать средним значениям соответствующих параметров регулятора скорости турбины.

Выбор настроек блока Д1, включаемого на регулятор давления перед турбиной, осуществляется следующим образом. Приблизительно в середине диапазона номинального давления при отключенном турбинном регуляторе подается сигнал, соответствующий, например, 10% изменения мощности задатчиком ведущего регулятора нагрузки котла. Одновременно на двигатель МУТ подается от ключа непрерывный сигнал в ту же сторону до тех пор, пока мощность турбогенератора изменится на 6-7%.

Любым способом, позволяющим регистрировать значения величины отклонения давления от исходной с интервалом 10-15 с, фиксируется процесс изменения отклонения давления пара перед турбиной во времени и изображается в виде графика. На основе анализа графика выбираются настройки дифференциатора, обеспечивающие близкий вид переходного процесса. (Исследования разомкнутой системы регулирования энергоблока с котлом ТГМП-114 показали, что возможный диапазон настроек дифференциатора Т_д, К_д, Т_ф в зависимости от жесткости связи с энергосистемой составляет: Т_д = 50-100 с, К_д = 1-2, Т_ф = 25 с).

На вход дифференциатора подается толчком сигнал, соответствующий 10%-ному изменению мощности (при среднем статизме турбины 4,5% это соответствует изменению частоты на 0,45%, или 0,225 Гц), и фиксируется процесс изменения сигнала на его выходе. Удобно фиксировать оба процесса, измеряя напряжение на выходе сумматора регулятора давления, поочередно вводя регуляторы чувствительности на соответствующих входах.

После предварительного выбора настроек нужно убедиться в том, что при повторном нанесении возмущений задатчиком ведущего регулятора нагрузки котла и воздействием на МУТ регулятор давления (особенно в начальной стадии процесса) практически бездействует. В противном случае можно скорректировать настройки и повторить опыт.

 

 

 

 

 

Литература

 

1. Типовые схемы регулирования мощности моноблоков с прямоточными котлами мощностью 300 МВт и выше (нормальные режимы). Шифр ХН-328-72, УДК-621.311.22.112; № 777 (Москва, 1974).

 

Перечень

информационных документов раздела

"Энергетические системы (надежность и устойчивость)",

изданных с 01.01.1990 г. по 31.12.2000 г.

 

Номер информационного документа, изданного после 01.01.1990 г.	Наименование документа	Состояние на 01.10.2001 г. (включен или не включен в настоящий Сборник)	Примечание
ИП-06-2000(э)	О рекомендациях по реализации на ТЭС Приказа РАО "ЕЭС России" от 03.07.2000 № 368 "О мероприятиях по выполнению на электростанциях требований ПТЭ по регулированию частоты"	Включен в п. 1.1 настоящего Сборника	С незначительной переработкой

 

 

2. ЗАЩИТА И ЭЛЕКТРОАВТОМАТИКА

 

2.1. О СОВЕРШЕНСТВОВАНИИ БЛИЖНЕГО И ДАЛЬНЕГО

РЕЗЕРВИРОВАНИЯ РАБОТЫ УСТРОЙСТВ РЗА

РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЕЙ 6-110 кВ

 

В последние годы увеличилось количество отказов основных защит или коммутационных аппаратов (короткозамыкателей, отделителей), особенно на тупиковых подстанциях напряжением 6-110 кВ, и, как следствие, число повреждений силовых трансформаторов.

В 1995 г. по указанным выше причинам на подстанциях 6 кВ и выше произошло 115 технологических нарушений в работе электрических сетей, приведших к повреждению 31 силового трансформатора напряжением 110-500 кВ.

Так, в Хабаровскэнерго при коротком замыкании в ячейке КРУ 6 кВ и отказе устройств РЗА на подстанции 110/35/6 кВ, а также из-за необеспечения резервирования действия устройств РЗА произошел пожар, вследствие которого были повреждены трансформатор ТДТН-25000/110 и 34 ячейки КРУ 6 кВ. Аналогичный случай произошел в Псковэнерго на подстанции 110/6 кВ. При этом были повреждены 16 ячеек ЗРУ 10 кВ и трансформатор ТРДЦН-63000/110.

Существующие типовые проектные решения не обеспечивают в полной мере дальнее резервирование действия устройств РЗА ВЛ 6-110 кВ и питающихся от них силовых трансформаторов в случае присоединения к линии двух трансформаторов и более. Даже в случае присоединения к тупиковой линии одного трансформатора невозможно обеспечить чувствительность защиты линии к возникшему короткому замыканию за трансформатором (в том числе для трансформаторов большой мощности) при наличии реактирования линий на стороне низшего напряжения.

Следует отметить, что типовые проектные решения прошлых лет в ряде случаев не позволяют обеспечить в полной мере надежное ближнее резервирование действия защит при коротких замыканиях на стороне низшего напряжения силовых трансформаторов 110/6-10 кВ из-за следующих недостатков, выявленных в процессе эксплуатации:

1. Оперативные цепи защит и цепи управления выключателями не имеют секционирования в пределах КРУ 6-10 кВ.

2. Оперативные цепи отделителя и короткозамыкателя объединены.

3. Дифференциальная защита трансформатора включается в общие токовые цепи с максимальной токовой защитой (МТЗ).

4. Защиты трансформатора в ряде случаев выполнены с одним выходным промежуточным реле.

5. На подстанциях с переменным оперативным током действие МТЗ на стороне 110 кВ с первой выдержкой времени на отключение вводов низшего напряжения выполняется от предварительно заряженных конденсаторов. При коротком замыкании в ячейке ввода конденсаторы схемы отключения выключателя разряжаются, защита трансформатора может действовать только со второй выдержкой времени на включение короткозамыкателя, что приводит к задержке ликвидации КЗ.

Кроме этого, следует отметить, что в соответствии с п. 3.2.17 "Правил устройства электроустановок" (М.: Энергоатомиздат, 1985) допускается в ряде случаев не обеспечивать полное дальнее резервирование действия устройств РЗА, если оно связано со значительным усложнением защиты или технически невозможно.

Как показало выполненное ОАО "Фирма ОРГРЭС" обобщение полученной информации от служб РЗА, многие энергосистемы пытаются самостоятельно решить вопросы более полного и надежного обеспечения резервирования устройств РЗА (в основном ближнего действия).

На подстанции с короткозамыкателями и отделителями выполняется действие защит на отключение отделителя при срабатывании защит трансформатора и отказе во включении короткозамыкателя в соответствии с Информационным письмом № 5-91 "О схемах защиты и автоматики подстанций с отделителями и короткозамыкателями" (М.: СПО ОРГРЭС, 1992).

Разделяются оперативные цепи отделителя и короткозамыкателя, устанавливаются дополнительные резервные МТЗ на стороне 110 кВ трансформаторов с токовыми и оперативными цепями, не заходящими в КРУ или КРУН.

Для быстрой ликвидации КЗ в ячейках КРУ устанавливаются дуговые защиты. Для КРУ, конструкция которых не позволяет выполнить дуговые защиты, выполняются токовые защиты шин.

Перечисленные мероприятия, внедренные в ряде энергосистем (Курскэнерго, Мосэнерго, Рязаньэнерго, Татэнерго), позволили существенно снизить повреждаемость трансформаторов.

Кроме того, Московским институтом "Энергосетьпроект" в 1995 г. разработаны рекомендации по реконструкции схем релейной защиты и управления существующих подстанций 110-220 кВ с упрощенными схемами соединений на переменном оперативном токе, позволяющие обеспечить надежное резервирование работы устройств релейной защиты.

В последние годы разработаны и внедрены в эксплуатацию устройства РЗА, позволяющие решать вопросы ближнего и дальнего резервирования:

1. Устройство дальнего резервирования релейной защиты УДР АХ-94.2.

2. Резервная защита трансформатора РТЗТ-01.

3. Резервная защита трансформаторной подстанции РЗТ.

4. Устройство резервирования защит трансформаторов подстанции 110-220 кВ типа УРЗТ.

Все эти устройства выполнены на микроэлектронной элементной базе и внедрены в опытную эксплуатацию в ряде энергосистем Российской Федерации и стран СНГ.

Устройства УДР и РТЗТ-01 прошли квалификационные испытания в ОАО "Фирма ОРГРЭС" и рекомендованы к широкому применению в энергосистемах.

Основные технические характеристики устройств приведены в приложении.

В целях предотвращения тяжелых повреждений и сохранения в работе силовых трансформаторов рекомендуется выполнить следующие мероприятия:

1. На подстанциях с короткозамыкателями и отделителями при срабатывании защит трансформатора и отказе во включении короткозамыкателя выполнить действие защит на отключение отделителя в соответствии с Информационным письмом № 5-91 "О схемах защиты и автоматики подстанций с отделителями и короткозамыкателями".

2. Разделить оперативные цепи отделителя и короткозамыкателя.

3. Для подстанций 110-220 кВ с переменным оперативным током провести реконструкцию схем РЗА и управления в соответствии с работами Московского института "Энергосетьпроект":

3.1. Рекомендации по реконструкции схем релейной защиты, управления, автоматики, сигнализации и компоновочным решениям существующих подстанций 110-220 кВ с упрощенными схемами соединений на переменном оперативном токе, 1995 г., инв. № 3283-тм, тт. 1-7.

3.2. Рекомендации по реконструкции схем релейной защиты, управления, автоматики, сигнализации и компоновочным решениям существующих подстанций типа КТПБ без выключателей на стороне 10 кВ на переменном оперативном токе, 1995 г., инв. № 3284-тм, тт. 1-6.

4. В соответствии с п. 5.4.19 "Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации" (М.: СПО ОРГРЭС, 2002) в КРУ 6-10 кВ устанавливать быстродействующую защиту от дуговых коротких замыканий внутри шкафов ячеек. В случае невозможности установки этих защит устанавливать токовые защиты шин.

5. Для обеспечения более полного дальнего резервирования защит трансформаторов устанавливать на головном конце ВЛ 6-110 кВ, работающей в радиальном режиме, устройство дальнего резервирования УДР АХ-94.2.

6. Для обеспечения ближнего резервирования защит трансформаторов устанавливать дополнительную максимальную токовую защиту РТЗТ-01.

Техническая помощь энергосистемам по внедрению новых устройств РЗА и мероприятий по совершенствованию резервирования защит силовых трансформаторов может быть оказана специалистами ОАО "Фирма ОРГРЭС" (тел. 095-3690761) и НПО "Техносервис-Электро" (тел. 095-3601362).

 

Основные технические характеристики

устройств ближнего и дальнего резервирования

защит трансформаторов 110-220 кВ

 

1. Устройство дальнего резервирования релейной защиты УДР АХ-94.2

 

Предназначено для дальнего резервирования при отказах релейной защиты или коммутационных аппаратов силовых трансформаторов с высшим напряжением 10-220 кВ. В зависимости от назначения устройство УДР АХ-94.2 устанавливается на головном конце ВЛ, работающей в радиальном режиме или на трансформаторе. Принцип работы устройства основан на значительном увеличении фазы тока при коротком замыкании за трансформатором или реактором по сравнению с током нагрузки. С целью обеспечения необходимой чувствительности независимо от вида КЗ и группы соединения трансформатора устройство имеет трехфазное исполнение. Устройство разработано Армэнергоналадкой и НПО "Техносервис-Электро" (Москва) и прошло квалификационные испытания в ОАО "Фирма ОРГРЭС". Устройство УДР АХ-94.2 рекомендовано к применению в энергосистемах Российской Федерации.

 

Техническая характеристика

 

Номинальное напряжение, В	100
Номинальный ток, А	5
Частота, Гц	50
Потребляемая мощность по цепям:
напряжения (на фазу), В×А	6
тока (на фазу), В×А	1
Диапазон уставок:
по току, А	0,1-20
по углу *, эл. град	1-90
по времени, с	0,1-20
Коэффициент возврата	Не менее 0,95
Температура окружающей среды,°С	От - 60 до + 55
Габаритные размеры, мм	60´305´170
Масса, кг	3,0

_____________

* Может быть изменен по заказу.

 

2. Резервная защита трансформатора РТЗТ-01

 

Устройство резервной токовой защиты силового трансформатора РТЗТ-01 предназначено для ближнего резервирования защит трансформатора и обеспечивает отключение при КЗ, сопровождающихся потерей постоянного оперативного тока и отказами в действии всех остальных защит трансформатора.

Устройство РТЗТ-01 является по принципу выполнения двухфазной максимальной токовой защитой с выдержкой времени, действующей на отключение коммутационных аппаратов с помощью предварительно заряженного от тока нагрузки встроенного конденсатора. Устройство содержит схему заряда конденсатора и вторичный стабилизированный источник питания от токовых цепей защиты и не требует источника оперативного тока.

Устройство разработано НПФ "Элеком", ОАО "Фирма ОРГРЭС" и НПО "Техносервис-Электро" и рекомендовано Межведомственной комиссией РАО "ЕЭС России" к применению в энергосистемах Российской Федерации. Устройство внедрено в Татэнерго и Чувашэнерго.

 

Техническая характеристика

 

Номинальный входной ток, А	5
Диапазон уставок по току, А	1-11
Диапазон уставок по времени, с	2-11
Дискретность уставок по току, А	1
Дискретность уставок по времени, с	1
Напряжение заряда конденсатора
емкостью 220 мкФ, В	350
Температура окружающей среды, °С	От - 40 до + 50
Габаритные размеры, мм	130´265´160
Масса, кг	3,5

 

3. Резервная защита трансформаторной подстанции РЗТ

 

Защита предназначена для резервирования трансформатора и дальнего резервирования трансформаторной подстанции 10/0,4 кВ. Представляет собой максимальную токовую защиту в однофазном исполнении и является полностью автономной (питание обеспечивается от накладного трансформатора тока, входящего в комплект поставки и надеваемого на втулку ввода высшего напряжения силового трансформатора).

Защита РЗТ разработана и внедрена в ОАО "Тулэнерго".

 

4. Устройство резервирования защит трансформаторов подстанции 110-220 кВ УРЗТ

 

Устройство УРЗТ используется совместно с блоком конденсаторов БК-402 и реле времени и предназначено для резервирования защиты трансформаторов подстанций 110-220 кВ. Оно представляет собой трехфазную МТЗ с выдержкой времени, действующую на отключение коммутационного аппарата трансформатора. Отключение коммутационного аппарата происходит от блока конденсаторов, предварительно заряженного выпрямленным напряжением от УРЗТ. Цепь разряда блока конденсаторов на отключение образуется при срабатывании УРЗТ и реле времени (контроль напряжения). Устройство разработано и внедрено в ОАО "Курскэнерго".

 

2.2. О ВНЕДРЕНИИ В ЭКСПЛУАТАЦИЮ МИКРОПРОЦЕССОРНЫХ УСТРОЙСТВ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ И АВТОМАТИКИ ТИПА БМРЗ И БМАЧР

 

Научно-техническим центром (НТЦ) "Механотроника" на базе АО "Ленинградский электромеханический завод" и АО "Электромаш" освоено производство первых отечественных микропроцессорных устройств релейной защиты и автоматики (РЗА) типа БМРЗ и БМАЧР. Блок микропроцессорный релейной защиты БМРЗ и блок микропроцессорный автоматический частотной разгрузки БМАЧР разработаны в НТЦ "Механотроника" по техническому заданию, согласованному с Департаментом науки и техники РАО "ЕЭС России".

Блок БМРЗ является многофункциональным устройством, выполняющим функции релейной защиты, автоматики, измерения, осциллографирования, регистрации, управления и контроля присоединений 6-10 кВ, и предназначен для установки в ячейках КРУ вводных, секционных, фидерных выключателей, трансформаторов до 6,3 МВ×А, электродвигателей мощностью до 4 МВт. Устройство БМРЗ имеет возможности подключения к иерархической АСУ в качестве элемента нижнего уровня.

Блок БМЧАР выполняет функции автоматики частотной разгрузки и повторного включения по алгоритмам АЧР1, АЧР2, АЧРС и ЧАПВ. Отличительной особенностью БМАЧР является высокая точность отработки уставок по частоте и времени.

Оба устройства имеют два пакета значений уставок с возможностью перехода от одного пакета к другому по внешнему сигналу, а в устройстве БМРЗ переход к другому пакету значений уставок может производиться автоматически по сигналу от органа направления мощности.

Устройства БМРЗ и БМАЧР успешно прошли межведомственные приемочные испытания и рекомендованы комиссией к применению в энергосистемах на объектах 6-35 кВ.

Первый опыт эксплуатации установочной партии БМРЗ и БМАЧР в АО "Ленэнерго" дал положительные результаты и показал, что эти устройства по своим техническим и эксплуатационным характеристикам не уступают зарубежным аналогам.

С учетом изложенного, в целях повышения надежности работы релейной защиты и автоматики энергообъектов 6-35 кВ рекомендуется проектным институтам и энергосистемам при выполнении проектов релейной защиты и автоматики новых и реконструируемых энергообъектов применять многофункциональные микропроцессорные устройства релейной защиты типа БМРЗ и микропроцессорные устройства автоматической частотной разгрузки типа БМАЧР, а щитостроительным заводам комплектовать ими ячейки КРУ и КРУН.

По вопросу заказа устройств и получения подробной информации обращаться в НТЦ "Механотроника".

 

2.3. О ВНЕДРЕНИИ АВТОМАТИЗИРОВАННЫХ УСТАНОВОК ДЛЯ ПРОВЕРКИ УСТРОЙСТВ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ И АВТОМАТИКИ

 

При выполнении наладочных работ и технического обслуживания устройств РЗА в настоящее время применяются установки типов УПЗ, У5050, ЭУ5000 производства Киевского ПО "Точэлектроприбор". С увеличением количества и сложности устройств РЗА, обслуживаемых персоналом служб РЗА, применение этих установок становится малоэффективным (большие трудозатраты обслуживающего персонала без гарантии качества проверки).

Снижение трудозатрат при выполнении технического обслуживания и улучшение качества проверок устройств РЗА достигается внедрением современных автоматизированных установок, выполненных с использованием микропроцессорной техники.

С 1993 г. в Российской Федерации налажено производство универсальных испытательных систем "РЕЛЕ-ТОМОГРАФ" (разработчик и изготовитель - НПП "Динамика", г. Чебоксары), и в настоящее время в энергосистемах эксплуатируется около 200 комплектов этих систем типоисполнений РЕТОМ-31 и РЕТОМ-41.

В сочетании с персональным компьютером испытательная система "РЕЛЕ-ТОМОГРАФ" позволяет автоматизировать процесс проверки.

Испытательная система "РЕЛЕ-ТОМОГРАФ" предназначена для контроля параметров устройств РЗА, испытаний релейной защиты с имитацией аварийных режимов, возникающих в энергосистемах, автоматизированной обработки результатов и выдачи протокола испытаний.

Система позволяет проводить анализ работы устройств РЗА путем воспроизведения аварийной ситуации с любого цифрового осциллографа, регулировку и проверку приборов ОМП, проверку аппаратуры при качаниях и асинхронном режиме, проверку характеристик РЗА при несинусоидальных сигналах и др.

Последняя модификация испытательной системы РЕТОМ-41 со стандартным пакетом программ позволяет проводить проверки всех находящихся в эксплуатации устройств релейной защиты и автоматики.

В стандартный пакет программ входят следующие программные модули:

- ручное управление источниками тока и напряжения;

- проверка реле тока и напряжения (ручная и автоматическая);

- проверка дистанционной защиты (ручная и автоматическая);

- модель энергосистемы;

- воспроизведение аварийных процессов с цифрового осциллографа;

- генератор несинусоидальных сигналов.

С системой поставляются специальные программы проверки панелей ЭПЗ-1636-67, проверки и настройки синхронизатора СА-1, проверки и настройки устройств АЧР и ЧАПВ и проверки счетчиков электроэнергии.

В целях повышения уровня эксплуатации устройств РЗА и сокращения трудозатрат на их техническое обслуживание рекомендуется энергосистемам и наладочным организациям использовать испытательную систему "РЕЛЕ-ТОМОГРАФ" для проведения наладки и технического обслуживания устройств РЗА.

НПП "Динамика" совместно с ОАО "Фирма ОРГРЭС" проводит работы по расширению номенклатуры специальных программ, разработке форм протоколов и приведению их в соответствие с действующими нормативными документами по эксплуатации устройств РЗА.

По вопросу заказа испытательной системы "РЕЛЕ-ТОМОГРАФ" обращаться в НПП "Динамика".

 

 

 

 

2.4. О ВНЕДРЕНИИ В ЭКСПЛУАТАЦИЮ АППАРАТУРЫ ПЕРЕДАЧИ КОМАНД ПРОТИВОАВАРИЙНОЙ АВТОМАТИКИ (ПА)

ТИПА АКАП-В НА БАЗЕ МИКРОПРОЦЕССОРНОЙ ТЕХНИКИ

 

Начато производство аппаратуры АКАП-В, являющейся результатом совместной разработки предприятия ТОО "Уралэнергосервис" (г. Екатеринбург) и СКВ "Восток" (г. Барнаул).

Аппаратура АКАП-В предназначена для передачи 8/16/24/32 команд автоматики и релейной защиты по проводным линиям в полосе частот стандартного телефонного канала 0,3-3,4 кГц и по высокочастотному (ВЧ) каналу, образуемому проводами линий электропередачи со смещением полосы рабочих частот в диапазоне 36-600 кГц.

Комплекс аппаратуры АКАП-В включает в себя три блока:

- передатчик тональных частот;

- передатчик ВЧ сигналов для работы в канале по линии электропередачи;

- приемник тональных частот, комплектуемый в случае необходимости дополнительным модулем для работы с ВЧ каналом.

В аппаратуре АКАП-В осуществляется;

- непрерывный автоматический контроль исправности ВЧ тракта и приемника;

- передача данных телемеханики со скоростью 100 бод (на контрольной частоте канала);

- однонаправленная телефонная связь (в том числе и по ВЧ каналу).

Аппаратура АКАП-В выполнена на современной элементной базе, позволяющей применить цифровую обработку сигналов в передатчике и приемнике, оснащена аппаратно-программными средствами самоконтроля и диагностики, имеет гальваническую развязку по цепям управления и сигнализации, позволяет произвести настройку основных электрических, временных, частотных (исключая линейный фильтр ВЧ передатчика и входной фильтр приемника) характеристик каждого блока с пульта управления непосредственно на месте установки.

В передатчике и приемнике АКАП-В осуществляется функция регистрации прохождения команды (дата, время, номер) с записью в энергонезависимую память для последующего анализа работы аппаратуры передачи команд и комплекса ПА.

Аппаратура АКАП-В полностью заменяет собой существующую на сегодняшний день аппаратуру передачи команд и выполняет ее функции на качественно новом уровне.

Отличительной особенностью аппаратуры АКАП-В является высокая надежность, обеспечиваемая точностью обработки команд ПА, устойчивостью параметров настройки, отсутствием пусконаладочных и профилактических работ при обслуживании, высокой ремонтопригодностью (блочная унификация).

Аппаратура аттестована Межведомственной комиссией РАО "ЕЭС России".

С учетом изложенного, в целях повышения надежности работы устройств ПА энергетических систем рекомендуется проектным институтам и энергосистемам при выполнении проектов новых комплексов ПА и реконструкции действующих применять аппаратуру АКАП-В как наиболее полно отвечающую современным техническим требованиям в части объема выполняемых функций и удобства обслуживания.

По вопросам заказа аппаратуры и получения подробной информации обращаться в ТОО "Уралэнергосервис".

 

2.5. О ВЫПОЛНЕНИИ п. 5.4.18 ПТЭ 15-го ИЗДАНИЯ

 

В "Правилах технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации: РД 34.20.501.95" (ПТЭ) (15-е издание) пунктом 5.4.18 предусматривается защита электромагнитов управления приводов выключателей от длительного протекания тока.

Как правило, для выключателей присоединений 6-220 кВ типовыми решениями по схемам управления такая защита не предусматривалась.

В настоящее время научно-исследовательскими и проектными институтами прорабатываются типовые решения по выполнению защиты электромагнитов управления приводов выключателей всех типов от длительного протекания тока.

В связи с многочисленными запросами энергопредприятий по выполнению п. 5.4.18 ПТЭ 15-го издания разъясняется, что требования этого пункта распространяются на находящиеся в эксплуатации схемы управления выключателями, где типовыми решениями при проектировании была предусмотрена защита электромагнитов управления от длительного протекания тока, и должны учитываться при новом проектировании и проведении работ по реконструкции и модернизации схем управления выключателями.

 

2.6. О ВЫПОЛНЕНИИ СЕЛЕКТИВНОЙ ЗАЩИТЫ

ОТ ЗАМЫКАНИЙ НА ЗЕМЛЮ В ОБМОТКЕ СТАТОРА

ТУРБОГЕНЕРАТОРОВ, РАБОТАЮЩИХ НА СБОРНЫЕ ШИНЫ

 

В соответствии с ПУЭ для турбогенераторов мощностью более 1 МВт, работающих непосредственно на сборные шины генераторного напряжения, должна быть предусмотрена защита от однофазных замыканий на землю в цепи статора и защита от двойных замыканий на землю с одной точкой в цепи статора. До последнего времени такая защита выполнялась в основном с использованием трансформаторов тока нулевой последовательности шинного типа (ТТНПШ). Использование ТТНПШ затруднено на генераторах, имеющих экранированные шинопроводы, кроме того, максимальная токовая защита с ТТНПШ не может обеспечить полный охват обмотки статора и имеет вблизи нейтрали мертвую зону. В настоящее время ТТНПШ сняты с производства.

В конце 80-х годов ОАО "ВНИИЭ" была разработана, а Чебоксарским электроаппаратным заводом выпущена опытная партия защиты генераторов от замыканий на землю без использования ТТНПШ типа БРЭ 1301.03. Опыт эксплуатации указанной защиты выявил ряд недостатков, основные из которых следующие:

- защита не предназначена для действия при двойных замыканиях на землю;

- защита реагирует только на устойчивые замыкания, близкие к металлическим;

- на генераторах, имеющих тиристорную систему возбуждения, требуется установка отдельного дополнительного трехфазного комплекта трансформаторов тока.

В ОАО "ВНИИЭ" разработан блок защиты турбогенераторов от однофазных и двойных замыканий на землю в цепи статора генератора типа ЗГНП (защита генератора нулевой последовательности), в котором отсутствуют вышеперечисленные недостатки.

Блок защиты ЗГНП предназначен для селективной защиты турбогенераторов в сети с компенсированной нейтралью. Блок обеспечивает защиту 100% обмотки статора. В отличие от БРЭ 1301.03 блок защиты ЗГНП чувствителен как к устойчивым замыканиям на землю, так и к повторно-кратковременным замыканиям, характерным для начальной стадии повреждения изоляции, а также к двойным замыканиям на землю с одной точкой в обмотке статора защищаемого генератора.

Блок защиты подключается по цепям напряжения к обмотке трансформатора напряжения генератора, собранной в разомкнутый треугольник, а по цепям тока в нулевой провод дифференциальной защиты генератора.

При двойных замыканиях на землю блок защиты реагирует на составляющую тока промышленной частоты, а при однофазных замыканиях - на высшие гармонические составляющие тока.

Пуск защиты комбинированный - по составляющей промышленной частоты и по гармонике 150 Гц напряжения нулевой последовательности.

Блок защиты имеет встроенное устройство для тестового контроля исправности.

Блок защиты ЗГНП прошел межведомственные приемочные испытания и рекомендован комиссией к применению на турбогенераторах, работающих на сборные шины генераторного напряжения 6-10 кВ в сети с компенсированной нейтралью.

С учетом изложенного, в целях обеспечения эффективной релейной защиты турбогенераторов, работающих на сборные шины, рекомендуется проектным институтам и энергосистемам при выполнении проектов новых и реконструируемых тепловых электрических станций с турбогенераторами, работающими на сборные шины, применять блоки селективной защиты типа ЗГНП.

По вопросу заказа блока защиты и получения технической информации для проектирования обращаться в ОАО "ВНИИЭ".

Адрес: 115201, Москва, Каширское шоссе, д. 22, корп. 3.

Телефон: (095) 113-59-81, факс (095) 113-43-88.

Телефон для справок в Департаменте научно-технической политики и развития РАО "ЕЭС России": (095) 220-51-66.

 

2.7. О ЗАМЕНЕ ЛАМП НАКАЛИВАНИЯ, ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ДЛЯ СИГНАЛИЗАЦИИ В ЦЕПЯХ РЗА, УПРАВЛЕНИЯ, НА ПОЛУПРОВОДНИКОВЫЕ ИНДИКАТОРЫ

 

Лампы накаливания, используемые на энергообъектах для целей сигнализации, имеют низкую надежность, неудовлетворительные эксплуатационные характеристики, а также трудности с их заменой. Это вызвало необходимость поиска альтернативных элементов сигнализации.

АО "Протон" по техническим требованиям, разработанным ОАО "Фирма ОРГРЭС" и согласованным с РАО "ЕЭС России", освоило производство ряда индикационных полупроводниковых приборов, которые могут быть успешно использованы на предприятиях электроэнергетики вместо сигнальных ламп накаливания.

Проведенные в ОАО "Фирма ОРГРЭС" испытания показали высокие эксплуатационные параметры разработанных светодиодных индикаторов: хорошую различимость состояния при значительной освещенности; работу в широком диапазоне рабочего напряжения (± 30%) без заметного изменения силы света; потребление малого тока (10-20 мА); отсутствие необходимости применения цветных линз (так как цвет свечения определяется самим индикатором); обеспечение режима "мигания" без сокращения срока службы; диапазон рабочих температур от минус 55° до плюс 70 °С; наработку на отказ при интенсивности отказов 10^-6 для полупроводниковых индикаторов 25000 ч (при 2000 ч для ламп накаливания).

Разработанные полупроводниковые индикаторы могут заменить практически все типы ламп накаливания, используемые для целей сигнализации на энергообъектах.

На основании изложенного Департамент стратегии развития и научно-технической политики РАО "ЕЭС России" рекомендует использование полупроводниковых индикаторов вместо ламп накаливания как при ремонте и реконструкции электрощитов и пультов, так и при новых разработках.

Технические данные основных разработанных индикаторов приведены в табл. 2.1 и 2.2.

За дополнительной информацией и по вопросу заказа индикаторов обращаться по адресу:

302027, г. Орел, ул. Лескова, д. 19.

Тел. (0862) 419273, 418457.

Факс. (0862) 418457, 410450.

 

Таблица 2.1

Светодиодные сигнальные лампы

 

Тип лампы	Яркость свечения	Цвет свечения	Цвет колбы	Цвет корпуса	Диапазон напряжений	Цена с НДС, руб.
СКЛ1, СКЛ2, СКЛ3, СКЛ4, СКЛ6	20	Красный Желтый Зеленый	Цвета свечения или молочно-белый	Белый или черный	пт 6¸60 ~ 6¸60	27
					пт 110¸380 ~ 110¸380	36
СКЛ5, СКЛ7, СКЛ9, СКЛ1О	20	Красный Желтый Зеленый	Цвета свечения или молочно-белый	Белый или черный	пт 55¸60 ~ 55¸60	27
					пт110¸220 ~ 110¸220	36
СКЛ8, СКЛ13	20	Красный Желтый Зеленый	Цвета свечения или молочно-белый	Белый или черный	пт 3¸28 ~ 3¸28	12
СКЛ11, СКЛ12	20	Красный Желтый Зеленый	Цвета свечения или молочно-белый	Белый или черный	пт 6¸220 ~ 6¸380	45
СКЛ11, СКЛ12	40	Красный Желтый Зеленый	Цвета свечения или молочно-белый	Белый или черный	пт 6¸220 ~ 6¸380	54
СКЛ15	500	Красный Желтый Зеленый	Цвета свечения или молочно-белый	Белый или черный	пт 3¸28	По запросу
СКЛ16	500	Красный Желтый Зеленый	Цвета свечения или молочно-белый	Белый или черный	пт 3¸60 ~ 127; 220	По запросу
Фиксатор						1,80
Примечание - Светодиодные сигнальные лампы: - заменяют арматуру АС220, АС19, AM, AME со встроенными светодиодными излучателями красного, зеленого и желтого цветов свечения; - длительно выдерживают без разрушения 1,5-кратные напряжения; - имеют срок службы 25000 ч; - потребляемый ток 10-20 мА.

 

Таблица 2.2

 

Полупроводниковые индикаторы, аналоги малогабаритных

ламп накаливания типа КМ в цоколе Т6,8 ГОСТ 6948-74

 

Условное обозначение                 КИП Д  43 А  1 -2 К                АДБК.432220.601 TУ
Индикатор полупроводниковый											Цвет свечения
Д-единичный, М-мнемонический											К - красный
Номер разработки											Л - зеленый
Группа (по рабочему напряжению)											Ж - желтый
Вариант исполнения по длине											Число кристаллов
Условное обозначение		Рабочее напряжение, В								Род тока			Длина, мм
Индикатор АДБК.432220.601 ТУ
КИПД43А-1К, Л, Ж		6								=			45
КИПД43А1-1К, Л, Ж													52
КИПД43А-2К, Л, Ж										~			45
КИПД43А1-2К, Л, Ж													52
КИПД43Б-1К, Л, Ж		12								=			45
КИПД43Б1-1К, Л, Ж													52
КИПД43Б-2К, Л, Ж													45
КИПД43Б1-2К, Л, Ж													52
КИПД43В-1К, Л, Ж		24								=			45
КИПД43В1-1К, Л, Ж													52
КИПД43В-2К, Л, Ж										~			45
КИПД43В1-2К, Л, Ж													52
КИПД43Г-1К, Л, Ж		48								=			45
КИПД43Г1-1К, Л, Ж													52
КИПД43Г-2К, Л, Ж										~			45
КИПД43Г1-2К, Л, Ж													52
КИЛД43Д-1К, Л, Ж		60								=			45
КИПД43Д1-1К, Л, Ж													52
КИПД43Д-2К, Л, Ж													45
КИПД43Д1-2К, Л, Ж													52
Индикатор АДБК.432220.699 ТУ
КИПД51А-2К, Л, Ж		220								=			45
КИПД51А1-2К, Л, Ж													52
КИПД51А2-1К, Л, Ж										~			47
КИПД51А3-1К, Л, Ж													54
Индикатор АДБК.432220.700 ТУ
КИПД52А-1К, Л, Ж	6								=			47
КИПД52А1-1К, Л, Ж												54
КИПД52Б-1К, Л, Ж	12								=			47
КИПД52Б1-1К, Л, Ж												54
КИПД52В-1К, Л, Ж	24								=			47
КИПД52В1-1К, Л, Ж												54
КИПД52Г-1К, Л, Ж	48								=			47
КИПД52Г1-1К, Л, Ж												54
КИПД52Д-1К, Л, Ж	60								=			47
КИПД52Д1-1К, Л, Ж												54

 

 

 

 

 

2.8. О ВНЕДРЕНИИ В ЭКСПЛУАТАЦИЮ УНИВЕРСАЛЬНЫХ ВЫСОКОЧАСТОТНЫХ (ВЧ) ПРИЕМОПЕРЕДАТЧИКОВ ЗАЩИТ

ТИПА ПВЗУ-М и ПВЗУ-Е

 

Начиная с 1994 г. в г. Екатеринбурге выпускался приемопередатчик высокочастотных защит типа ПВЗУ, предназначенный для передачи и приема ВЧ сигналов релейной защиты по линиям электропередачи напряжением 110-1150 кВ и работающий в комплекте со всеми видами существующих высокочастотных защит.

В марте 1995 г. Межведомственной комиссией была проведена приемка ОКР "Универсальный приемопередатчик высокочастотной защиты ВЛ 110-1150 кВ (высокочастотный пост защиты ПВЗУ), выполненной предприятием "Уралэнергосервис". Комиссия рекомендовала приемопередатчик ПВЗУ к применению в энергосистемах без ограничений.

В процессе эксплуатации приемопередатчиков ПВЗУ были выявлены некоторые недостатки аппаратуры, в связи с чем в августе 1998 г. ТОО "Уралэнергосервис" произведена радикальная модернизация и аппаратуре присвоен индекс "М". При этом была улучшена помехозащищенность аппаратуры; запись в энергонезависимую память параметров аварийных событий и результатов диагностики ВЧ канала в случае его неисправности стала производиться с фиксацией текущего времени и даты.

Постоянная работа, проводимая ТОО "Уралэнергосервис" по совершенствованию и улучшению технических характеристик приемопередатчика, привела к появлению типоисполнения приемопередатчика ПВЗУ-Е, выполненного в конструктиве Евромеханика и отмеченного в апреле 2000 г. дипломом ВВЦ. В связи с переходом на другой конструктив приемопередатчик ПВЗУ-Е был подвергнут испытаниям на соответствие требованиям к помехозащищенности, изложенным в технических условиях на аппаратуру ПВЗУ и соответствующих ГОСТ и нормах МЭК.

Извещением об изменении технических условий ИШИЕ. 424225.001ТУ от 02.08.2000 г. вводятся типоисполнения ПВЗУ-М и ПВЗУ-Е и прекращается действие ТУ на устаревшую аппаратуру ПВЗУ, выпуск и распространение которой прекращен ТОО "Уралэнергосервис" с августа 1998 г.

С учетом изложенного в целях повышения надежности работы основных высокочастотных защит линий электропередачи Департамент научно-технической политики и развития РАО "ЕЭС России" рекомендует проектным институтам и энергосистемам при выполнении новых проектов защит линий электропередачи 110-1150 кВ и реконструкции действующих защит, оснащенных ламповыми приемопередатчиками, а также аппаратами с устаревшими устройствами автоматической проверки канала, применять аппаратуру ПВЗУ-М и ПВЗУ-Е как наиболее полно отвечающую современным техническим требованиям в части объема выполняемых функций и удобства обслуживания.

По вопросам заказа аппаратуры и получения подробной информации обращаться в ТОО "Уралэнергосервис".

Адрес: 620219, г. Екатеринбург, ГСП 913, ул. Толмачева, д. 6.

Тел/факс: (3432) 465-630, 423-451, ОДУ Урала 3-83, 4-88.

Авт. факс: (3432) 599-108, ОДУ Урала 2-22.

Т/т: 22-11-80 ВАТТ.

E-mail: ues@enserv.ural.elektra.ru.

Телефон для справок в Департаменте научно-технической политики и развития РАО "ЕЭС России":

(095) 220-51-66.

 

Перечень

информационных документов раздела "Защита и электроавтоматика",

изданных с 01.01.1990 г. по 31.12.2000 г.

 

Номер информационного документа, изданного после 01.01.1990 г.	Наименование документа	Состояние на 01.10.2001 г. (включен или не включен в настоящий Сборник)	Примечание
ИП-01-96(э)	О совершенствовании ближнего и дальнего резервирования работы устройств РЗА распределительных сетей 6-110 кВ	Включен в п. 2.1 настоящего Сборника	Без переработки
ИП-01-96-97(э)	О промежуточном реле РЭП-25	Не включен в настоящий Сборник	Выпущена заводская информация
ИП-07-97(э)	О новом генераторе технической частоты ГТЧ-3М	Не включен в настоящий Сборник	Выпущена заводская информация
ИП-08-97(э)	О внедрении в эксплуатацию микропроцессорных устройств релейной защиты и автоматики типа БМРЗ и БМАРЧ	Включен в п. 2.2 настоящего Сборника	Без переработки
ИП-09-97(э)	О внедрении автоматизированных установок для проверки устройств релейной защиты и автоматики	Включен в п. 2.3 настоящего Сборника	Без переработки
ИП-14-97(э)	О выполнении п. 5.4.18 ПТЭ 15-го издания	Включен в п. 2.5 настоящего Сборника	Без переработки
ИП-03-98(э)	О выполнении селективной защиты от замыканий на землю в обмотке статора турбогенераторов, работающих на сборные шины	Включен в п. 2.6 настоящего Сборника	Без переработки
ИП-04-98(э)	О внедрении в эксплуатацию аппаратуры передачи команд противоаварийной автоматики (ПА) типа АКАП-В на базе микропроцессорной техники	Включен в п. 2.4 настоящего Сборника	Без переработки
ИП-09-99(э)	О замене ламп накаливания, используемых для сигнализации в цепях РЗА, управления, на полупроводниковые индикаторы	Включен в п. 2.7 настоящего Сборника	Без переработки
ИП-05-2000(э)	О внедрении в эксплуатацию универсальных высокочастотных (ВЧ) приемопередатчиков защит типа ПВЗУ-М и ПВЗУ-Е	Включен в п. 2.8 настоящего Сборника	Без переработки

 

 

3. СОБСТВЕННЫЕ НУЖДЫ

 

3.1. О ПРОДЛЕНИИ СРОКА СЛУЖБЫ И ПОВЫШЕНИИ

НАДЕЖНОСТИ СТАЦИОНАРНЫХ СВИНЦОВО-КИСЛОТНЫХ

АККУМУЛЯТОРОВ ТИПА С И СК, НАХОДЯЩИХСЯ

В ЭКСПЛУАТАЦИИ

 

В последние годы на энергообъектах РАО "ЕЭС России", предприятиях топливно-энергетического комплекса стало возрастать число отказов источников питания оперативного постоянного тока - стационарных аккумуляторных батарей (АБ). Только на предприятиях РАО "ЕЭС России" с января 1996 г. по сентябрь 1998 г. произошло значительное число отказов, в том числе несколько случаев привели к тяжелым экономическим последствиям. К основным причинам отказов в первую очередь необходимо отнести снижение емкости АБ, происходящее из-за сверхнормативных сроков их эксплуатации (при этом, как правило, отсутствуют средства на их замену), повышенную сульфатацию электродов, вызванную нарушениями требований инструкции по эксплуатации, и др.

Предприятием ЗАО "Гальва" научного центра Российской Академии наук (г. Черноголовка Московской обл.) разработана технология восстановления емкости свинцово-кислотных аккумуляторов типа С и СК (технология ТВЕСА) на основе применения токопроводящих полимеров (активирующих добавок), что позволяет восстановить разрядные характеристики аккумулятора и, следовательно, работоспособность АБ. Кроме того, в результате восстановительного ремонта снижается газовыделение, уменьшается саморазряд, шламообразование, деформация пластин, внутреннее сопротивление: повышается коррозионная стойкость токоотвода (решетки).

Выполненные по упомянутой технологии ремонты АБ на большом числе энергообъектов АО-энерго, РАО "ЕЭС России", Белоруссии, Украины подтверждают ее хорошие технико-экономические показатели и показывают, что АБ полностью восстанавливают потерянную емкость. Контрольные разряды, проведенные после одного и двух лет эксплуатации, подтверждают, что емкость отремонтированных с применением технологии ТВЕСА батарей за прошедший период практически не изменилась и соответствует номинальной.

Технология восстановления емкости аккумуляторов, отработавших нормативные сроки службы или утративших ее в процессе эксплуатации, была рассмотрена Межведомственной комиссией и принята для дальнейшего использования на объектах РАО "ЕЭС России", топливно-энергетического комплекса и других отраслей народного хозяйства.

Исходя из изложенного рекомендуется:

1. Провести обследование АБ для определения их состояния.

2. Определить фактическую емкость АБ, особенно отработавших нормативный срок службы, для чего выполнить контрольный разряд АБ.

3. Для продления срока службы АБ, отработавших в соответствии с ГОСТ нормативный срок или имеющих сниженную емкость (но не ниже 60% номинальной), следует применять технологию ремонта, разработанную фирмой ГАЛЬВА - ТВЕСА.

4. За дополнительной информацией и по вопросу заключения договора на восстановительный ремонт аккумуляторных батарей по упомянутой технологии необходимо обращаться по адресу: 142432, г. Черноголовка Московской обл., Школьный бульвар, 1А, 304. Контактный телефон (095) 913-21-14.

 

3.2. О ПРИМЕНЕНИИ СВИНЦОВО-КИСЛОТНЫХ АККУМУЛЯТОРОВ

ЗАКРЫТОГО ИСПОЛНЕНИЯ ТИПА ТБ 350-600 ПРОИЗВОДСТВА

ТЮМЕНСКОГО АККУМУЛЯТОРНОГО ЗАВОДА

 

Тюменский аккумуляторный завод разработал и освоил серийный выпуск свинцово-кислотных стационарных аккумуляторов закрытого исполнения типа ТБ 350-600 номинальной емкостью 350, 400, 450, 500, 550, 600 А×ч.

Положительные и отрицательные электроды - пастированные, с токоотводами решетчатой конструкции, отлитые из малосурмянистого сплава, что обеспечивает значительное уменьшение газовыделения. В качестве сепарации применяется минипласт и стекловолокно. Аккумуляторы выпускаются в баках из прозрачной и полупрозрачной ударопрочной пластмассы, снабженные фильтр-пробкой, задерживающей аэрозоли серной кислоты.

Аккумуляторы оборудованы глухими крышками и поставляются без электролита заряженными с плотно завернутыми фильтр-пробками, что обеспечивает их герметичность при транспортировании и хранении. По желанию заказчика аккумуляторы могут поставляться заряженными и заполненными электролитом.

В комплект поставки с аккумуляторами входят: фильтр-пробки, перемычки, ареометр, термометр, резиновые колпачки и электролит, готовый к употреблению.

По своим техническим характеристикам, конструктивным решениям аккумулятор не уступает зарубежным аналогам, а по некоторым показателям и превосходит их.

Аккумулятор прошел испытания на определение электрических характеристик, безотказность и др. в научно-исследовательском и проектно-конструкторском аккумуляторном институте (НИАИ, г. Санкт-Петербург).

Технические условия на аккумулятор рассмотрены и согласованы РАО "ЕЭС России", его отраслевыми институтами, а также институтом НИАИ и приняты Межведомственной комиссией. Комиссии были представлены протоколы и результаты испытаний, которые она утвердила. В состав комиссии входили представители эксплуатационных организаций, отраслевых институтов РАО "ЕЭС России".

Разрядные характеристики аккумуляторов приведены в таблице 3.1.

 

Таблица 3.1

 

 

 

 

 

Обозначение аккумулятора	Режим разряда
	10 ч		5 ч		3 ч		1 ч		0,5 ч		0,25 ч		1 мин	0,5 мин
	Ток, А	Емкость, А×ч	Ток, А	Емкость, А×ч	Ток, А	Емкость, А×ч	Ток, А	Емкость, А×ч	Ток, А	Емкость, А×ч	Ток, А	Емкость, А×ч	Ток, А	Емкость, А×ч
	Конечное напряжение
	1,5		0,8		1,8		1,75		1,75		1,75		1,65	-
ТБ-350	35	350	58	290	87	262	164	164	222	111	274	68	486	910
ТБ-400	40	400	66	330	100	300	188	188	253	127	313	78	556	1040
ТБ-450	45	450	74	370	112	337	211	211	285	142	352	88	625	1170
ТБ-500	50	500	82	410	125	375	235	235	317	158	392	98	695	1300
ТБ-550	55	550	91	455	137	412	258	258	348	174	431	108	764	1430
ТБ-600	60	600	99	495	150	450	282	82	380	190	470	117	834	1560

 

На основании изложенного рекомендуется проектным институтам, энергосистемам, энергообъектам при новом строительстве и реконструкции, выборе или замене аккумуляторных батарей, отработавших нормативный срок службы, применять аккумуляторы типа ТБ.

За дополнительной информацией, а также по вопросу заказа аккумуляторов необходимо обращаться на завод-изготовитель по адресу:

625001, г. Тюмень, ул. Ямская, 103. Главный инженер Еникеев С.С., тел. (3452) 43-44-93; факс 43-46-13.

 

3.3. О ЗАКУПКЕ СВИНЦОВО-КИСЛОТНЫХ АККУМУЛЯТОРОВ ЗАРУБЕЖНОГО ПРОИЗВОДСТВА

 

В последние годы энергообъекты РАО "ЕЭС России" и АО-энерго начали закупать аккумуляторы закрытого типа, снабженные фильтр-пробкой или пробкой для рекомбинации газа, различных зарубежных фирм для замены находящихся в эксплуатации аккумуляторов открытого исполнения типа С, СК, а также закрытого исполнения типа СН, выработавших установленный для них срок службы или находящихся в неудовлетворительном состоянии, а восстановление их емкости (в том числе и по технологии "ГАЛЬВА" - (см. параграф 3.1) невозможно.

Курский аккумуляторный завод, который является единственным в РФ производителем свинцовых стационарных аккумуляторов с электродами большой поверхности, до настоящего времени не приступил к производству аккумуляторов закрытого исполнения, несмотря на то, что технические условия (ИЛТГ. 563312.008) на такие аккумуляторы (серии БП) были согласованы РАО "ЕЭС России" еще в 1997 г. По имеющейся информации начало их производства возможно только в 2002 г.

Большинство зарубежных фирм выпускают стационарные аккумуляторы закрытого исполнения, соответствующие европейскому стандарту DIN. При этом в названии аккумуляторов, как правило, отражается конструкция положительных электродов аккумулятора:

- GroE - аккумуляторы с электродами поверхностного типа ("Планте");

- OPzS - аккумуляторы с панцирными пластинами;

- OGi - аккумуляторы с намазными электродами.

Вместе с тем некоторые фирмы выпускают аккумуляторы, в которых положительный электрод имеет "стержневую" (решетчатую) конструкцию и помещен в конверт из синтетического материала.

Основными требованиями, предъявляемыми к стационарным аккумуляторам, является длительный срок службы (не менее 20 лет), высокая надежность и способность аккумуляторной батареи отдавать расчетную емкость в аварийной ситуации в течение всего срока службы. В значительной степени на срок службы и электрические характеристики аккумуляторов оказывают влияние конструкция и технология изготовления положительных электродов.

Аккумуляторы типа БП и GroE по данным заводов-изготовителей имеют: срок службы не менее 20 лет; низкое внутреннее сопротивление; большие значения разрядного тока как в импульсе (не более 10 с), так и при коротких (до 1 ч) разрядах. В то же время их удельные электрические характеристики хуже, чем у аккумуляторов других типов, имеют небольшое количество циклов (200-300), а также высокую материалоемкость, и, как следствие, стоимость их выше.

Аккумуляторы типа OPzS имеют трубчатую конструкцию положительного электрода: токоотвод в форме стержня помещен в активную массу, заключенную в панцирь, что предотвращает ее оплывание. Панцирь выполнен из специальной синтетической ткани. По данным завода-изготовителя срок службы таких аккумуляторов достигает 15 лет и более. Аккумуляторы имеют повышенное внутреннее сопротивление, что несколько ограничивает их применение в режиме кратковременных импульсов тока ("толчковых" до 5 с).

Аккумуляторы типа OGi по конструкции положительного электрода имеют два типа исполнения: решетчатый или стержневой - панцирный.

Токоведущие элементы стержневого электрода помещены в активную массу, заключенную в панцирь из специальной синтетической ткани, предотвращающей ее оплывание. Аккумуляторы с намазным электродом имеют разрядные характеристики лучше, чем аккумуляторы типа OPzS, но срок их службы составляет всего 10-12 лет. Аккумуляторы со стержневым электродом имеют разрядные характеристики, соответствующие типу GroE, и срок службы не менее 20 лет.

Все типы аккумуляторов рассчитываются таким образом, чтобы в конце срока службы при соблюдении заводских требований по эксплуатации в момент проведения контрольного разряда аккумуляторная батарея отдавала 80% номинальной емкости.

Ряд фирм выпускает герметизированные аккумуляторы с абсорбированным или гелеобразным электролитом, т.е. электролит находится внутри сосуда - бака не в жидком, а в связанном состоянии, что при соблюдении определенных условий заряда позволяет решать проблему практически полной рекомбинации газов внутри аккумулятора. Учитывая, что при эксплуатации возможно образование некоторого количества водорода, аккумулятор снабжен предохранительным клапаном, настроенным на избыточное давление примерно 0,4 атм.

На энергообъектах аккумуляторная батарея является аварийным источником электропитания, и от типа выбранных аккумуляторов, их состояния в процессе эксплуатации зависит надежность энергообъекта в целом.

В связи с изложенным, а также исходя из того, что начало производства аккумуляторов закрытого типа заводами РФ задерживается, рекомендуется при закупке аккумуляторов зарубежных фирм руководствоваться следующим:

1. На электростанциях применять аккумуляторы с пластинами большой поверхности типа "Планте" (по зарубежной классификации - GroE) или с иной конструкцией положительного электрода, имеющие разрядные характеристики не хуже, чем у аккумуляторов типа БП или GroE, и сроком службы аккумулятора не менее 20 лет.

2. На сетевых объектах, а также на электростанциях малой и средней мощности возможно применение аккумуляторов как типа OPzS со сроком службы не менее 15 лет, так и типов, указанных в п. 1. Выбор типа аккумулятора должен выполняться проектным институтом в зависимости от конкретного объекта (от главной схемы электрических соединений, типа коммутационных аппаратов, последовательности их работы в цикле автоматики и др.).

3. Не рекомендуется применять аккумуляторы типа OPzV и OGiV с гелеобразным электролитом из-за сниженного срока службы, жестких условий по эксплуатации, а также невозможности косвенной оценки состояния аккумуляторов по уровню электролита и его плотности.

4. Замену аккумуляторной батареи необходимо выполнять на основании рабочей документации, разработанной проектным институтом.

5. Требовать от завода - поставщика АБ указания в инструкции по эксплуатации аккумуляторной батареи о допустимом числе элементов, которые могут иметь отклонение по напряжению между собой более чем ± 20 мВ, и что необходимо предпринимать для исправления возникшей ситуации, поскольку это обстоятельство влияет на срок службы элементов.

6. Согласовывать с фирмой-поставщиком возможность применения для приготовления электролита серной кислоты высшего сорта но ГОСТ 667-73 и дистиллированной воды по ГОСТ 6709-72 без влияния на срок службы аккумуляторов. При этом должна указываться плотность электролита и ее допустимые отклонения при расчетной температуре.

7. Применять в качестве зарядно-подзарядного агрегата устройства, производимые на заводах РФ, например опытного завода ВНИИЭлектропривод (г. Москва), обеспечивающие достаточную точность поддержания напряжения при работе в режиме подзаряда (± 1%).

8. В соответствии с Приказом РАО "ЕЭС России" от 16.11.98 № 229 аккумуляторы зарубежных фирм или производимые на совместных предприятиях должны пройти сертификационные испытания в испытательном центре аккумуляторного института НИИАИ (197376, г. Санкт-Петербург, ул. Даля, д. 10).

9. Фирму - поставщика аккумуляторов определять на конкурсной основе (тендера).

10. С выходом настоящего Письма Информационное письмо ИП-03-2000(э) отменяется.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Перечень

информационных документов раздела

"Собственные нужды",

изданных с 01.01.1990 г. по 30.06.2001 г.

 

Номер информационного документа, изданного после 01.01.1990 г.	Наименование документа	Состояние на 01.10.2001 г. (включен или не включен в настоящий Сборник)	Примечание
ИП-01-99(э)	О продлении срока службы и повышения надежности стационарных свинцово-кислотных аккумуляторов типа С и СК, находящихся в эксплуатации	Включен в п. 3.1 настоящего Сборника	Без переработки
ИП-03-2000(э)	О закупке свинцово-кислотных аккумуляторов зарубежного производства	Аннулируется	Отменено ИП-07-2001(э)
ИП-01-2001(э)	О применении свинцово-кислотных аккумуляторов закрытого исполнения типа ТБ 350-600 производства Тюменского аккумуляторного завода	Включен в п. 3.2 настоящего Сборника	Без переработки
ИП-07-2001(э)	О закупке свинцово-кислотных аккумуляторов зарубежного производства	Включен в п. 3.3 настоящего Сборника	Без переработки

 

 

4. ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ МАШИНЫ

И ИХ ВОЗБУЖДЕНИЕ

 

4.1. О ДАЛЬНЕЙШЕМ ВНЕДРЕНИИ НА ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ

ВЗРЫВО- и ПОЖАРОБЕЗОПАСНЫХ ТУРБОГЕНЕРАТОРОВ

 

В связи с тем, что несколько энергосистем дало заказ на разработку новых турбогенераторов с водородным охлаждением, до сведения главных инженеров проектных организаций, АО-энерго и электростанций доводится следующее.

В целях повышения пожарной безопасности электростанций и исключения крупных пожаров, сопровождающихся большим ущербом, отраслью заключены договора на разработку взрыво- и пожаробезопасных турбогенераторов с жидкостным охлаждением с освоением в 1993-1994 гг. серийного выпуска всей номенклатуры мощностей в диапазоне от 110 до 500 МВт. Серийный выпуск турбогенераторов 800 МВт типа Т3В-800-2У3 налажен АО "Электросила", и в настоящее время пять таких турбогенераторов эксплуатируется на Пермской и Рязанской ГРЭС.

Технико-экономические показатели у турбогенераторов с жидкостным охлаждением лучше, чем у генераторов с водородным охлаждением. Кроме того, они имеют значительные эксплуатационные преимущества и взаимозаменяемы по присоединительным размерам с водородными машинами соответствующей мощности.

С учетом изложенного принято решение не применять начиная с 1995 г., турбогенераторы с водородным охлаждением. Всем проектным организациям, энергосистемам и электростанциям рекомендуется предусматривать при новом строительстве и при реконструкции энергообъектов применение турбогенераторов с жидкостным охлаждением.

 

4.2. ОБ ИЗМЕНЕНИИ № 1 "ТИПОВОЙ ИНСТРУКЦИИ

ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЕЙ В УСТАНОВКАХ

СОБСТВЕННЫХ НУЖД ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ: РД 34.45.509-91"

(М.: СПО СОЮЗТЕХЭНЕРГО, 1991)

 

Предлагается внести в Типовую инструкцию следующие изменения:

1. В п. 1.15 вторую строку снизу следует читать "... отключение электродвигателя при повышении температуры подшипников двигателя..."

2. В п. 2.7 десятую строку сверху следует читать "Если температура охлаждающей среды выше 40 °С, но..."

 

4.3. О ЗАМЕНЕ БЛОКА ОГРАНИЧЕНИЯ МИНИМАЛЬНОГО

ВОЗБУЖДЕНИЯ ТИПА БОМВ НА МИКРОЭЛЕКТРОННОЕ

УСТРОЙСТВО ОМВ-А2

 

В настоящее время из-за сокращения потребления электроэнергии и разгрузки линий электропередачи повысились уровни напряжений в основных электрических сетях 110-750 кВ.

Для нормализации уровней напряжения в ряде случаев вынужденно снижаются токи роторов генераторов электростанций, что может привести к повышенным нагревам и повреждениям зубцов крайних пакетов сердечника и стержней обмотки статора в торцевых зонах генераторов. В этих условиях необходимо обеспечить четкую работу ограничителей минимального возбуждения в составе АРВ.

В системах высокочастотного возбуждения турбогенераторов 165, 200 и 300 МВт с панелями регулирования типа ЭПА-325 для ограничения минимального возбуждения применяются блоки типа БОМВ. Из-за низкого коэффициента усиления и большого статизма регулирования БОМВ не обеспечивают четкого ограничения тока ротора, вследствие чего при повышении напряжения в энергосистеме возможно чрезмерное снижение тока ротора. Блоки БОМВ не содержат стабилизирующих устройств для обеспечения устойчивости в режиме ограничения, поэтому часты случаи качаний активной и реактивной мощности.

ОАО "ВНИИЭ" совместно с ОАО "Фирма ОРГРЭС" разработано новое устройство ограничения минимального возбуждения (ОМВ-2А), предназначенное для замены блоков БОМВ в упомянутых системах возбуждения турбогенераторов 165, 200 и 300 МВт.

В блоке ОМВ-2А полностью устранены отмеченные недостатки блоков БОМВ. Применена современная элементная база (интегральные операционные усилители). Устройство имеет стабильные характеристики и обеспечивает фиксированное ограничение установленных для каждой активной нагрузки величин допустимой реактивной мощности. Характеристика ограничения - астатическая, т.е. установленное ограничение по реактивной мощности четко выдерживается при любом возможном повышении напряжения в энергосистеме. Благодаря встроенному устройству обратной связи по напряжению возбудителя повышена устойчивость системы регулирования. Обеспечено удобство настройки с помощью потенциометров задания уровня ограничения. Конструкция устройства, габаритные, установочные и присоединительные размеры обеспечивают простоту выполнения работ по замене блоков БОМВ на новые устройства. Питание осуществляется от измерительных трансформаторов напряжения с потреблением 15 В×А (на три фазы) и от измерительного трансформатора тока с потреблением менее 2 В×А. Габаритные размеры устройства 310´365´125 мм, масса 5,5 кг.

При настройке устройства ограничения минимального возбуждения (т.е. определения зоны допустимых режимов со сниженными токами ротора) необходимо учитывать:

- допустимые уровни реактивной нагрузки генераторов по условиям нагрева торцевых зон (по результатам тепловых испытаний);

- степень изношенности эксплуатируемого оборудования, текущее состояние запрессовки активной стали торцевых зон турбогенераторов (по результатам осмотров во время капитальных ремонтов, а для старых турбогенераторов с незапеченными крайними пакетами сердечника статора - по результатам специальных обследований состояния активной стали по методике, разработанной ОАО "ВНИИЭ");

- обеспечение устойчивости при работе генераторов в сети.

По вопросам внедрения устройства ОМВ-2А рекомендуется обращаться в Департамент научно-технической политики и развития РАО "ЕЭС России" и ОАО "ВНИИЭ".

 

4.4. О ВВЕДЕНИИ В ДЕЙСТВИЕ "МЕТОДИЧЕСКИХ

УКАЗАНИЙ ПО ПРИМЕНЕНИЮ АСИНХРОНИЗИРОВАННЫХ

ТУРБОГЕНЕРАТОРОВ НА РЕКОНСТРУИРУЕМЫХ,

РАСШИРЯЕМЫХ И ВНОВЬ СТРОЯЩИХСЯ ТЕПЛОВЫХ

ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ РАЗЛИЧНЫХ ТИПОВ

 

ОАО "ВНИИЭ" и ОАО "Энергосетьпроект" разработаны "Методические указания по применению асинхронизированных турбогенераторов на реконструируемых, расширяемых и вновь строящихся тепловых электростанциях различных типов".

В Методических указаниях приведены сведения об особенностях асинхронизированных турбогенераторов и эффективности их применения. Изложены методики определения целесообразности применения асинхронизированных турбогенераторов, выбора соотношения генераторов различных типов на электростанциях, в том числе с ПГУ, технико-экономического обоснования применения асинхронизированных турбогенераторов.

Методические указания предназначены для принятия обоснованного решения о применении асинхронизированных турбогенераторов в электроэнергетических системах.

В целях расширения областей применения асинхронизированных турбогенераторов как одного из средств регулирования реактивной мощности и нормализации уровней напряжения в электрических сетях 220-750 кВ, а также повышения надежности работы электроэнергетических систем рекомендуется:

Проектным и эксплуатирующим организациям руководствоваться при принятии решений по реконструируемым, расширяемым и вновь строящимся тепловым электростанциям вышеуказанными Методическими указаниями.

Заявки на приобретение Методических указаний направлять в АО "Электросервис" по адресу: 115201, Москва, Каширское шоссе, д. 22, корп. 3, генеральному директору В.Ф. Полухину; тел./факс (095) 113-57-22.

 

4.5. О ПРЕДОТВРАЩЕНИИ ПРОНИКНОВЕНИЯ МАСЛА

В ТУРБОГЕНЕРАТОРЫ СЕРИЙ ТВФ, ТВВ И ТГВ

 

Опыт эксплуатации показывает, что полностью предотвратить проникновение масла через масляные уплотнения вала в корпус генератора с водородным охлаждением практически невозможно. Вместе с тем необходимо принимать меры для достижения минимального количества проникающего масла, так как оно способствует повреждению полупроводящих покрытий лобовых частей обмотки статора, повышению влажности водорода, появлению и развитию коррозионного растрескивания на поверхности роторных бандажей и приводит к другим негативным последствиям.

Проведенные рядом организаций специальные исследования работы масляных уплотнений турбогенераторов на электростанциях показали, что попадание масла внутрь машины может быть эпизодическим (так называемый заброс) и постоянным (при нормальной эксплуатации).

Эпизодическое попадание масла возможно при пусках и остановах, замене охлаждающего газа, неполадках в системе слива масла из уплотнений, нарушении работы гидрозатвора и других неисправностях, связанных с недостатками эксплуатации и ремонта. Методы предотвращения "забросов" известны и нашли отражение в действующих эксплуатационных инструкциях.

Условия постоянного проникновения масла в турбогенератор обусловлены конструкцией уплотнения, а точнее, физическим процессом движения газомасляной смеси в камере слива масла в сторону водорода, снижающим эффективность работы лабиринтовых маслоуловителей.

При расходе масла в сторону водорода более 8 л/мин высокий уровень газомасляной смеси в сливной камере приводит к захвату ее верхнего пенообразующего слоя вращающимся валом ротора и резкому ухудшению работы маслоуловителя. В то же время приемлемый рабочий расход в диапазоне 2-8 л/мин у торцевых уплотнений отечественных турбогенераторов успешно достигается регулировкой, оговоренной инструкцией.

При расходе до 8 л/мин масло тоже может проникать в генератор, когда под действием центробежного эффекта и за счет большой плотности газомасляной смеси по отношению к водороду на маслоуловителе устанавливается перепад давлений, приводящий к попаданию в генератор масляных паров и аэрозолей.

ОАО "Фирма ОРГРЭС" в 1995 г. был проведен анализ эффективности реконструкции масляных уплотнений генераторов посредством установки в камере слива тормозящих перегородок (рис. 4.1), препятствующих раскручиванию газомасляной смеси. Анализ показал, что выполненная реконструкция является эффективным, надежным и простым в реализации средством снижения количества масла, проникающего из уплотнений в корпус генератора.

В связи с изложенным рекомендуется:

 

Рис. 4.1. Тормозящая перегородка в камере слива масла

из уплотнения вала ротора:

а - для турбогенераторов серий ТВВ и ТВФ; б - для турбогенераторов серий ТГВ;

1 - вал ротора; 2 - маслоуловитель; 3 - масляное уплотнение; 4 - сливная камера;

5 - тормозящая перегородка; 6 - зазор между тормозящей перегородкой и валом ротора;

7 – щит наружный

 

1. Выполнить на турбогенераторах серий ТВФ, ТВВ и ТГВ мощностью до 300 МВт включительно реконструкцию камеры слива масла уплотнения в сторону водорода с установкой специальной тормозящей перегородки, уменьшающей проникновение масла из уплотнения вала в корпус статора при их нормальной работе.

2. По вопросам практической реализации предложенной реконструкции обращаться в ОАО "Фирма ОРГРЭС" (107023, Москва, Семеновский пер., д. 15. Контактный тел. 369-07-61).

 

4.6. О ПОВЫШЕННЫХ НАГРЕВАХ ОБМОТОК СТАТОРОВ

АСИНХРОННЫХ ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЕЙ НАПРЯЖЕНИЕМ

СВЫШЕ 1000 В ПОСЛЕ ИХ РЕМОНТОВ С ПЕРЕМОТКОЙ

 

Проведенные ОАО "ВНИИЭ" тепловые испытания электродвигателей, прошедших перемотку обмотки статора на ремонтных предприятиях, показали, что при токах нагрузки, близких к номинальным, превышение температуры обмотки статора отдельных двигателей над температурой охлаждающего воздуха оказывается существенно выше допустимого превышения температуры для данного класса изоляции.

Характерным отличием таких двигателей является увеличенное на 2-6% среднее значение сопротивления обмотки статора постоянному току по сравнению с данными измерений завода-изготовителя при одинаковых стандартных температурах (15 °С).

Увеличенное среднее значение сопротивления обмотки статора может явиться следствием применения при перемотке провода несколько меньшего сечения, чем сечение провода, используемого на заводе-изготовителе. Это приводит к увеличению толщины изоляции, ухудшению теплопередачи от обмотки к сердечнику статора и, как следствие, к недопустимому нагреву обмотки статора.

В связи с изложенным обращается внимание на необходимость измерения величины среднего сопротивления постоянному току трех фаз отремонтированного двигателя с заменой обмотки статора, которое не должно превышать на 5% и более значение среднего сопротивления, указанного в протоколе завода-изготовителя, приведенного к 15 °С.

Если разница сопротивлений окажется большей, то работоспособность такого двигателя следует проверить путем проведения дополнительных испытаний на нагревание.

При необходимости за дополнительными сведениями следует обращаться в ОАО "ВНИИЭ" по адресу: 115201, Москва, Каширское шоссе, д. 22, корп. 3. Зам. генерального директора Ю.Г. Шакарян, факс (095) 113-43-88.

 

4.7. О ПОВЫШЕНИИ НАДЕЖНОСТИ РОТОРОВ

ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЕЙ ТИПОВ АН3-16-44-12А И АО2-20-83-12 У1

 

Тяжелые частые пуски и перегрузки электродвигателей типа АН3-16-44-12А мощностью 1250 кВт, используемых в качестве привода дробилок, приводят к разрывам и расплавлениям алюминиевых стержней прямоугольного сечения и короткозамыкающих колец обмотки ротора.

Наблюдаются повреждения обмотки ротора, состоящей из медных шин прямоугольного сечения и медных короткозамыкающих колец, электродвигателей типа АО2-20-83-12 У1 мощностью 5000 кВт, используемых в качестве привода дымососов.

Причинами указанных повреждений обмоток роторов являются термомеханические усилия, возникающие в местах паек стержней к кольцам и в самих стержнях из-за различного изменения длины стержней, их неравномерного нагрева по высоте и отсутствия компенсации перемещения в осевом направлении, а также вследствие изменения размеров короткозамыкающих колец в радиальном направлении.

В то же время ротор новой конструкции, лишенной указанных недостатков, для электродвигателя АН3-16-44-12А, изготовленный заводом АООТ "Сила" по разработке ОАО "ВНИИЭ", более 5 лет успешно эксплуатируется на Рязанской ГРЭС.

Для повышения надежности работы электродвигателей рекомендуется выполнить замену роторов указанных типов двигателей на роторы новой конструкции.

По вопросу заказа роторов следует обращаться на завод-изготовитель по адресу: 189638, г. Санкт-Петербург, п/о Металлострой, генеральный директор АООТ "Сила" А.И. Чернов. Факс (812) 464-44-48, 464-43-23.

За дополнительной информацией следует обращаться в ОАО "ВНИИЭ" по адресу: 115201, Москва, Каширское шоссе, д. 22, корп. 3. Зам. генерального директора Ю.Г. Шакарян, факс (095) 113-43-88.

 

4.8. О ПОВЫШЕНИИ НАДЕЖНОСТИ РОТОРОВ

ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЕЙ ТИПОВ 4АЗМ-8000/6000 УХЛ4,

4АЗМ-5000/6000 УХЛ4, 4АЗМ-4000/6000 УХЛ4, ПРИМЕНЯЕМЫХ

В КАЧЕСТВЕ ПРИВОДА НАСОСНОЙ ГРУППЫ МЕХАНИЗМОВ

 

В процессе эксплуатации электродвигателей указанных типов имеют место нарушения крепления балансировочных стержней ротора, вставленных в вентиляционные каналы пазов сердечника ротора, отогнутых на нажимные пальцы нажимного кольца и приваренных к ним.

Нарушения крепления характеризуются обрывами сварных швов между балансировочными стержнями и нажимными пальцами, появлением трещин в местах загибов балансировочных стержней. На двигателях типа 4АЗМ-8000/6000 УХЛ4 с заводскими номерами 1-112 наблюдается ослабление крепления запорных колец, выполненного с помощью болтовых соединений.

По поручению РАО "ЕЭС России" в ОАО "ВНИИЭ" разработаны чертежи и техническое описание технологии ремонта крепления отдельных узлов ротора, рекомендации по демонтажу, монтажу и более надежному креплению балансировочных стержней в вентиляционных каналах без нарушения балансировки ротора.

Для повышения надежности работы указанных двигателей рекомендуется выполнять ремонт их роторов в соответствии с разработанными документами.

Запросы на получение технической документации и дополнительной информации с указанием типа двигателя следует направлять в ОАО "ВНИИЭ" по адресу: 115201, Москва, Каширское шоссе, д. 22, корп. 3. Зам. генерального директора Ю.Г. Шакарян, факс (095) 113-43-88.

 

4.9. О СОВЕРШЕНСТВОВАНИИ АВТОМАТИЧЕСКИХ РЕГУЛЯТОРОВ ВОЗБУЖДЕНИЯ

 

Применение в быстродействующих системах возбуждения автоматических регуляторов возбуждения сильного действия (АРВ-СД, АРВ-СДП, АРВ-СДП1) с высокими коэффициентами усиления K_ou (25; 50 ед. возб/ед. напр.) по каналу отклонения напряжения DU, производными режимных параметров для уменьшения колебательности переходных процессов и высокими потолками форсировки позволило значительно повысить пределы передаваемой мощности. Вместе с тем в системах возбуждения с этими регуляторами не удалось с помощью производных режимных параметров полностью устранить снижение уровня колебательной устойчивости, связанное с применением высокого коэффициента усиления K_ou, независимого от частоты колебаний в энергосистеме. Колебательность переходных процессов в ряде режимов, в частности в режиме недовозбуждения, режиме ограничения минимального возбуждения, сохраняется достаточно высокой; имеется зависимость положения границ устойчивости от схемы и режима энергосистемы.

Указанные недостатки устранены в разработанном НИИЭлектромаш и ОАО "Фирма ОРГРЭС" по заказу РАО "ЕЭС России" регуляторе АРВ-СДП1М и разработанном НИИЭлектромаш новом регуляторе АРВ-СДС (селективный).

В разработанных регуляторах выполнена параметрическая адаптация коэффициента усиления по каналу отклонения напряжения DU (K_ou) к условиям работы турбогенератора в энергосистеме.

Преимуществами новых регуляторов по сравнению с существующими являются: обеспечение устойчивости регулирования при полных фазовых углах d более 90° эл. без использования каналов стабилизации Df и f¢; более эффективное, чем в регуляторе АРВ-СДП1, демпфирование переходных процессов при введении в работу каналов стабилизации Df и f¢, изменение настройки которых осуществляется автоматически в зависимости от схемно-режимной ситуации; лучшая устойчивость при недовозбуждении и режиме ограничения минимального возбуждения, особенно при глубоком потреблении реактивной мощности; более высокая точность поддержания напряжения генератора; постоянный контроль исправности основного (работающего) регулятора и диагностика резервного в системах возбуждения со 100%-ным резервированием.

Разработаны более простые схемы блоков, из которых устранены ненадежные элементы, что позволило повысить аппаратную надежность новых АРВ.

Регулятор АРВ-СДП1М является модернизированным регулятором АРВ-СДП1.

Модернизация АРВ-СДП1 осуществляется заменой блоков БН, БЧЗ, БРТ-1, ОМВ и БК и незначительным изменением монтажа двух кассет и может быть выполнена на находящихся в эксплуатации регуляторах в период планово-предупредительного ремонта.

Блок БК заменяется только в системах со 100%-ным резервированием. Регулятор АРВ-СДС предназначен для оснащения вновь вводимых в эксплуатацию систем возбуждения.

Регуляторы АРВ-СДП1М и АРВ-СДС успешно прошли испытания на электродинамической модели НИИЭлектромаш и приняты Межведомственной комиссией.

В связи с изложенным рекомендуется:

- выполнить замену блоков БН, БЧЗ, ОМВ, БРТ-1 и БК на модернизированные на генераторах, находящихся в эксплуатации и оснащенных регуляторами возбуждения АРВ-СДП1;

- устанавливать регуляторы АРВ-СДС при вводе новых генераторов или реконструкции систем возбуждения работающих генераторов мощностью 60 МВт и более.

По вопросу модернизации или замены существующих регуляторов на регуляторы АРВ-СДП1М и АРВ-СДС обращаться:

- в НИИЭлектромаш по адресу: 196084, Санкт-Петербург, Московский просп., д. 100; тел. 298-66-28, факс 298-66-17;

- в ОАО "Фирма ОРГРЭС" по адресу: 107023, Москва, Семеновский пер., д. 15; тел. 360-97-86, факс 360-86-40.

 

4.10. О ПРЕДОТВРАЩЕНИИ ПОВРЕЖДЕНИЙ ЭЛЕМЕНТОВ

КРЕПЛЕНИЯ АКТИВНОЙ СТАЛИ И ВЫХОДА ИЗ СТРОЯ СТАТОРОВ ТУРБОГЕНЕРАТОРОВ ТГВ-200

 

На статоре турбогенератора ТГВ-200 энергоблока № 2 Череповецкой ГРЭС, изготовленном Харьковским заводом "Электротяжмаш" и введенном в эксплуатацию в 1976 г., в 1996-1997 гг. неоднократно выявлялись и устранялись обширные разрушения элементов крепления активной стали (усталостные разрушения шеек стяжных призм, стяжных элементов, оболочки рамы, кольцевых брусьев рамы, приварки призм к спинке активной стали и др.). Аналогичные повреждения элементов крепления активной стали турбогенераторов этой серии имели место и на других ТЭС.

На основании комплексного обследования, выполненного с привлечением специалистов ОАО "ВНИИЭ" и завода-изготовителя, установлено, что восстановление статора ТГ-2 Череповецкой ГРЭС в условиях станции невозможно и он подлежит замене.

Причиной разрушения элементов крепления активной стали генератора явились их повышенные вибрации, обусловленные недостаточно плотной посадкой активной стали на стяжных призмах при изготовлении статора. Дальнейшему ослаблению посадки сердечника в процессе эксплуатации способствовала длительная работа генератора с пониженной активной нагрузкой (до 100 МВт) при высоких уровнях вибрации, достигавших на активной стали, раме и корпусе статора соответственно 80; 550 и 90 мкм.

Для своевременного обнаружения дефектов элементов крепления сердечников статоров турбогенераторов ТГВ-200 и предотвращения дальнейшего развития их повреждений предлагается:

1. В период плановых ремонтов генераторов осуществлять тщательный осмотр сердечника статора и конструктивных элементов его крепления во внутренней раме и торцевых зонах статора.

2. На статорах с признаками неудовлетворительного вибрационного состояния сердечника и элементов его крепления, а также на статорах, отработавших более 20 лет, в ближайший капитальный ремонт провести комплексное обследование их технического состояния с использованием специальных средств контроля (ультразвуковой способ контроля плотности прессовки сердечника, электромагнитный способ выявления замыканий активной стали и пр.) по методикам ОАО "ВНИИЭ", а также при необходимости внедрить периодический контроль вибрационного состояния в процессе эксплуатации по методике завода-изготовителя.

Признаками неудовлетворительного вибрационного состояния элементов конструкции статора являются:

- повышенный шум, усиливающийся при снижении нагрузки;

- наличие продуктов контактной коррозии (порошок красно-бурого цвета) на спинке сердечника и в расточке статора;

- усталостные повреждения элементов крепления активной стали.

3. На генераторах, имеющих неудовлетворительное вибрационное состояние статора, исключить длительную работу с нагрузками менее 130 МВт и проводить контроль вибрационного состояния не реже 1 раза в месяц.

В случаях устойчивого роста вибрации сердечника, рамы и корпуса статора свыше 70, 100 и 50 мкм соответственно, а также при внезапном увеличении уровня вибрации в установившемся режиме более чем на 30% при первой возможности, но не позднее чем через 1 мес, вывести генератор в ремонт для проведения комплексного обследования и устранения дефектов по рекомендациям завода-изготовителя.

4. Решение о мероприятиях по восстановлению работоспособности статоров или их замене принимать на основании результатов комплексных обследований, проводимых с привлечением специализированных организаций.

5. По вопросам внедрения периодического вибрационного контроля статоров обращаться в ОАО "ВНИИЭ" (115201, Москва, Каширское шоссе, д. 22, корп. 3).

 

4.11. О ПОВЫШЕНИИ НАДЕЖНОСТИ И ЭКОНОМИЧНОСТИ

РАБОТЫ ВЫСОКОВОЛЬТНЫХ ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЕЙ

МЕХАНИЗМОВ СОБСТВЕННЫХ НУЖД ТЭС

 

Высоковольтные электродвигатели собственных нужд ТЭС, отработавшие 20 лет и более, выработали определяемый стандартом срок службы, морально устарели и значительно уступают по техническим и экономическим характеристикам современным электродвигателям.

Повышение надежной и экономичной работы собственных нужд энергоблоков достигается:

- заменой устаревших электродвигателей на новые, более экономичные и надежные;

- модернизацией электродвигателей, находящихся в эксплуатации;

- применением регулируемого электропривода для определенных механизмов.

Вопрос о замене, модернизации или сохранении в работе электродвигателей должен решаться, как правило, не для отдельно взятого конкретного двигателя, а для всех электродвигателей механизмов собственных нужд энергоблока (или котла).

В ОАО "ВНИИЭ" разработана и апробирована на ряде ТЭС методика повышения экономичности и надежности электродвигателей собственных нужд действующих ТЭС при замене электродвигателей старых серий на электродвигатели с лучшими технико-экономическими характеристиками, отвечающие требованиям энергетики. При этом используется созданная в ОАО "ВНИИЭ" база данных действующих и вновь разработанных электродвигателей для собственных нужд ТЭС с учетом их взаимозаменяемости.

Методика включает оценку состояния и анализ работы электродвигателей и механизмов, рекомендации по модернизации или замене устаревших электродвигателей на современные, оценку возможности применения регулируемых электроприводов.

Замена электродвигателей, проведенная по предложенной методике, дает экономию электроэнергии порядка 2000 и 2500 МВт×ч/год для энергоблоков 100 и 300 МВт соответственно.

При решении вопросов о модернизации или замене двигателей механизмов собственных нужд рекомендуется использовать разработанные в ОАО "ВНИИЭ" методику и базу данных электродвигателей собственных нужд ТЭС.

За дополнительной информацией следует обращаться в ОАО "ВНИИЭ" по адресу: 115201, Москва, Каширское шоссе, д. 22, корп. 3. Зам. генерального директора Ю.Г. Шакарян, факс (095) 113-43-88.

 

4.12. О КОНТРОЛЕ ПЛОТНОСТИ ПРЕССОВКИ СЕРДЕЧНИКА

СТАТОРА НА РАБОТАЮЩЕМ ТУРБОГЕНЕРАТОРЕ ПО СПЕКТРУ

ВИБРОАКУСТИЧЕСКИХ СИГНАЛОВ

 

Ослабление плотности прессовки сердечника статора турбогенераторов с последующим распушением и выкрашиванием листов крайних пакетов - распространенный дефект, приводящий нередко к тяжелым авариям с повреждением обмотки и активной стали.

В настоящее время техническое состояние сердечника статора турбогенераторов в соответствии с Циркуляром № Ц-06-96(э) контролируется в процессе капитальных ремонтов с выведенным ротором. Контроль и оценка технического состояния сердечника на работающем турбогенераторе в межремонтный период до последнего времени отсутствовали.

В ОАО "ВНИИЭ" была разработана и опробована более чем на 20 турбогенераторах методика, которая дает возможность при работе генератора в сети интегрально выявлять ослабление прессовки крайних пакетов сердечника по результатам спектрального анализа виброхарактеристик, полученных при измерениях на корпусе статора с помощью портативной аппаратуры (пьезодатчики и спектроанализаторы).

Использование разработанной методики позволяет на работающих турбогенераторах в межремонтный период уточнять рекомендации по их работе в режимах потребления реактивной мощности. Кроме того, результаты обследований с помощью указанной методики должны приниматься во внимание при принятии решения об изменении срока запланированного ремонта.

Исходя из изложенного для повышения надежности работы турбогенераторов рекомендуется электростанциям в межремонтный период для генераторов, находящихся в эксплуатации менее 10 лет, 1 раз в два года, и для машин со сроком эксплуатации 10 лет и более ежегодно дополнительно проводить оценку прессовки сердечника статора с помощью упомянутой выше методики, для чего обращаться в ОАО "ВНИИЭ" по адресу: 115201, Москва, Каширское шоссе, д. 22, корп. 3. Зам. генерального директора по научной работе Ю.Г. Шакарян, факс (095) 113-43-88.

 

4.13. ОБ УВЕЛИЧЕНИИ СРОКОВ МЕЖДУ ПРОФИЛАКТИЧЕСКИМИ ОСМОТРАМИ И ДЕФЕКТОСКОПИЕЙ, А ТАКЖЕ ПОВЫШЕНИИ

НАДЕЖНОСТИ БАНДАЖНЫХ УЗЛОВ РОТОРОВ

ТУРБОГЕНЕРАТОРОВ СЕРИИ Т, ТВ, ТВ2, ТВФ

 

Бандажные кольца роторов большинства находящихся в эксплуатации турбогенераторов с двухпосадочной конструкцией бандажного узла выполнены из коррозионно-нестойких марок стали, подверженных коррозионному и коррозионно-усталостному растрескиванию.

Действующий в настоящее время Циркуляр № Ц-3-98(э) "О предотвращении разрушений бандажных колец и вспомогательных элементов бандажных узлов роторов турбогенераторов" предписывает строго контролировать соблюдение норм влажности в корпусе турбогенераторов и проводить профилактические осмотры и дефектоскопию коррозионно-нестойких бандажных колец роторов турбогенераторов с двухпосадочной конструкцией бандажного узла в заводском исполнении через каждые 4-5 лет.

Это вызвано тем, что в период с 1976 г. по настоящее время имели место 17 аварий с разрывом бандажных колец на турбогенераторах различных типов с упомянутым бандажным узлом ротора.

Причиной разрушения бандажных колец является совместное действие знакопеременных нагрузок, обусловленных прогибом вращающегося ротора, что вызывает трещины усталостного характера, а также концентраторов напряжения от коррозионного растрескивания металла бандажного кольца, обусловленного главным образом повышенной влажностью в корпусе генератора.

На турбогенераторах Т-12-2 с отставленной конструкцией бандажных узлов прогиб вращающегося ротора приводит к повреждению изоляции верхних витков обмотки ротора.

Снижение энергопотребления обусловило сокращение ежегодной наработки и увеличение простоя в резерве генерирующих мощностей. В настоящее время согласно РД 34.20.601-96 "Методические указания по совершенствованию системы технического обслуживания и ремонта энергоблоков и энергоустановок ТЭС на основе ремонтного цикла с назначенным межремонтным ресурсом" (М.: Рот. ЦКБ Энергоремонт, 1996) межремонтный цикл тепломеханического оборудования во многих случаях составляет 6 лет и более. Во время длительных простоев турбогенератора влагосодержание в его корпусе может превышать допустимые нормы, что отрицательно влияет на техническое состояние бандажных узлов.

Исходя из изложенного для повышения надежности работы турбогенераторов предлагается:

1. Обеспечить выполнение требований Циркуляра № Ц-3-98(э).

2. На турбогенераторах серии ТВ, ТВ2, ТВФ мощностью до 150 МВт включительно для повышения надежности эксплуатации и увеличения сроков между профилактическими осмотрами бандажных узлов до 8-10 лет и более выполнять их модернизацию с переходом на однопосадочное (консольное) исполнение или с заменой заводских центрирующих колец на центрирующие кольца повышенной эластичности (разработка АООТ "ЦКБ Энергоремонт"), а также путем изготовления новых бандажных колец из коррозионно-стойкой стали.

3. На турбогенераторах Т-12-2 для продления срока службы обмотки роторов выполнять модернизацию бандажных узлов с установкой центрирующих колец повышенной эластичности по проекту АООТ "ЦКБ Энергоремонт".

4. По вопросам модернизации бандажных узлов роторов турбогенераторов обращаться в АООТ "ЦКБ Энергоремонт" (119136, Москва, 3-й Сетуньский проезд, д. 10).

 

4.14. О ПРИМЕНЕНИИ РЕГУЛИРУЕМОГО ЭЛЕКТРОПРИВОДА

НА ТЯГОДУТЬЕВЫХ МЕХАНИЗМАХ ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ

 

По заданию РАО "ЕЭС России" ОАО "ВНИИЭ" разработан регулируемый электропривод с использованием бесконтактного высоковольтного асинхронного электродвигателя двойного питания (РБД) на мощности 800, 1000, 1250, 1600 кВт с синхронными скоростями вращения 500, 600, 750 об/мин и двухзонным регулированием скорости вращения на ± 33% синхронной (рис. 4.2). Электродвигатель имеет на статоре две обмотки, одна из которых подключается к сети собственных нужд станции напряжением 6 кВ, а вторая к регулируемому тиристорному преобразователю частоты (ТПЧ) на напряжение 0,4 кВ. Мощность ТПЧ составляет 40% мощности регулируемого электропривода. Разработан также электропривод на мощности 40-1600 кВт с синхронными скоростями вращения 500, 600, 750 и 1000 об/мин с однозонным регулированием скорости на 40% вниз от синхронной по схеме асинхронно-вентильного каскада (рис. 4.3).

Объединение АО "ЭЛЕКТРОМАШ" (г. Тирасполь) освоило производство указанных электроприводов, наладило их выпуск и комплектную поставку.

Головной образец электропривода с двухзонным регулированием скорости на мощность 1000 кВт, 500-1000 об/мин был принят МВК в 1992 г. и успешно эксплуатируется на Минской ТЭЦ-4 с 1994 г.

Наличие бесконтактного электродвигателя в сочетании с простой, надежной схемой преобразователя (стоимость 120-150$ за кВт установленной мощности привода) делают его применение на тягодутьевых механизмах котлов более предпочтительным перед другими типами приводов.

Выбор типа электропривода (с двухзонным или однозонным регулированием скорости вращения) определяется режимами работы тягодутьевых механизмов конкретных энергоблоков.

Рекомендуется проектным и эксплуатационным организациям при новом строительстве, реконструкции и модернизации энергоблоков мощностью 100-300 МВт применять па тягодутьевых механизмах собственных нужд регулируемый электропривод типа РБД, что позволит существенно снизить расход электроэнергии на собственные нужды (до 30%), а также повысить надежность работы дутьевых вентиляторов и дымососов (за счет исключения механических регулирующих устройств) и увеличить срок службы механизмов.

 

Рис. 4.2. Функциональная схема регулируемого электропривода с двухзонным регулированием:

РБД - бесконтактный электродвигатель; ТПЧ - тиристорный преобразователь частоты;

Тр - силовой трансформатор; ИР - индукционный реостат; K1, K2, К3 - коммутационная аппаратура; СУ - система управления

Рис. 4.3. Функциональная схема регулируемого электропривода с однозонным регулированием

 

По вопросам, связанным с выбором и заказом оборудования, выполнением проектных работ, и за дополнительной информацией обращаться в ОАО "ВНИИЭ" по адресу: 115201, Москва, Каширское шоссе, д. 22, корп. 3. Зам. генерального директора Ю.Г. Шакарян, тел. (095) 113-02-18, факс (095) 113-43-88.

 

4.15. О РЕКОНСТРУКЦИИ АВТОМАТИЧЕСКОГО РЕГУЛИРОВАНИЯ ВЫСОКОЧАСТОТНЫХ, БЕСЩЕТОЧНЫХ И КОЛЛЕКТОРНЫХ

ВОЗБУДИТЕЛЕЙ

 

Системы автоматического регулирования длительно работающих с 60-70-х годов высокочастотных, бесщеточных и коллекторных возбудителей с регуляторами ЭПА-120, ЭПА-325В, ЭПА-500, ЭПА-305, РВА-62, выполненных на силовых магнитных усилителях, морально и физически устарели, а также имеют ряд принципиальных недостатков:

- не обеспечивают полного использования возможностей возбуждения для повышения статической и динамической устойчивости генераторов, работающих в энергосистеме;

- не соответствуют требованиям ГОСТ 21558-88 к системам возбуждения в части ограничения минимального возбуждения, ограничения перегрузки ротора по времязависимой характеристике;

- отсутствует резервное питание АРВ, а также резервный регулятор;

- не соответствуют требованиям по надежности.

Эти системы содержат ряд ненадежных узлов (установочные автотрансформаторы УАТ, измерительные органы типа БКН, блоки ограничения минимального возбуждения и т.д.), наличие которых приводит к отказам не только систем возбуждения, но и генератора в целом. Начинается выход из строя длительно работающих в составе регуляторов селеновых выпрямителей, силовых магнитных усилителей и других элементов. В связи с этим давно назрела необходимость реконструкции или замены указанных систем возбуждения.

Институтом "НИИЭлектромаш" выполнена разработка, позволяющая провести реконструкцию высокочастотных, бесщеточных и электромашинных коллекторных систем возбуждения путем полной замены регуляторов на оборудование, обеспечивающее выполнение требований к системам возбуждения по ГОСТ 21558-88 с применением современной элементной базы.

В системах высокочастотного возбуждения выводится из работы сериесная обмотка, а обмотки независимого возбуждения соединяются последовательно. Последние получают питание от двух тиристорных преобразователей, подключенных через разделительные трансформаторы к разным секциям 0,4 кВ собственных нужд станции.

Структурная схема реконструированной системы возбуждения приведена на рис. 4.4.

Для генераторов мощностью 63-500 МВт применяется двухканальная система возбуждения возбудителя со 100%-ным резервированием и регулятором АРВ-СДС или АРВ-СДП1М (см. параграф 4.9 настоящего Сборника).

Системы имеют высокую кратность форсировки возбуждения возбудителя с жесткой обратной связью по напряжению ротора генератора, что делает систему быстродействующей и практически независимой от напряжения питающей сети.

В соответствии с изложенным институтом НИИЭлектромаш разработаны комплекты оборудования систем управления и регулирования (КОСУР) на токи 15, 50, 100, 300 А для реконструкции систем возбуждения турбогенераторов мощностью от 63 до 500 МВт с высокочастотными, бесщеточными и коллекторными возбудителями. Для коллекторных возбудителей предусматривается вариант одноканальной системы, т.е. схема с одним выпрямителем.

В настоящее время выполнена реконструкция высокочастотных систем возбуждения на турбогенераторах 320 МВт Киришской ГРЭС, 200 МВт Ровенской АЭС, 500 МВт Курской АЭС, 120 МВт ТЭЦ ВАЗ и Самарской ТЭЦ.

Опыт эксплуатации реконструированных систем положительный; НИОКР "Комплект оборудования систем управления и регулирования (КОСУР) для реконструкции систем возбуждения с высокочастотными, бесщеточными и коллекторными возбудителями" после дополнительных испытаний на электродинамической модели принят Межведомственной комиссией и рекомендован к применению.

Рис. 4.4. Схема реконструкции высокочастотной системы возбуждения

 

Оборудование КОСУР выпускается НИИЭлектромаш и имеет высокую степень заводской, монтажной и наладочной готовности. В связи с вышеизложенным рекомендуется:

- при реконструкции длительно работающих систем высокочастотного, бесщеточного и коллекторного возбуждения применять схемы с использованием оборудования типа КОСУР, разработанного НИИЭлектромаш;

- по вопросу реконструкции длительно работающих систем возбуждения, в том числе систем регулирования, обращаться в НИИЭлектромаш по адресу: 196084, г. Санкт-Петербург, Московский просп., д. 100; тел. 298-66-28, факс 298-66-17, электронная почта: exgen@comset.net

 

4.16. О ПРОВЕДЕНИИ ТЕПЛОВЫХ ИСПЫТАНИЙ

ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЕЙ ОТВЕТСТВЕННЫХ МЕХАНИЗМОВ

СОБСТВЕННЫХ НУЖД ПОСЛЕ ПОЛНОЙ ЗАМЕНЫ ОБМОТКИ

СТАТОРА ИЛИ РЕКОНСТРУКЦИИ СИСТЕМЫ ОХЛАЖДЕНИЯ

 

В настоящее время "Объем и нормы испытаний электрооборудования" (М.: ВЦ ЭНАС, 1998), приложение 2 "Нормы испытаний электродвигателей переменного тока при ремонтах обмоток" дополнены требованием о необходимости проведения испытаний на нагревание электродвигателей ответственных механизмов собственных нужд (СН) ТЭС мощностью 200 кВт и выше напряжением свыше 1000 В после полной смены обмотки статора или реконструкции системы охлаждения.

Это требование включено на основании анализа результатов большого числа испытаний электродвигателей, прошедших полную перемотку обмотки статора, которые показали, что при токах нагрузки, близких к номинальным, превышение температуры обмотки статора отдельных электродвигателей оказывается существенно выше допустимых значений для данного класса изоляции. Условия проведения испытаний на нагревание, методы и средства измерения температур полностью соответствовали ГОСТ 11828 и ГОСТ 7217.

В связи с отсутствием в настоящее время стандартизованной методики, учитывающей при испытаниях на нагревание в условиях эксплуатации специфику определения температуры обмотки статора электродвигателей, не имеющих штатного термоконтроля, в ОАО "ВНИИЭ" разработана методика проведения измерений температуры обмотки статора электродвигателя методом сопротивления после его отключения от сети при заторможенном роторе.

Методика предназначена для электродвигателей напряжением свыше 1000 В, мощностью до 1000 кВт и с длиной сердечника до 1 м, применяемых в качестве электропривода механизмов СН ТЭС.

Методика также применима для электродвигателей:

- мощностью свыше 1000 кВт, если время их останова в результате механического торможения укладывается в оговоренные ГОСТ 11828 две минуты;

- с большим маховым моментом вращающихся частей, если измерение сопротивления обмотки статора в горячем состоянии производится на выбеге агрегата сразу после отключения электродвигателя от сети (без искусственного торможения);

- напряжением ниже 1000 В;

- прошедших восстановление, реконструкцию или капитальный ремонт на специализированном ремонтном предприятии;

- при обнаружении повышенного нагрева обмотки статора в процессе эксплуатации;

- при проведении сертификационных испытаний.

Методика учитывает особенности проведения измерений на месте установки электродвигателей, устанавливает конкретные требования к условиям, средствам и процедуре испытаний, а также требования, выполнение которых в совокупности могут обеспечить необходимую точность, воспроизводимость и достоверность полученных результатов.

С учетом изложенного рекомендуется при проведении испытаний электродвигателей на нагревание в указанных выше случаях применять разработанную в ОАО "ВНИИЭ" методику, утвержденную Департаментом научно-технической политики и развития РАО "ЕЭС России".

За дополнительной информацией следует обращаться по адресу: 115201, Москва, Каширское шоссе, д. 22, корп. 3. Зам. генерального директора Шакарян Ю.Г., факс (095) 113-43-88.

 

4.17. О ВНЕДРЕНИИ В ЭКСПЛУАТАЦИЮ ЗАЗЕМЛЯЮЩИХ

УСТРОЙСТВ ТИПА ЗБ-1М и ЗБ-1Б ВАЛОВ ТУРБОАГРЕГАТОВ

 

При эксплуатации турбоагрегатов (ТА) с паровыми или газовыми турбинами и генераторами различных типов имеются случаи электроэрозионного повреждения вкладышей подшипников, шеек валов, зубчатых муфт, деталей узлов регулирования. Одной из главных причин этого является ненадежность контакта заземляющей щетки с валом ТА. За период с 1991 г. по 1996 г. обследовано около 700 ТА мощностью от 60 МВт и выше. Электроэрозионные повреждения валов и подшипников обнаружены на 40% из них.

Кроме того, защиты ротора от замыкания на землю в одной точке типа КЗР-3 и БЭ1104, БЭ1105 при потере контакта заземляющей щетки с валом не обеспечивают защиты цепей возбуждения внешних по отношению к ротору. Защиты ротора типа БЭ1104, БЭ1105 при потере контакта любой из щеток с валом выводятся из действия (блокируются).

Для повышения надежности заземления валов и обеспечения защиты ротора от замыканий на землю ТА в ОАО "ВНИИЭ" разработаны заземляющие устройства типа ЗБ-1Б и ЗБ-1М.

Устройство заземления типа ЗБ-1Б предназначено для установки на турбоагрегатах, имеющих защиту ротора от замыкания на землю в одной точке цепи возбуждения, и подключается к релейной (измерительной) щетке (рис. 4.5).

 

Рис. 4.5. Схема включения заземляющего устройства:

ЗЩ - заземляющая щетка; РЩ - релейная (измерительная) щетка; ЗУ - заземляющее устройство типа ЗВ-1В или ЗВ-1М

Устройство ЗБ-1М предназначено для установки на турбоагрегатах, не оснащенных защитой ротора от замыканий на землю в одной точке цепи возбуждения, и подключается аналогично.

Устройства заземления валов ТА типа ЗБ-1Б и ЗБ-1М повышают надежность их заземления и существенно уменьшают вероятность возникновения электроэрозии вала и подшипников. Кроме того, установка заземляющего устройства ЗБ-1Б устраняет перечисленные недостатки защит ротора от замыкания на землю в одной точке. Заземляющие устройства целесообразно устанавливать на ТА мощностью выше 1 МВт.

Разработанные устройства приняты Межведомственной комиссией и рекомендованы к применению в энергосистемах.

На основании изложенного рекомендуется проектным организациям, энергосистемам и электростанциям при выполнении проектов релейной защиты и автоматики новых и реконструируемых электростанций применять заземляющие устройства типа ЗБ-1Б и ЗБ-1М.

По вопросам заказа устройств, выполнения проектных работ и получения подробной информации обращаться:

- к изготовителю - ООО "НПП "Резонанс" по адресу: 105318, Москва, Ткацкая ул., д. 1, офис 414а, директор Белозор А.Н.;

- к разработчику - ОАО "ВНИИЭ" по адресу: 115201, Москва, Каширское шоссе, д. 22, корп. 3, зам. генерального директора Шакарян Ю.Г., факс (095) 113-17-63; зав. лаб. Левиуш А.И., тел. (095) 113-59-81; н.с. Евдокимов С.А., тел. (095) 113-17-63.

 

4.18. О ПРИМЕНЕНИИ ЭМАЛИ КО-983 ПРОИЗВОДСТВА

НПФ "ДИЭЛЕКТРИК" ДЛЯ АНТИКОРРОЗИОННОГО ПОКРЫТИЯ

БАНДАЖНЫХ КОЛЕЦ РОТОРОВ ТУРБОГЕНЕРАТОРОВ

 

Пункт 4 действующего в настоящее время Циркуляра Ц-3-98(э) "О предотвращении разрушений бандажных колец и вспомогательных элементов бандажных узлов роторов турбогенераторов" (см. параграф 4.8 Сборника) предписывает нанесение антикоррозионного покрытия на бандажные кольца, выполненные из коррозионно-нестойкой стали.

Эмаль холодной сушки КО-983 является аналогом эмали АКО-3 и разработана НПФ "Диэлектрик" в соответствии с требованиями ТУ 16-89 И79.0275.001ТУ, согласованными с ПО "Электролит", ВНИИЭИМ, ЛПЭО "Электросила", технической инспекцией труда ЦК профсоюза рабочих электростанций и электротехнической промышленности.

Эмаль КО-983 имеет высокую механическую прочность, термостойкость не ниже 280 °С и не выделяет при длительном воздействии рабочей температуры ионов хлора и других химически активных веществ.

Эмаль КО-983 поставляется НПФ "Диэлектрик" в двухкомпонентном (основа и отвердитель отдельно) состоянии, что существенным образом увеличивает срок ее хранения, и имеет следующие технические характеристики:

- внешний вид после высыхания - однотонная, гладкая, глянцевая поверхность красно-коричневого цвета;

- вязкость по вискозиметру ВЗ-4 при температуре 20 °С - 40-140 с;

- продолжительность высыхания покрытия до степени 3 при температуре 15-35 °С - не более 24 ч;

- удельное объемное электрическое сопротивление в высушенном состоянии - при 20 °С не менее 3,4×10¹³ Ом×см, при 100 °С не менее 3,0×10¹¹ Ом×см;

- массовая доля нелетучих веществ – 70 ± 3%;

- прочность при изгибе - не менее 3 мм;

- адгезия - пленка должна выдерживать испытания методом решетки.

В настоящее время положительный опыт применения эмали КО-983 накоплен в АО "Мосэнерго", где начиная с 1997 г. она широко используется при нанесении антикоррозионных покрытий на бандажные кольца роторов турбогенераторов.

Исходя из изложенного предлагается:

1. Использовать для защитного покрытия бандажных колец роторов турбогенераторов, выполненных из коррозионно-нестойких сталей, наряду с эмалью КО-855 также эмаль КО-983.

2. Нанесение эмали КО-983 производить в соответствие с инструкцией по применению эмали кремнийорганической марки КО-983 НПФ "Диэлектрик".

3. По вопросам поставки обращаться в НПФ "Диэлектрик" по адресу: 111250, Москва, Красноказарменная ул., д. 12, факс (095) 362-04-24.

 

 

 

Перечень

информационных документов раздела "Электрические машины и их возбуждение",

изданных с 01.01.1990 г. по 31.03.2001 г.

 

Номер информационного документа, изданного после 01.01.1990 г.	Наименование документа	Состояние на 01.10.2001 г. (включен или не включен в настоящий Сборник)	Примечание
Письмо Техуправления Росэнерго № 02-6-18/329 от 13.05.92 г.	О дальнейшем внедрении на электростанциях взрыво- и пожаробезопасных турбогенераторов	Включен в п. 4.1 настоящего Сборника	Без переработки
Извещение об изменении № 1 к РД 34.45.509-91	Об изменении № 1 "Типовой инструкции по эксплуатации электродвигателей в установках собственных нужд электростанций: РД 34.45.509-91" (М.: СПО Союзтехэнерго, 1991) (М.: СПО ОРГРЭС, 1993)	Включен в п. 4.2 настоящего Сборника	Без переработки
ИП-02-6-6/46 от 30.01.95 г.	О замене блока ограничения минимального возбуждения типа БОМВ на микроэлектронное устройство ОМВ-А2	Включен в п. 4.3 настоящего Сборника	Без переработки
ИП-2-96(э)	О введении в действие "Методических указаний по применению асинхронизированных турбогенераторов на реконструируемых, расширяемых и вновь строящихся тепловых электростанциях различных типов"	Включен в п. 4.4 настоящего Сборника	Без переработки
ИП-02-97(э)	О предотвращении проникновения масла в турбогенераторы серий ТВФ, ТВВ, ТГВ	Включен в п. 4.5 настоящего Сборника	С редакционной корректировкой
ИП-05-97(э)	О повышенных нагревах обмоток статоров асинхронных электродвигателей напряжением свыше 1000 В после их ремонтов с перемоткой	Включен в п. 4.6 настоящего Сборника	Без переработки
ИП-06-97(э)	О повышении надежности роторов электродвигателей типов АН3-16-44-12А и АО2-20-83-12 У1	Включен в п. 4.7 настоящего Сборника	Без переработки
ИП-10-97(э)	О повышении надежности роторов электродвигателей типов 4АЗМ-8000/6000 УХЛ4, 4АЗМ-5000/6000 УХЛ4, 4АЗМ-4000/6000 УХЛ4, применяемых в качестве привода насосной группы механизмов	Включен в п. 4.8 настоящего Сборника	Без переработки
ИП-11-97(э)	О совершенствовании автоматических регуляторов возбуждения	Включен в п. 4.9 настоящего Сборника	Без переработки
ИП-13-97(э)	О предотвращении повреждений элементов крепления активной стали и выхода из строя статоров турбогенераторов ТГВ-200	Включен в п. 4.10 настоящего Сборника	Без переработки
ИП-05-98(э)	О повышении надежности и экономичности работы высоковольтных электродвигателей механизмов собственных нужд ТЭС	Включен в п. 4.11 настоящего Сборника	С редакционной корректировкой
ИП-07-98(э)	О контроле плотности прессовки сердечника статора на работающем турбогенераторе по спектру виброакустических сигналов	Включен в п. 4.12 настоящего Сборника	Без переработки
ИП-08-98(э)	О повышении надежности заземления валов	Не включен в настоящий Сборник	Вышло новое ИП-04-2000(э) по данной теме
ИП-03-99(э)	Об увеличении сроков между профилактическими осмотрами и дефектоскопией, а также повышении надежности бандажных узлов роторов турбогенераторов серии Т, ТВ, ТВ2, ТВФ	Включен в п. 4.13 настоящего Сборника	Без переработки
ИП-05-99(э)	О применении регулируемого электропривода на тягодутьевых механизмах тепловых электростанций	Включен в п. 4.14 настоящего Сборника	Без переработки
ИП-08-99(э)	О реконструкции автоматического регулирования высокочастотных, бесщеточных и коллекторных возбудителей	Включен в п. 4.15 настоящего Сборника	Без переработки
ИП-02-2000(э)	О проведении тепловых испытаний электродвигателей ответственных механизмов собственных нужд после полной замены обмотки статора или реконструкции системы охлаждения	Включен в п. 4.16 настоящего Сборника	Без переработки
ИП-04-2000(э)	О внедрении в эксплуатацию заземляющих устройств типа ЗБ-1М и ЗБ-1Б валов турбоагрегатов	Включен в п. 4.17 настоящего Сборника	Без переработки
ИП-02-2001(э)	О применении эмали КО-983 производства НПФ "Диэлектрик" для антикоррозионного покрытия бандажных колец роторов турбогенераторов	Включен в п. 4.18 настоящего Сборника	Без переработки

 

 

5. ТРАНСФОРМАТОРЫ

 

5.1. ОБ ИСКЛЮЧЕНИИ ПОВРЕЖДЕНИЙ ТРАНСФОРМАТОРОВ

ТМ-400/10 И ТМ-630/10

 

Расследование повреждений трансформаторов ТМ-630/10 и ТН-400/10 после непродолжительной работы показало:

- на всех трансформаторах повреждены переключающие устройства типа ПБВ (с последующим повреждением обмоток), изготовленные Биробиджанским заводом силовых трансформаторов (БирЗСТ). У переключателей, находившихся в промежуточном положении, повреждены контактные группы;

- переключающие устройства трансформаторов ТМ-400/10 не фиксируются в рабочем положении, элементы кинематики привода переключателя имеют значительный люфт (допустимое значение люфта в инструкции по эксплуатации трансформатора не указано), указатель положения переключателя конструктивно допускает его смещение;

- переключающее устройство трансформаторов ТМ-630/10 имеет контактную группу с фиксацией рабочего положения, однако при наличии значительного люфта привода переключающего устройства возможна неполная фиксация контакта.

Для исключения случаев повреждений трансформаторов производства БирЗСТ предложено:

- произвести замену на трансформаторах ТМ-400/10 устройства ПБВ переключателем с контактными группами, аналогичными контактным группам переключателя ПТРЛ-10/160-6-76;

- устранять силами и средствами завода-изготовителя обнаруженные дефекты трансформаторов перед монтажом и в гарантийный период эксплуатации.

Эксплуатирующим организациям:

- при каждом переключении устройства ПБВ строго руководствоваться инструкцией завода-изготовителя и соответствующими отраслевыми нормативными документами;

- при отказе завода устранять дефекты, обнаруженные перед монтажом и в гарантийный период эксплуатации, обращаться в арбитраж.

 

5.2. О ВВЕДЕНИИ В ДЕЙСТВИЕ "МЕТОДИЧЕСКИХ УКАЗАНИЙ

ПО ПОДГОТОВКЕ И ПРОВЕДЕНИЮ ХРОМАТОГРАФИЧЕСКОГО

АНАЛИЗА ГАЗОВ, РАСТВОРЕННЫХ В МАСЛЕ СИЛОВЫХ

ТРАНСФОРМАТОРОВ: РД 34.46.303-98"

 

По заданию Департамента научно-технической политики и развития РАО "ЕЭС России" ОАО "ВНИИЭ" разработаны "Методические указания по подготовке и проведению хроматографического анализа газов, растворенных в масле силовых трансформаторов: РД 34.46.303-98".

В Методических указаниях изложены: способы отбора, транспортировки и хранения проб масла, извлечения газов из масла, приготовления градуировочных смесей и растворов газов в масле, обработки результатов анализа с учетом суммарной погрешности измерения, градуировка хроматографического комплекса, а также рекомендуемая аппаратура для проведения измерения содержания газов в трансформаторном масле.

Рекомендуется применять упомянутые Методические указания персоналу энергетических объектов, наладочных и ремонтных предприятий.

С выходом РД 34.46.303-98 отменяются:

- "Методические указания по подготовке и проведению хроматографического анализа газов, растворенных в масле силовых трансформаторов: РД 34.46.303-89" (М.: СПО Союзтехэнерго, 1990);

- Приложение № 1 к РД 34.46.303-89, утвержденное Департаментом науки и техники РАО "ЕЭС России" 29.12.1994 г.;

- "Инструкция по калибровке хроматографического комплекса, предназначенного для измерения растворенных в изоляционных маслах газов, с использованием относительных коэффициентов чувствительности: И 34-70-008-84" (М.: СПО Союзтехэнерго, 1985).

 

5.3. О ПРЕДОТВРАЩЕНИИ СЛУЧАЕВ УВЛАЖНЕНИЯ ИЗОЛЯЦИИ АВТОТРАНСФОРМАТОРОВ АОДЦТН-167000/500/220

 

Для исключения случаев нарушения РД 16 383-87 "Трансформаторы силовые, транспортирование, хранение, монтаж и ввод в эксплуатацию", выразившихся в том, что автотрансформатор АОДЦТН-167000/500 находился в транспортном положении более 8 мес вместо 4 мес, регламентированных упомянутым РД, что привело к увлажнению его изоляции, предлагается:

1. Усилить контроль за выполнением требований п. 4 РД 16 383-87 (контроль за состоянием трансформаторов во время хранения, после монтажа и до ввода в эксплуатацию).

2. Для предотвращения аналогичных случаев увлажнения изоляции однотипных автотрансформаторов, имеющих устройства РПН типа SAV3-1600, после установки расширителя задействовать реле уровня масла в расширителе с выдачей сигнала на щит управления.

3. Распространить действие п. 2 настоящего параграфа на резервные автотрансформаторы упомянутого типа.

 

5.4. О ПРЕДОТВРАЩЕНИИ ПОВРЕЖДЕНИЙ

АВТОТРАНСФОРМАТОРОВ 330 кВ И ВЫШЕ ПРИ

РЕГУЛИРОВАНИИ КОЭФФИЦИЕНТОВ ТРАНСФОРМАЦИИ

 

В энергосистемах РФ имели место повреждения автотрансформаторов (AT) 500 кВ из-за неисправности устройств регулирования напряжения под нагрузкой (РПН) и их приводов, а также отключения выключателей AT в ОРУ среднего напряжения (СН) и линий электропередачи, отходящих от подстанций, земляными защитами при рассогласовании приводов РПН.

Характерным примером является повреждение автотрансформатора АОДЦТН-167000/500 на одной из подстанций 500 кВ РАО "ЕЭС России". В период нахождения автотрансформатора в ремонте был выполнен "прогон" РПН с 1-го по 13-е положение и обратно с использованием электропривода дистанционно и при местном управлении. Перед включением автотрансформатора в работу РПН фаз автотрансформатора были установлены в 5-е положение (по указателю положений.). После включения возник небаланс во вторичных цепях трансформаторов напряжения 500 кВ, 220 кВ, 10 кВ и сработало на "сигнал" устройство контроля изоляции высоковольтных вводов (КИВ 500 кВ) шунтирующего реактора 500 кВ. Попытки ликвидировать небаланс путем пофазного управления РПН привели к выбросу и возгоранию масла из РПН фазы В с разрушением струйного реле и отключению автотрансформатора газовой защитой. Расследование случая показало, что при "прогоне" РПН с 1-го положения в период нахождения автотрансформатора в ремонте произошла поломка элементов кинематической цепи (роликов привода мальтийских шестерен четного и нечетного положений) и уход подвижного четного контакта избирателя в промежуточное положение.

При переводе РПН фазы В для ликвидации небаланса из 5-го положения в 4-е на включенном автотрансформаторе произошло переключение контактора на разомкнутое четное плечо избирателя с разрывом токоведущей цепи стороны 220 кВ автотрансформатора, что привело к образованию дуги, взрыву, выбросу масла и его возгоранию.

Комиссия пришла к выводу, что поврежденный автотрансформатор ремонту не подлежит.

Учитывая изложенное, в целях обеспечения безопасности обслуживающего персонала, предотвращения повреждений автотрансформаторов 330 кВ и выше и отключений выключателей автотрансформаторов в ОРУ среднего напряжения и линий электропередачи земляными защитами при рассогласовании приводов РПН рекомендуется:

1. Проверить при наладке и текущей эксплуатации выполнение мероприятий, изложенных в заводских и типовой инструкциях по РПН.

2. Перевести переключатели режимов работы РПН автотрансформаторов на дистанционное управление.

3. Использовать дистанционное регулирование под нагрузкой или па холостом ходу (под напряжением) автотрансформаторов только в исключительных случаях и при наличии на подстанции не менее двух автотрансформаторов, работающих параллельно. При этом вопросы исключения возможного неселективного отключения параллельно работающего автотрансформатора и отходящих от подстанции линий резервными защитами при рассогласовании фаз РПН должны быть решены заранее, исходя из местных условий.

4. Перейти на сезонное регулирование коэффициентов трансформации с предварительным (поочередным) отключением автотрансформаторов от сети.

5. Производить (после изменения коэффициентов трансформации всех фаз отключенного автотрансформатора) измерение и сравнение измеренных значений с результатами, полученными на заводе-изготовителе и при наладке, таких параметров, как:

5.1. Коэффициент трансформации на заданном положении РПН.

5.2. Активное сопротивление обмотки на заданном положении РПН.

5.3. Состав газов в масле РПН (через 1 мес работы автотрансформатора под нагрузкой).

6. Выполнять расчет сезонных коэффициентов трансформации автотрансформаторов с учетом ожидаемых режимов работы сети и необходимости снижения уровня напряжения в сети за счет увеличения потребления реактивной мощности двумя или более параллельно работающими автотрансформаторами.

7. Запретить местное от электропривода и вручную управление РПН автотрансформаторов, находящихся под нагрузкой или на холостом ходу.

 

5.5. ОБ УСТРАНЕНИИ ДЕФЕКТОВ ШУНТИРУЮЩИХ РЕАКТОРОВ

РОДЦ-60000/500

 

В энергосистемах отмечены случаи обнаружения дефектов на работающих реакторах РОДЦ-60000/500 следующих видов:

1. Замыкания электростатических экранов на заземленную магнитную систему (в нижней ее части) или обрыв электростатических экранов с нарушением электрической связи в схеме их заземлениях.

2. Местный нагрев алюминиевых электромагнитных экранов, установленных в верхней и нижней прессующих плитах активной части.

Такие дефекты сопровождаются повышением концентраций растворенных в масле газов, превышающих в несколько раз нормы, приведенные в "Методических указаниях по диагностике развивающихся дефектов по результатам хроматографического анализа газов, растворенных в масле силовых трансформаторов: РД 153-34.0-46.302-00".

Работа реакторов с подобными дефектами делает невозможной их нормальную эксплуатацию, поскольку приводит к ухудшению электроизоляционных характеристик масла, а при обрыве экрана возможен пробой изоляционного промежутка экрана (заземленные детали) с газообразованием и последующим срабатыванием газового реле.

Для обнаружения дефекта вида 1 необходимо проверить состояние экранов Э1 и Э2 путем измерения R15 и R60 и tgd изоляции каждого экрана, присоединенного к своему вводу 0,5 кВ, и сравнения с паспортными данными реактора.

Устранение замыкания экрана на заземленную магнитную систему производится при внеочередной ревизии реактора. Если по условиям эксплуатации ревизия в ближайшее время невозможна, то до ее проведения необходимо к вводу 0,5 кВ на крышке реактора, к которому присоединен экран, подключить заземленное сопротивление 350-400 Ом мощностью не менее 20 Вт.

При обрыве экрана R15 = R60 @ ¥ реактор должен быть выведен из эксплуатации для устранения дефекта.

Дефект вида 2 проявляется на некоторых реакторах с заводскими номерами до № 1461730 и сопровождается появлением повышенных концентраций растворенных в масле газов из-за слабого местного нагрева (см. РД 153-34.0-46.302-00).

Устранение дефектов рекомендуется производить с привлечением завода-изготовителя.

 

5.6. О ПОВЫШЕНИИ НАДЕЖНОСТИ ОДНОФАЗНЫХ

УСТРОЙСТВ РПН ТРАНСФОРМАТОРОВ

 

В ряде энергосистем произошли отказы мощных трансформаторов из-за нарушения в работе контакторов однофазных переключающих устройств РПН (в основном производства ГДР) и их схем управления.

Изготовитель устройств РПН - завод TRO выпустил дополнение к инструкции по обслуживанию переключающих устройств, изготовленных до 1964 г., в котором ужесточены требования к периодичности профилактических работ. Так, ревизию контактора устройства РПН типа SAV1 предлагается проводить через каждые 10000 переключений под нагрузкой со сменой масла в баке контактора, а также при плановых капитальных ремонтах трансформаторов.

При ревизии следует очистить элементы шунтирующих резисторов контактора от загрязнений, проверить состояние изоляции между пакетами пластин, измерить сопротивление резисторов, которое не должно отличаться от паспортных более чем на 10%.

В случае обнаружения повреждений изоляции, оплавлений на пластинах резисторов и других нарушений блоки резисторов подлежат замене. Новые блоки резисторов следует заказывать в ПО "Запорожтрансформатор", а также привлекать персонал объединения для оказания консультативной помощи при замене резисторов.

Продолжаются отказы с отключением трансформаторов из-за рассогласования однофазных переключающих устройств SAV и РНОА с приводными механизмами ЕМ-1 и ПДН-4У соответственно. В некоторых случаях от действия "земляных" защит при рассогласовании РПН отключались не только сами трансформаторы, но и связанные с ними присоединения, в том числе энергоблоки электростанций. Для исключения подобных отказов в энергосистемах самостоятельно были разработаны различного рода мероприятия с изменением схем управления, исключающих рассогласование приводных механизмов более чем на две ступени. С учетом этого были откорректированы уставки "земляных" защит, при этом в схемах защит изменений практически не проводилось. Рассмотренный недостаток, связанный с рассогласованием, может быть устранен с помощью внедрения мероприятий, разработанных ОАО "Институт Энергосетьпроект" (Типовые материалы для проектирования № 407-03-459.87).

Для находящихся в настоящее время в эксплуатации однофазных приводов РПН может быть предложено следующее решение, которое исключает рассогласование более чем на две ступени (рис. 5.1).

Рис. 5.1. Цепи питания схемы управления приводным

механизмом устройств РПН

 

Его преимущество заключается в том, что не производится никаких изменений в устройствах релейной защиты. Необходимо осуществить замену общего автоматического выключателя SF1 цепей питания автоматическим выключателем с дистанционным расцепителем, например АП 50Б 2МЗТД (с дистанционной катушкой отключения 220 В). Импульс на отключение приходит от замыкающих контактов реле времени КТ с выдержкой, равной длительности работы одного приводного механизма при переключении на одну ступень. В случае нормальной работы переключающих устройств, т.е. в работе все приводные механизмы, реле времени блокируются токовым реле КА1 с уставкой на суммарный ток работы всех приводных механизмов, определяемый экспериментально, КА2 - на ток одного привода.

Питание цепей обогрева привода РПН осуществляется по цепям фазы В2 и на работу реле КА1 и КА2 не влияет.

Следует учесть, что даже при наличии нового схемного решения проведение ежегодных профилактических работ является обязательным условием работы устройств РПН без рассогласования.

 

5.7. О ВВЕДЕНИИ В ДЕЙСТВИЕ "МЕТОДИЧЕСКИХ УКАЗАНИЙ

ПО ДИАГНОСТИКЕ РАЗВИВАЮЩИХСЯ ДЕФЕКТОВ

ТРАНСФОРМАТОРНОГО ОБОРУДОВАНИЯ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ

ХРОМАТОГРАФИЧЕСКОГО АНАЛИЗА ГАЗОВ, РАСТВОРЕННЫХ

В МАСЛЕ: РД 153-34.0-46.302-00"

 

По заданию Департамента научно-технической политики и развития РАО "ЕЭС России" ОАО "ВНИИЭ" и ЗАО "Мосизолятор" разработали "Методические указания по диагностике развивающихся дефектов трансформаторного оборудования по результатам хроматографического анализа газов, растворенных в масле: РД 153-34.0-46.302-00".

В Методических указаниях изложены критерии диагностики развивающихся в трансформаторах дефектов: эксплуатационные факторы, влияющие на состав и концентрацию растворенных газов; дефекты, обнаруживаемые в трансформаторах с помощью анализа растворенных газов; граничные концентрации растворенных в масле газов; определение наличия дефекта в высоковольтных герметичных вводах; приведены примеры диагностики эксплуатационного состояния трансформаторов по результатам анализа растворенных газов и определения вида дефекта с помощью номограмм.

Методические указания по диагностике развивающихся дефектов трансформаторного оборудования по результатам хроматографического анализа газов, растворенных в масле, утверждены Департаментом научно-технической политики и развития РАО "ЕЭС России" и рекомендуются для руководства персоналу энергетических объектов, наладочных и ремонтных предприятий.

С выходом настоящих Методических указаний отменяются "Методические указания по диагностике развивающихся дефектов по результатам хроматографического анализа газов, растворенных в масле силовых трансформаторов: РД 34.46.302-89" (М.: СПО Союзтехэнерго, 1989).

Отменяется также Противоаварийпый циркуляр Ц-06-88(э) от 27.07.1988 г. "О мерах по повышению надежности герметичных вводов 110-750 кВ" (М.: СПО Союзтехэнерго, 1988) в связи с тем, что методика и нормы, приведенные в нем, изменены и содержатся в РД 153-34.0-46.302-00, в "Объеме и нормах испытаний электрооборудования: РД 34.45-51.300-97" (М.: ЭНАС, 1998) и "Сборнике методических пособий по контролю состояния электрооборудования" (М: СПО ОРГРЭС, 1997).

 

Перечень

информационных документов раздела "Трансформаторы",

изданных с 01.01.1990 г. по 31.12.2000 г.

 

Номер информационного документа, изданного после 01.01.1990 г.	Наименование документа	Состояние на 01.10.2001 г. (включен или не включен в настоящий Сборник)	Примечание
ИП-11-03-10 от 25.05.95	Об исключении повреждений трансформаторов ТМ-400/10 и ТМ-630/10	Включен в п. 5.1 настоящего Сборника	Без переработки
ИП-02-98(э) от 14.05.98	О введении в действие "Методических указаний по подготовке и проведению хроматографического анализа газов, растворенных в масле силовых трансформаторов: РД 34.46.303-98"	Включен в п. 5.2 настоящего Сборника	Без переработки
ИП-11-03-01/12 от 18.01.95	О предотвращении случаев увлажнения изоляции автотрансформаторов АОДЦТН-167000/500/220 (Департамент электрических сетей)	Включен в п. 5.3 настоящего Сборника	Без переработки
ИП-11-03-10 от 04.05.95	О предотвращении повреждений автотрансформаторов 330 кВ и выше при регулировании коэффициентов трансформации (Департамент электрических сетей)	Включен в п. 5.4 настоящего Сборника	Без переработки
ИП-11-03-01 от 08.10.94	Об устранении дефектов шунтирующих реакторов РОДЦ-60000/500 (Департамент электрических сетей)	Включен в п. 5.5 настоящего Сборника	Внесены изменения
ИП-22-90	О повышении надежности однофазных устройств РПН трансформаторов	Включен в п. 5.6 настоящего Сборника	Без переработки
ИП-03-2001(э)от 05.04.2001	О введении в действие "Методических указаний по диагностике развивающихся дефектов трансформаторного оборудования по результатам хроматографического анализа газов, растворенных в масле: РД 153-34.0-46.302-00"	Включен в п. 5.7 настоящего Сборника	Без переработки

 

 

6. АППАРАТУРА РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ

ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И ПОДСТАНЦИЙ

 

6.1. О ВЫПОЛНЕНИИ МЕРОПРИЯТИЙ ПО ПРЕДОТВРАЩЕНИЮ

ФЕРРОРЕЗОНАНСА В РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВАХ

220-500 кВ С ЭЛЕКТРОМАГНИТНЫМИ ТРАНСФОРМАТОРАМИ

НАПРЯЖЕНИЯ И ВЫКЛЮЧАТЕЛЯМИ, СОДЕРЖАЩИМИ

ЕМКОСТНЫЕ ДЕЛИТЕЛИ НАПРЯЖЕНИЯ

Статистические данные по отказам, учитываемым в электроэнергетической отрасли, свидетельствуют о продолжающихся повреждениях электромагнитных трансформаторов напряжения (ТН) 220-500 кВ.

Обращается внимание эксплуатационных организаций на необходимость принятия мер, исключающих появление феррорезонанса либо подавляющих его как при оперативных переключениях, так и при автоматических отключениях выключателей от действия релейной защиты или автоматики.

Феррорезонанс возникает при отключении воздушными выключателями ненагруженной системы шин с подключенным к ней трансформатором напряжения, когда его нелинейная индуктивность намагничивания резонирует с емкостями отключенных выключателей и емкостью ошиновки.

Однако это не означает, что ТН, установленный на шинах, может быть поврежден. Феррорезонанс может пройти незамеченным, или от него повредятся только устройства релейной защиты.

Трансформатор напряжения повредится только тогда, когда будет сочетание больших токов в его обмотках с большим временем существования феррорезонанса. При этом сначала обугливается изоляция и возникают витковые замыкания, а затем происходит взрыв трансформатора (обычно через 5-10 мин после включения его под рабочее напряжение).

Для защиты трансформаторов НКФ от повреждения при феррорезонансе необходимо в первую очередь выполнять рекомендации, содержащиеся в "Методических указаниях по предотвращению феррорезонанса в распределительных устройствах 110-500 кВ с электромагнитными трансформаторами напряжения и выключателями, содержащими емкостные делители напряжения: МУ 34-70-163-87" (РД 34.20.517) (М.: СПО Союзтехэнерго, 1987).

В целях предотвращения повреждений ТН и неправильной логики действия АПВ шин и АПВ ВЛ из-за возникновения феррорезонансного процесса в РУ 220-500 кВ, обеспечения безопасности эксплуатационного персонала рекомендуется:

1. Определить схемы РУ электростанций и подстанций, в которых возможен феррорезонанс (расчетом и экспериментальной проверкой).

2. Разработать мероприятия по предотвращению феррорезонанса (схемные решения или установка устройства подавления феррорезонанса). При этом необходимо принять во внимание:

- кардинальное мероприятие - установку батарей конденсаторов связи или замену электромагнитных ТН емкостными ТН типа НДЕ, если это допустимо по условиям питания цепей напряжения устройств учета электроэнергии;

- временный статус схемных решений - с помощью устройств РЗА.

3. Проверить (в РУ с электромагнитными ТН) при АПВ шин и АПВ ВЛ синхронизм напряжения на контактах выключателей, замыкающих на параллельную работу раздельно работающие части энергосистемы.

4. Не допускать отключение ТН разъединителем после возникновения феррорезонансного процесса независимо от типа привода разъединителя (ручной или электродвигательный).

5. Включение под напряжение ТН, находившегося в режиме феррорезонанса, допускается производить только после профилактических испытаний ТН, включая анализ трансформаторного масла.

6. Привлекать при необходимости ОАО "Фирма ОРГРЭС" для выполнения отдельных работ (расчет, экспериментальная проверка возможности существования феррорезонанса в распределительном устройстве, монтаж и наладка устройства фиксации и подавления феррорезонанса, расчет параметров батарей конденсаторов связи, подключаемых к шинам, и др.).

Департамент электрических сетей РАО "ЕЭС России" просит энергосистемы информировать о разработанных мероприятиях по предотвращению возникновения феррорезонанса в распределительных устройствах подстанций и их выполнении.

В "Методические указания по предотвращению феррорезонанса в распределительных устройствах 110-500 кВ с электромагнитными трансформаторами напряжения и выключателями, содержащими емкостные делители напряжения: МУ 34-70-163-87" (РД 34.20.517) следует внести следующие изменения:

 

Страница	Строка	Напечатано	Следует читать
4	9-я сверху	...ВВБ и ВВДМ...	...ВВБ, ВВДМ и ВМТ...
22	7-я и 8-я сверху	ПФ	Ф

 

6.2. О ПРЕДОТВРАЩЕНИИ НАРУШЕНИЙ РАБОТЫ

В ЭЛЕКТРОУСТАНОВКАХ С СИНХРОННЫМИ КОМПЕНСАТОРАМИ

 

В отдельных энергосистемах России имеют место нарушения работы участков электрических сетей, связанные с комплексом упущений в цепочке: проект, строительство, монтаж, эксплуатация.

Так на одной из подстанций 500 кВ при испытаниях синхронного компенсатора (СК) мощностью 100 МВ×А в момент третьего пуска произошло двухфазное к.з. между фазами А и С ошиновки пускового выключателя, которое было отключено действием дифференциальных защит СК через 0,15 с. От выброса ионизированных газов произошло к.з. на рабочем выключателе СК, которое было ликвидировано через 3 с действием максимальной токовой защиты соответствующего автотрансформатора. При этом через сетчатое ограждение ячейки рабочего выключателя и разрушенную взрывной волной дверь получили ожоги пять участников испытаний.

Местная комиссия, проводившая расследование, установила:

1. Недостатки проекта.

1.1 Отступление от требований п. 4.2.13 ПУЭ - плотное заполнение открытой камеры оборудованием, не обеспечивающее локализацию повреждений. Установка пускового выключателя с номинальным током отключения ниже значения фактического тока к.з. в месте его установки.

1.2. Конструкции ячеек выключателей СК и компоновка панелей не обеспечивают безопасности персонала, находящегося в коридоре обслуживания и местном щите управления.

1.3. Отсутствует дистанционное управление шинным разъединителем СК.

2. Недостатки строительства, монтажа и нормативных документов.

2.1. На трехфазной ошиновке пусковой схемы расстояние между изоляторами увеличено с 700 мм (по проекту) до 1370 мм (фактически).

2.2. Тип установленных шинодержателей не соответствует проекту.

2.3. При устройстве камер с маслонаполненным электрооборудованием в ПУЭ не учитывается мощность к.з.

3. Недостатки эксплуатации.

3.1. Не осуществлялся в требуемом объеме технический надзор за монтажом СК.

3.2. Вывод при испытаниях основной быстродействующей защиты ошиновки автотрансформатора без разрешенной оперативной заявки.

Для исключения подобных нарушений Департамент электрических сетей РАО "ЕЭС России" рекомендует:

1. В обоснованных случаях проводить (совместно с проектными организациями) обследование действующих электроустановок, в том числе зданий вспомогательных устройств (ЗВУ) СК, для выявления отступлений от проекта и составление в случае необходимости заданий на проектирование с целью изменения компоновки панелей и ограждений силовой части камер, обеспечивающих безопасность персонала.

2. Откорректировать типовые проекты установки синхронных компенсаторов в части ЗВУ с целью изменения компоновки панелей и конструкции ячеек выключателей СК для обеспечения безопасности персонала.

3. При разработке программ испытаний в электроустановках руководствоваться действующим "Положением о порядке разработки, согласования и утверждения программ испытаний на тепловых, гидравлических и атомных электростанциях, в энергосистемах, тепловых и электрических сетях" (М.: СПО Союзтехэнерго, 1986).

 

6.3. О ПРИМЕНЕНИИ ВЫКАТНЫХ ЭЛЕМЕНТОВ ВЭТ-6 И ВЭТ-10

ПРИ РЕКОНСТРУКЦИИ КОМПЛЕКТНЫХ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ

УСТРОЙСТВ 6-10 кВ

 

АО "Мосэлектрощит" освоено производство выкатных элементов ВЭТ и ВЭТ-10 с элегазовыми выключателями для реконструкции распределительных устройств (КРУ) 6-10 кВ:

- ВЭТ-6 при реконструкции шкафов КРУ серий К-Х, K-XXI и XXV;

- ВЭТ-10 при реконструкции шкафов КРУ серий К-II и K-XXVI.

При использовании элегазовых выключателей не требуется применение специальных средств защиты от перенапряжений, поскольку указанные выключатели генерируют низкий уровень перенапряжений.

Рекомендуется применять для реконструкции КРУ 6-10 кВ выкатные элементы ВЭТ и ВЭТ-10 с элегазовыми выключателями.

 

6.4. О СНИЖЕНИИ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЙ, ВОЗДЕЙСТВУЮЩИХ

НА АВТОТРАНСФОРМАТОРЫ КЛАССОВ НАПРЯЖЕНИЯ 330 кВ И ВЫШЕ

 

В энергосистемах находится в эксплуатации более 800 автотрансформаторов классов напряжения 330 кВ и выше, в том числе автотрансформаторы 500 кВ, изготовленные более 30 лет назад.

Средний износ парка автотрансформаторов на 01.01.93 составил около 37%. В отдельных энергообъединениях износ достигает более 60%.

Начиная с 1991 г. в связи с общим повышением уровня рабочего напряжения в электрической сети 500 кВ и достижением в ряде точек ЕЭС значений выше определенных пунктом 15.11.17 ПТЭ износ изоляции автотрансформаторов, особенно работающих с перевозбуждением, существенно возрастает.

Защита автотрансформаторов от волн грозовых перенапряжений, набегающих с линий электропередачи, как правило, выполнена с использованием вентильных разрядников, имеющих защитные характеристики, значительно худшие по сравнению с защитными характеристиками ограничителей перенапряжений нелинейных (ОПН).

Специальных достаточно надежных средств защиты от коммутационных перенапряжений у автотрансформаторов, как правило, не устанавливалось.

Остаточный ресурс находящихся в эксплуатации (исправных) вентильных разрядников определить затруднительно, и при решении вопроса о замене исходят из их физического состояния и имеющейся наработки по сравнению с установленным техническими условиями (ТУ) сроком их службы.

В соответствии с изложенным рекомендуется осуществить в плановом порядке замену вентильных разрядников, подключенных к выводам высшего (ВН) и среднего (СН) напряжения автотрансформаторов классов 330 кВ и выше, проработавших 10 лет и более, а также других автотрансформаторов, имеющих значительно сниженные характеристики изоляции, на ОПН, руководствуясь Методическими указаниями по применению ограничителей перенапряжений нелинейных в электрических сетях 110-750 кВ.

При замене вентильных разрядников целесообразно предусматривать установку в распределительном устройстве 330 кВ и выше не менее двух ОПН на фазу (при необходимости допустима пофазная замена разрядников).

Демонтированные вентильные разрядники следует использовать для ремонтных целей, резерва, а также для замены аналогичных, имеющих срок наработки более установленного срока службы согласно ТУ, на других присоединениях и объектах.

 

 

 

 

6.5. О РЕКОМЕНДАЦИЯХ ПО ПРИМЕНЕНИЮ НАИБОЛЕЕ

ЭФФЕКТИВНЫХ МЕТОДОВ ДИАГНОСТИКИ РАЗВИВАЮЩИХСЯ

ДЕФЕКТОВ В ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИИ 110 кВ И ВЫШЕ

 

В 1989-1990 гг. ОАО "Фирма ОРГРЭС" был выполнен ряд работ по анализу аварийности высоковольтного электрооборудования и обобщению применения в энергосистемах нетрадиционных методов контроля его состояния.

Установлено, что более 60% развивающихся дефектов может быть выявлено на ранней стадии современными методами технической диагностики. К таким методам следует отнести:

- хроматографический анализ газов, растворенных в трансформаторном масле;

- измерение комплексной проводимости;

- измерение тангенса угла диэлектрических потерь и емкости под рабочим напряжением;

- измерение тангенса угла диэлектрических потерь и емкости под приложенным напряжением, равным или приближающимся к рабочему;

- измерение интенсивности частичных разрядов;

- локацию частичных разрядов в баковом маслонаполненном электрооборудовании;

- измерение сопротивления короткого замыкания обмоток трансформатора;

- тепловизионный контроль оборудования и контактных соединений ОРУ и ВЛ;

- оценку влажности твердой изоляции силовых трансформаторов по результатам эксплуатационных испытаний tgd масла и изоляции;

- измерение тока проводимости вентильных разрядников и ограничителей перенапряжений под рабочим напряжением;

- контроль состояния опорной подвесной и натяжной изоляции ОРУ и ВЛ.

Благодаря применению указанных методов диагностического контроля выявлены многочисленные дефекты в элементах оборудования и тем самым предотвращены возможные отказы и аварии.

Принято считать, что диагностическая система экономически выгодна, если ее стоимость составляет не более 10-15% стоимости установленного оборудования.

Автоматизация диагностических измерений экономически целесообразна на блочных электростанциях и подстанциях 330 кВ и выше, а также в РУ 220 кВ и на ответственных объектах 110 кВ с АСУ ТП. Проведение периодических измерений с использованием переносной аппаратуры необходимо в остальных случаях и при наладочных работах.

В таблице 6.1 даются рекомендации по применению наиболее эффективных методов диагностики развивающихся дефектов в электрооборудовании ПО кВ и выше.

 

Таблица 6.1

 

Метод	Вид оборудования	Выявляемые дефекты	Документация, регламентирующая порядок проведения	Головная организация
1. Хроматографический анализ газов, растворенных в трансформаторном масле:		Развивающиеся дефекты термического характера
периодический контроль	Силовые трансформаторы, шунтирующие реакторы 110 кВ и выше		1. Методические указания по диагностике развивающихся дефектов трансформаторного оборудования по результатам хроматографического анализа газов, растворенных в масле: РД 153-34.0-46.302-00"	ОАО "ВНИИЭ"
			2. Методические указания по подготовке и проведению хроматографического анализа газов, растворенных в масле силовых трансформаторов: РД 34.46.303-98 (М.: АО ВНИИЭ, 1998)
Эпизодический контроль (по мере необходимости)	Измерительные трансформаторы, вводы силовых трансформаторов и шунтирующих реакторов 110 кВ и выше		3. Противоаварийный циркуляр № Ц-06-88(э) "О мерах по повышению надежности герметичных вводов 110-750 кВ (М.: Союзтехэнерго, 1988)	Завод "Изолятор" (г. Москва)
2. Измерение комплексной проводимости:		Развивающиеся дефекты в изоляции трансформаторов тока, вводов и реакторов. Изменение коэффициента трансформации трансформатора напряжения
непрерывный (автоматический) контроль	Трансформаторы тока, электромагнитные трансформаторы напряжения, шунтирующие реакторы, вводы силовых трансформаторов и реакторов 330 кВ и выше		Отраслевые методики отсутствуют*	ОАО "Фирма ОРГРЭС"
периодический контроль	Трансформаторы тока, электромагнитные трансформаторы напряжения, шунтирующие реакторы, вводы силовых трансформаторов и масляных выключателей 220 кВ (110 кВ - для ответственных объектов)		Отраслевые методики отсутствуют*	ОАО "Фирма ОРГРЭС"
3. Измерение тангенса угла диэлектрических потерь и емкости под рабочим напряжением:		Развивающиеся дефекты в изоляции
периодический контроль	Трансформаторы тока, шунтирующие реакторы, вводы силовых трансформаторов и масляных выключателей 220 кВ и выше (110 кВ - для ответственных объектов)		Отраслевые методики отсутствуют*	ОАО "Фирма ОРГРЭС"
4. Измерение тангенса угла диэлектрических потерь и емкости под приложенным напряжением, равным или приближающимся к рабочему:		Развивающиеся дефекты в изоляции
периодический контроль	Трансформаторы тока 110 кВ и выше		Отраслевые методики отсутствуют*	ОАО "Фирма ОРГРЭС"
5. Измерение интенсивности частичных разрядов:		Развивающиеся дефекты в изоляции
непрерывный (автоматический) контроль	Силовые трансформаторы, реакторы, трансформаторы тока, вводы силовых трансформаторов и шунтирующих реакторов 330 кВ и выше		Отраслевые методики отсутствуют*	ОАО "Фирма ОРГРЭС"
периодический контроль	Силовые трансформаторы, шунтирующие реакторы, трансформаторы тока, вводы силовых трансформаторов 220 кВ (110 кВ - для ответственных объектов)		Отраслевые методики отсутствуют*	ОАО "Фирма ОРГРЭС"
6. Локация частичных разрядов в баковом маслонаполненном электрооборудовании:		Развивающиеся дефекты в изоляции. Установление места источника частичных разрядов
эпизодический контроль (по мере необходимости)	Силовые трансформаторы и шунтирующие реакторы 110 кВ и выше		Отраслевые методики отсутствуют*	ОАО "Фирма ОРГРЭС"
7. Измерение сопротивления короткого замыкания обмоток трансформаторов:		Деформация обмоток
эпизодический контроль (по мере необходимости)	Силовые трансформаторы, автотрансформаторы 110 кВ и выше		Эксплуатационный циркуляр № Ц-02-88 (э) "Об измерениях сопротивления КЗ трансформаторов" (М.: СПО Союзтехэнерго, 1988)	НИЦ ВВА (г. Москва)
8. Тепловизионный контроль оборудования и контактных соединении: периодический контроль		Дефекты термического характера
	Трансформаторы тока, вводы, выключатели, разъединители, конденсаторные батареи, вентильные разрядники, ограничители перенапряжений, аппаратные зажимы, болтовые опрессованные и другие соединения элементов электрооборудования ОРУ и ВЛ 110 кВ и выше		Отраслевые методики отсутствуют*	ОАО "Фирма ОРГРЭС"
9. Оценка влажности твердой изоляции силовых трансформаторов по результатам эксплуатационных испытаний tgd масла и изоляции:		Увлажнение твердой изоляции
периодический контроль	Силовые трансформаторы и автотрансформаторы 110 кВ и выше		Отраслевые методики отсутствуют*	ОАО "ВНИИЭ"
10. Измерение тока проводимости вентильных разрядников и ограничителей перенапряжений под рабочим напряжением:		Нарушение работоспособно- сти шунтирующих резисторов
периодический контроль	Вентильные разрядники и ограничители перенапряжений 110 кВ и выше		Отраслевые методики отсутствуют*	ОАО "Фирма ОРГРЭС"
11. Контроль состояния опорной, подвесной и натяжной изоляции ВЛ и ОРУ:		Нарушение работоспособно- сти внешней изоляции
периодический контроль	Опорная, подвесная и натяжная изоляция ОРУ и ВЛ 110 кВ и выше		Отраслевые методики отсутствуют*	СибНИИЭ (г. Новосибирск)
* Проведение обследований оборудования, разработка методик и аппаратуры осуществляются головными организациями по заказам.

 

О комплексном обследовании

силовых трансформаторов, автотрансформаторов,

шунтирующих реакторов и их маслонаполненных высоковольтных вводов

 

В связи с нарастающим количеством трансформаторного оборудования отработавшего нормативный срок службы, РАО "ЕЭС России" выпустил Приказ от 07.07.95 № 304 "О проведении диагностики технического состояния трансформаторного оборудования" с приложением разработанной программы обследования технического состояния силовых трансформаторов, автотрансформаторов, шунтирующих реакторов и их маслонаполненных высоковольтных вводов. Департаментом эксплуатации энергосистем и электростанций РАО "ЕЭС России" по данному вопросу также разосланы информационные письма № 04-05 от 03.03.95 и 12.07.95 с разработанными ОАО "Фирма ОРГРЭС" программами комплексного обследования трансформаторного оборудования и высоковольтных вводов.

Обследования по этим программам позволяют выявить дефекты в электрооборудовании на ранней стадии их развития, оценить ресурс оборудования, определить основные мероприятия по поддержанию его работоспособности и дать техническое обоснование необходимости проведения капитальных ремонтов с уточнением объемов работ или отсрочки проведения таких работ на определенный период в целях избежания неоправданных материальных затрат.

 

 

 

Типовая программа комплексного обследования

силового трансформатора, автотрансформатора

или шунтирующего реактора

 

1. Состояние вопроса

 

В настоящее время парк силовых трансформаторов, автотрансформаторов и шунтирующих реакторов, эксплуатирующихся в энергосистемах России и стран СНГ, достаточно старый.

В последние годы не имелось возможности своевременного обновления оборудования, отработавшего свой нормативный срок службы. В ближайшие годы изменения ситуации не предвидится.

В связи с вышеизложенным возникает необходимость принятия правильного решения о дальнейшей судьбе оборудования, что невозможно без достоверной информации о его состоянии.

Проведение капитальных ремонтов без предварительного обследования себя не оправдывает, поскольку приводит к неоправданным материальным затратам и зачастую вследствие разгерметизации оборудования к ухудшению состояния изоляции.

Вывод оборудования в ремонт по наличию одного параметра, выходящего за пределы нормируемых значений, без подтверждения диагноза другими методами зачастую приводит по данным экспериментов в СНГ и западных странах к ложным браковкам оборудования и, как следствие этого, к неоправданно крупным материальным затратам.

 

2. Цель работы

 

Целью данной работы является выявление объективного состояния силового трансформатора, автотрансформатора или шунтирующего реактора путем проведения комплексного обследования указанного электрооборудования.

Проведение комплексного обследования целесообразно в следующих случаях:

- на трансформаторах, автотрансформаторах или шунтирующих реакторах, отработавших нормативный срок службы, для принятия правильного решения о возможности дальнейшей его работы и условиях, при которых эта работа возможна;

- на трансформаторах, автотрансформаторах или шунтирующих реакторах, отработавших 8-12 лет, для принятия правильного решения о необходимости и объемах капитального ремонта;

- на трансформаторах, автотрансформаторах или шунтирующих реакторах, имеющих результаты профилактических испытаний, выходящие за нормируемые значения, или другие показания на наличие внутреннего дефекта, для выявления характера дефекта, возможности, порядка и допустимых сроков его устранения.

 

3. Решаемые задачи и методы испытаний

 

Для достижения поставленной цели необходимо решение таких задач, как:

3.1. Выявление слабых мест силовых трансформаторов, автотрансформаторов и шунтирующих реакторов конкретных типов и конструкции, определение возможных дефектов и дефектных узлов на базе анализа аварийности оборудования аналогичных типов и конструкций, анализа режимов работы, результатов и методик эксплуатационного контроля состояния указанного оборудования.

Составление рабочей программы обследования конкретного трансформатора, автотрансформатора или шунтирующего реактора с целью выявления возможных дефектов.

3.2. Оценка влажности твердой изоляции по результатам измерений изоляционных характеристик и по равновесному состоянию системы "масло-бумага".

3.3. Оценка деструктивных процессов в бумаге по результатам определения фурановых производных в масле трансформатора путем жидкостной хроматографии, хроматографического анализа растворенных в масле газов, химического анализа масла из трансформатора и инфракрасной спектроскопии.

3.4. Оценка загрязнения твердой изоляции продуктами разложения масла, бумаги и конструкционных материалов путем химического анализа масла и хроматографического анализа растворенных в масле газов, а также наличия и фракционного состава механических примесей в масле и инфракрасной спектроскопии.

3.5. Определение наличия и места расположения источников частичных разрядов (ЧР) в силовом трансформаторе по результатам измерения частичных разрядов электрическим методом и локации ЧР акустическим методом, а также на базе хроматографического анализа растворенных в масле газов.

3.6. Оценка состояния магнитной системы на базе измерения потерь в трансформаторе в режиме холостого хода при номинальном и пониженном напряжении, термографического обследования трансформатора с помощью тепловизора и хроматографического анализа растворенных в масле газов.

3.7. Оценка динамического состояния обмоток путем определения сопротивления короткого замыкания, измерения индуктивности обмоток, измерений характеристик низковольтных импульсов и анализа динамических воздействий на трансформатор в процессе эксплуатации.

3.8. Оценка состояния жидкой изоляции (трансформаторного масла) путем проведения комплекса измерений характеристик (химический анализ масла, хроматографический анализ растворенных в масле газов, измерение tgd и удельной объемной проводимости масла на подъеме и спаде температур, определение наличия в масле фурановых производных, определение наличия и фракционного состава механических примесей, определение влажности трансформаторного масла, определение наличия и количества антиокислительных присадок, инфракрасная спектроскопия и т.д.).

3.9. Оценка состояния высоковольтных вводов путем анализа эксплуатационной документации, результатов профилактических измерений изоляционных характеристик вводов и испытания масла из ввода, а также путем проведения дополнительных испытаний вводов и масла из них (измерение tgd и емкости ввода при двух температурах, проведение испытания масла в объеме пункта 3.10, термографического обследования вводов), анализа работы защиты КИВ, расчета влажности остова, расчета коэффициентов запаса электрической прочности и т.д.

3.10. Оценка состояния системы охлаждения масла путем анализа режимов работы маслоохладителей, маслонасосов, дутьевых вентиляторов и шкафов ГОУ, результатов хроматографического анализа растворенных в масле газов, измерений фазных токов маслонасосов систем охлаждения, а также путем проведения обследования маслонасосов и вентиляторов с помощью виброакустической аппаратуры.

3.11. Оценка работы системы очистки трансформаторного масла путем анализа силикагеля из термосифонных фильтров и масла из трансформатора, автотрансформатора или шунтирующего реактора и анализа механических примесей в трансформаторном масле.

3.12. Оценка состояния контактной системы и переключающего устройства путем анализа режимов работы трансформатора, измерения сопротивлений обмоток постоянному току и переходных сопротивлений переключающих устройств по специальным схемам, осциллографирования процесса переключения, в том числе под рабочим напряжением, и термографического обследования оборудования.

3.13. Оценка состояния бака и уплотнения путем осмотра оборудования и анализа эксплуатационной документации.

3.14. Оценка состояния расширителя и системы защиты масла путем осмотра расширителя, пленки, проверки работы маслоуказателя и определения влагосодержания масла из трансформатора.

 

Порядок проведения обследования

 

Обследование оборудования производится в пять этапов:

Этап 1. Анализ условий эксплуатации, изучение технической документации, оперативных и ремонтных журналов, протоколов испытаний и измерений, карт изоляции и других материалов. Составление модели вероятных дефектов с учетом конструктивных особенностей конкретного трансформатора, автотрансформатора или шунтирующего реактора и данных эксплуатационной документации.

Этап 2. Проведение проверок, испытаний и измерений в нормальном режиме работы.

Этап 3. Проведение проверок, измерений и испытаний при отключении трансформатора, автотрансформатора или шунтирующего реактора.

Этап 4. Проведение специальных измерений и испытаний, требующих специальных режимов работы оборудования и специальных средств испытаний и измерений.

Этап 5. Составление отчета о проделанной работе с результатами испытаний, измерений, проверок и с рекомендациями по дальнейшей эксплуатации силового трансформатора, автотрансформатора или шунтирующего реактора.

Возможные выходы по работе:

- документально подтвержденная возможность дальнейшей эксплуатации силового трансформатора, автотрансформатора или шунтирующего реактора;

- рекомендации по дальнейшей эксплуатации силового трансформатора, автотрансформатора или шунтирующего реактора с перечнем ограничений режимного температурного или иного характера;

- документально подтвержденный перечень дефектов силового трансформатора, автотрансформатора или шунтирующего реактора с рекомендациями по их устранению и по проведению необходимых ремонтных работ. По желанию заказчика за отдельную плату могут быть организованы ремонтные работы с привлечением заводов-изготовителей оборудования и специализированных ремонтных организаций.

При необходимости силовые трансформаторы, автотрансформаторы и шунтирующие реакторы могут быть оснащены такими системами диагностики (в том числе под рабочим напряжением), как:

контроль изоляции вводов с выбором дефектной фазы и повышенной чувствительности;

контроль давления и температуры масла во вводах;

автоматическое определение наличия горючих газов в масле и т.д.;

- документально подтвержденное заключение о необходимости вывода силового трансформатора, автотрансформатора или шунтирующего реактора из работы и его списании.

 

6.6. О ВВЕДЕНИИ В ДЕЙСТВИЕ "РУКОВОДЯЩИХ УКАЗАНИЙ

ПО ВЫБОРУ СРЕДСТВ КОМПЕНСАЦИИ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ

И РЕГУЛИРУЕМЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ

СЕТЯХ 110-1150 кВ"

 

По заданию Департамента науки и техники разработаны "Руководящие указания по выбору средств компенсации реактивной мощности и регулируемых трансформаторов в электрических сетях 110-1150 кВ" (головная организация - ОАО "Институт Энергосетьпроект").

Руководящие указания предназначены для обоснования и принятия решения о применении средств компенсации реактивной мощности и регулируемых трансформаторов в электроэнергетических системах.

В Руководящих указаниях даны расчетные условия для выбора типа, мощности и размещения средств компенсации реактивной мощности и регулируемых трансформаторов, а также рекомендации по их применению.

В качестве средств компенсации реактивной мощности рассмотрены шунтирующие реакторы, шунтовые батареи конденсаторов, синхронные компенсаторы, статические компенсаторы реактивной мощности, управляемые реакторы и асинхронизированные турбогенераторы.

В целях повышения эффективности проектирования и использования средств компенсации реактивной мощности и регулирования напряжения в электроэнергетических системах рекомендуется проектным и эксплуатирующим организациям руководствоваться Руководящими указаниями при принятии решений по выбору средств компенсации реактивной мощности и регулирования напряжения в электроэнергетических системах.

 

6.7. О ПРИМЕНЕНИИ ОГРАНИЧИТЕЛЕЙ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЙ

НЕЛИНЕЙНЫХ В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ 0,4-35 кВ

 

В настоящее время в электрических сетях осуществляется массовое применение ограничителей перенапряжений нелинейных (ОПН) в связи с прекращением серийного выпуска вентильных разрядников и необходимостью в ряде случаев повышения эффективности системы защиты от перенапряжений электротехнического оборудования распределительных устройств.

При заключении договоров с заводами на поставку ОПН необходимо исходить из положения, что в эксплуатацию должны приниматься ОПН, изготовленные по согласованным с основным заказчиком - Минэнерго РФ (РАО "ЕЭС России") техническим условиям (до выхода ГОСТ на эти аппараты). Наличие только сертификатов (сертификата испытания на безопасность и сертификата испытания на соответствие) не должно являться основанием для применения ОПН (как и любого другого оборудования) в электрических сетях. Указанное относится и к аппаратам, выпускаемым на совместных предприятиях (СП) с участием иностранного капитала.

Ограничители рекомендуется применять при проектировании, а также в эксплуатации при замене неисправных вентильных разрядников, техническом перевооружении и реконструкции электроустановок.

Область применения некоторых типов и серий ОПН, выпускаемых предприятиями по согласованным ТУ, в электрических сетях 0,4-35 кВ:

- ОПН-П1-3П, ОПН-П1-6П, ОПН-П1-10П, ОПН-П1-15П, ОПН-П1-20П, ОПН-П1-35П и NDA 3-35 кВ - для замены вентильных разрядников соответствующих классов напряжения всех типов в электрических сетях с любой системой заземления нейтрали (но они не обеспечивают эффективную защиту вращающихся электрических машин);

- ОПН-1-3 - для замены вентильных разрядников типа РВО-3, установленных в цепи вторичной обмотки верхней ступени трансформаторов тока ТФЗМ-500 (ТФНКД-500);

- ОПН-П-0,38 и ОПН-П-0,66 - для замены вентильных разрядников типа РВН соответствующих классов напряжения;

- ограничители серии MWD - для работы в закрытых распределительных устройствах, серий POLIM и MWK - в открытых. Эти ограничители допускается устанавливать в районах со степенью загрязнения IV (удельная длина пути утечки более 3,1 см/кВ).

Ограничители серий MWD, POLIM и MWK взрывобезопасны, имеют корпуса из негорючей кремнийорганической резины и предназначены для защиты электротехнического оборудования и изоляции электроустановок от грозовых и коммутационных перенапряжений в электрических сетях переменного тока с номинальным напряжением 6-35 кВ.

Ограничители перенапряжений нелинейные без искровых промежутков серии GXE с силиконовой внешней изоляцией для сетей переменного тока частоты 50 Гц на классы напряжения 3; 6; 10; 15; 20 и 35 кВ применяются вместо вентильных разрядников всех типов соответствующих классов напряжения в электрических сетях с любой системой заземления нейтрали. Однако эти ОПН не предназначены для обеспечения эффективной защиты вращающихся электрических машин, изготовленных по отечественным стандартам.

Удельная длина пути утечки внешней изоляции этих ограничителей более 2,4 см/кВ (увеличивается с уменьшением класса напряжения ограничителя), они взрывобезопасны при токах короткого замыкания до 20 кА в месте их установки. Уровни ограничения коммутационных перенапряжений ограничителей серии GXE - 3,2-3,9 фазового наибольшего рабочего напряжения (уменьшаются с увеличением класса напряжения ограничителя).

При применении ОПН 6-35 кВ временно, до утверждения новых нормативов, как правило, целесообразно сохранять значения расстояний от ОПН до защищаемого оборудования, равные ранее принятым значениям расстояний от вентильных разрядников до соответствующего оборудования.

Эксплуатация ОПН должна производиться в соответствии с заводскими инструкциями, согласованными с заказчиком.

 

6.8. О ЗАМЕНЕ В ПРИВОДАХ РАЗЪЕДИНИТЕЛЕЙ

И ЗАЗЕМЛИТЕЛЕЙ КОММУТИРУЮЩИХ УСТРОЙСТВ ТИПА КСА (М) ПЕРЕКЛЮЧАЮЩИМИ УСТРОЙСТВАМИ ТИПА ПУ

 

Как показывает опыт эксплуатации, схемы электромагнитной блокировки и другие схемы управления и сигнализации имеют низкую надежность из-за некачественной работы коммутирующих устройств типа КСА.

По техническим условиям, согласованным РАО "ЕЭС России", ЗАО "ВЗВА" (г. Великие Луки) разработало и приступило к серийному производству переключающих устройств (ПУ) взамен существующих коммутирующих устройств типа КСА (М).

Новые переключающие устройства выполнены на базе мощных герконов (МКА-52202, тип А), управляемых постоянными магнитами, установленными на валу переключающего устройства. Срабатывание герконов в узком секторе утла поворота вала ПУ обеспечивается соответствующим расположением магнитного экрана внутри устройства.

Проведенные в ОАО "Фирма ОРГРЭС" испытания показали высокие эксплуатационные характеристики переключающих устройств типа ПУ.

Для необходимого согласования момента замыкания (размыкания) главных ножей и коммутации цепей ПУ используется специальная регулировочная муфта, входящая в комплект поставки.

Основные параметры ПУ:

- число коммутируемых цепей - 4; 8; 12; 16; 20;

- угол поворота вала - 90°; 120°;

- направление вращения вала - по часовой стрелке; против часовой стрелки;

- крепление - на "лапах"; фланцевое;

- климатическое исполнение - УХЛ2.

ЗАО "ВЗВА" подготовило "Инструкцию по замене коммутирующих устройств типа КСА(М) переключающими устройствами типа ПУ в эксплуатируемых приводах. Общие положения ИВЕЖ.642217.001 ИМ", где указаны исполнения приводов, в которых предусматривается замена КСА(М) на ПУ по месту эксплуатации и которая может быть выслана по запросу.

Кроме того, ЗАО "ВЗВА" готово при необходимости направить своих представителей для оказания помощи при проведении замены КСА(М) на ПУ.

На основании изложенного рекомендуется использование переключающих устройств типа ПУ вместо КСА(М).

 

6.9. О ВВЕДЕНИИ В ДЕЙСТВИЕ "МЕТОДИЧЕСКИХ УКАЗАНИЙ

ПО ПРИМЕНЕНИЮ ОГРАНИЧИТЕЛЕЙ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЙ

НЕЛИНЕЙНЫХ В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ 110-750 кВ"

 

В настоящее время заводами полностью прекращен выпуск разрядников на напряжение 110-750 кВ, а выпускаемые ими взамен ограничители перенапряжений нелинейные (ОПН) имеют несколько типов и модификаций в каждом классе напряжения.

По заданию Департамента научно-технической политики и развития РАО "ЕЭС России" ОАО "Институт Энергосетьпроект", ОАО "ВНИИЭ" и НТК "Эл-Проект" разработаны "Методические указания по применению ограничителей перенапряжений нелинейных в электрических сетях 110-750 кВ".

В Методических указаниях даны расчетные условия для выбора типа и определения места установки ОПН, а также рекомендации но их применению с учетом состава оборудования, схем и режимов в месте установки ОПН.

В Методических указаниях приведен справочный материал, содержащий основные технические характеристики всех ОПН, выпускаемых по согласованным с РАО "ЕЭС России" техническим условиям.

В целях повышения эффективности проектирования, правильности применения и использования ОПН в распределительных устройствах (РУ) для защиты электрооборудования от грозовых и коммутационных перенапряжений рекомендуется:

1. Проектным институтам применять упомянутые Методические указания для выбора ОПН при их установке в РУ электрических сетей 110-750 кВ.

2. Предприятиям МЭС, АО-энерго проверить правильность выбора ОПН 110-750 кВ по условиям применения, оговоренным в упомянутых Методических указаниях.

 

Перечень

информационных документов раздела

"Аппаратура распределительных устройств электростанций

и подстанций", изданных с 01.01.1990 г. по 31.12.2000 г.

 

Номер информационного документа, изданного после 01.01.1990 г.	Наименование документа	Состояние на 01.10.2001 г. (включен или не включен в настоящий Сборник)	Примечание
ИП-9-91; ИП-№ 11-02/2-10	О выполнении мероприятий по предотвращению феррорезонанса в распределительных устройствах 220-500 кВ с электромагнитными трансформаторами напряжения и выключателями, содержащими емкостные делители напряжения	Включен в п. 6.1 настоящего Сборника	Информационные письма объединены и переработаны
ИП-11-03-02/38	О предотвращении нарушений работы в электроустановках с синхронными компенсаторами	Включен в п. 6.2 настоящего Сборника	Без переработки
ИП-02-99(э)	О применении выкатных элементов ВЭТ-6 и ВЭТ-10 при реконструкции комплектных распределительных устройств 6-10 кВ	Включен в п. 6.3 настоящего Сборника	Без переработки
ИП-11-03-10	О снижении перенапряжений, воздействующих на автотрансформаторы классов напряжения 330 кВ и выше	Включен в п. 6.4 настоящего Сборника	Без переработки
ИП-8-91; ИП-2-92	О рекомендациях по применению наиболее эффективных методов диагностики развивающихся дефектов в электрооборудовании 110 кВ и выше	Включен в п. 6.5 настоящего Сборника	Информационные письма объединены и переработаны
ИП-04-97(э) от 10.04.97	О введении в действие "Руководящих указаний по выбору средств компенсации реактивной мощности и регулируемых трансформаторов в электрических сетях 110-1150 кВ"	Включен в п. 6.6 настоящего Сборника	Без переработки
ИП-11-02/2-10-98; ИП-11-02/2-10-99	О применении ограничителей перенапряжений нелинейных в электрических сетях 0,4-35 кВ	Включен в п. 6.7 настоящего Сборника	Информационные письма объединены и переработаны
ИП-10-99(э) от декабря 1999 г.	О замене в приводах разъединителей и заземлителей коммутирующих устройств типа КСА (М) переключающими устройствами типа ПУ	Включен в п. 6.8 настоящего Сборника	Без переработки
ИП-01-2000(э) от 29.02.2000	О введении в действие "Методических указаний по применению ограничителей перенапряжений нелинейных в электрических сетях 110-750 кВ"	Включен в п. 6.9 настоящего Сборника	Без переработки
ИП-11-03-01	О номенклатуре и области применения ОПН 110-1150	Аннулируется	Учтен в "Методических указаниях по применению ограничителей перенапряжений нелинейных в электрических сетях 110-750 кВ"
ИП-ОБ-3343	О введении в действие "Руководства по защите электрических сетей 6-1150 кВ от грозовых и внутренних перенапряжений"	Не включен в настоящий Сборник	Носит информационный характер, разослан в энергосистемы

 

 

7. ВОЗДУШНЫЕ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ

 

7.1. О НОРМАХ ОТВОДА ЗЕМЕЛЬ ДЛЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ

СЕТЕЙ НАПРЯЖЕНИЕМ 0,38-750 кВ

 

Между некоторыми энергосистемами и налоговыми службами возникли разногласия по вопросу правомерности применения новых "Норм отвода земель для электрических сетей напряжением 0,38-750 кВ", разработанных ОАО "Институт Энергосетьпроект", утвержденных Минэнерго РФ и введенных в действие с 1 июня 1994 г.

В связи с этим Госналогслужба России и Роскомзем направили в подведомственные организации Письмо от 13.01.95 № НП-6-02/26, 5-16/58, в котором подтверждена отмена "Норм отвода земель для электрических сетей напряжением 0,4-500 кВ (СН 465-74)".

Копия Письма Госналогслужбы России и Роскомзема направляется для использования в работе.

В целях повышения эффективности использования земель и снижения размеров платы за землю рекомендуется применять новые "Нормы отвода земель для электрических сетей напряжением 0,38-750 кВ" и по отношению к действующим объектам электрических сетей, если это возможно по условиям ремонтно-эксплуатационного обслуживания сетей.

 

 

Письмо Госналогслужбы России и Роскомзема

 

Госналогслужба России и Роскомзем сообщают, что Минтопэнерго России по согласованию с Роскомземом утвердило и с 01.06.94 г. ввело в действие новые "Нормы отвода земель для электрических сетей напряжением 0,38-750 кВ" № 14278.

С введением указанных Норм в действие утратили силу "Нормы отвода земель для электрических сетей напряжением 0,4-500 кВ (СН 465-74)", утвержденные Госстроем СССР от 22.07.74 г., а также частично и разъяснение, изложенное во втором абзаце Письма Госналогслужбы России и Роскомзема от 23-25.02.93 № ВГ-6-02/97 и 5-10/233 "О порядке исчисления земельного налога производственными объединениями по энергетике и электрификации Минтопэнерго России за земли, занятые линиями электропередачи" в части размеров площадей земель, занимаемых опорами воздушных линий, отводимых владельцу ВЛ в постоянное пользование.

В связи с этим Госналогслужба России и Роскомзем сообщают, что при исчислении земельного налога предприятиями Минтопэнерго России за земли, занятые электрическими сетями напряжением 0,38-750 кВ и предоставленные им в постоянное пользование (площади земель под опорами воздушных линий электропередачи, наземных сооружений кабельных линий электропередачи, подстанций, переключательных, распределительных и секционирующих пунктов и др.), следует руководствоваться указанными новыми Нормами отвода земель № 14278, с которыми подробно рекомендуется ознакомиться в производственных объединениях (акционерных обществах) энергетики и электрификации Минтопэнерго России, до которых доведены названные Нормы.

 

7.2. О ПРЕДОТВРАЩЕНИИ ПЕРЕГОРАНИЯ ГРОЗОЗАЩИТНЫХ

ТРОСОВ НА ПОДХОДАХ К ПОДСТАНЦИЯМ 110-220 кВ

 

В энергосистемах имеет место падение грозозащитных тросов на провода собственной ВЛ и обходной системы шин распределительных устройств 110-220 кВ из-за отгорания тросов у клиновых зажимов на участке "концевая опора - линейный портал подстанции".

Указанное происходит в тех случаях, когда не выполняются соответствующие рекомендации.

Для предотвращения перегорания тросов следует проверять в установленные сроки сопротивление заземления опор (при необходимости доводить его до нормы), производить ревизию тросов, их подвесок, контактных соединений. При больших токах КЗ, превышающих 15 кА, на участке ВЛ с неизолированным креплением троса, в том числе на подходах к подстанциям, крепление троса должно выполняться с установкой перемычки, шунтирующей зажим (перемычка к тросу присоединяется плашечным зажимом, а к опоре присоединяется прессуемым наконечником и болтом).

 

7.3. О НОВОЙ УНИФИКАЦИИ ВЛ 110 кВ

 

Департамент электрических сетей доводит до Вашего сведения, что ОАО "Институт Севзапэнергосетьпроект" и АО "НИИПТ" в 1994-1995 гг. разработали технический проект новой унификации ВЛ напряжением 110 кВ с одноцепными и двухцепными металлическими опорами.

В проекте реализован ряд новых технических решений.

Так, за счет расширения диапазона сечений (по алюминию) применяемых проводов до 600 мм² может быть обеспечена пониженная или оптимальная (около 0,5-0,6 А/мм²) плотность тока в проводах ВЛ.

Проектом предусмотрено применение в первом и втором районах по степени загрязнения атмосферы изоляторов простой конфигурации (ПС70Е), в третьем районе СЗА - грязестойких (ПСД70Е) с такой же строительной длиной, а в четвертом районе СЗА - полимерных изоляторов. Количество стеклянных изоляторов в гирляндах доведено до 9 шт. на одноцепных ВЛ и до 9 и 10 шт. на двухцепных, что позволит практически исключить замены "остатков" изоляторов в течение 25 лет эксплуатации ВЛ. Использование на ВЛ с двухцепными опорами разных количеств изоляторов в гирляндах (9 на одной цени и 10 на другой) обеспечит снижение в 3-4 раза вероятности одновременного отключения обеих цепей ВЛ при ударах молнии в опоры и трос.

Существенные изменения внесены в конструкцию промежуточных опор для достижения минимальных затрат стали на опоры в расчете на 1 км ВЛ: увеличена ширина стойки опор и ее высота; применена перекрестная схема решетки вместо треугольной.

Применение стальных опор ВЛ напряжением 110 кВ новой унификации вместо ранее разработанных обеспечивает экономию стали в среднем на 13,4% и снижение стоимости конструктивной части ВЛ (опоры, фундаменты) в среднем на 15% для проводов сечением 70-185 мм² и на 19-20% для проводов сечением 240-600 мм².

Переход к оптимальной плотности тока в проводах ВЛ 110 кВ сопряжен с увеличением затрат алюминия на провода и капитальных вложений в эти ВЛ в среднем на 12% (с учетом удешевления конструктивной части ВЛ). Однако такой переход обеспечивает снижение потерь электроэнергии в проводах примерно в 2 раза. Более подробно проект новой унификации ВЛ 110 кВ со стальными опорами описан в журнале "Энергетик" № 4 за 1996 г.

Проект рассмотрен и одобрен Научно-техническим советом РАО "ЕЭС России".

По вопросам заказа рабочих проектов следует обращаться по адресам:

- 193035, г. Санкт-Петербург, Невский просп., д. 111/3, ОАО "Институт Севзапэнергосетьпроект", главный инженер Е.И. Баранов;

- 194223, г. Санкт-Петербург, ул. Курчатова, д. 1/39, АО "НИИПТ", генеральный директор В.И. Галанов.

 

7.4. ОБ УЧЕТЕ СВЕРХРАСЧЕТНЫХ КЛИМАТИЧЕСКИХ

НАГРУЗОК ПРИ РЕКОНСТРУКЦИИ ВЛ 35-220 кВ

 

Повышенные провисания и обрывы проводов, разрушения опор ВЛ в ряде случаев явились следствием нерасчетно больших ветровых и (или) гололедных нагрузок.

Выполненный ОАО "Институт Энергосетьпроект" и ОАО "ВНИИЭ" анализ показал, что различие принятых при проектировании и фактических нагрузок от ветра и гололеда обусловлено:

- недостаточной изученностью климатических условий в районах прохождения ВЛ;

- определением расчетных нагрузок по коэффициентам перегрузки (в соответствии с приложением к гл. 2.5 "Воздушные линии электропередачи напряжением выше 1 кВ" ПУЭ шестого издания) без учета степени вариации фактических нагрузок, т.е. без учета вероятности появления сверхрасчетных нагрузок.

Реконструкция ВЛ в целях исключения их повреждений при сверхрасчетных нагрузках обычно сводится к установке дополнительных опор или замене участков ВЛ. Однако такие варианты, как правило, приводят к неоправданному удорожанию ВЛ.

В целях исключения неэкономичных проектных решений при разработке проектов реконструкции ВЛ 35-220 кВ на основе разработок, выполненных ОАО "Институт Энергосетьпроект" и ОАО "ВНИИЭ", предлагается руководствоваться следующими положениями:

1. Необходимость реконструкции ВЛ должна быть определена не только на основе опыта их эксплуатации (с анализом случаев разрушения опор, провисания или обрыва проводов), но и на основе анализа климатических условий по данным наблюдений близлежащих метеостанций.

2. В климатических районах следует выделять участки с обычными и тяжелыми условиями. Климатические условия считаются тяжелыми, если отношение величины воздействия с повторяемостью 1 раз в 25 лет к величине воздействия 1 раз в 10 лет превышает 1,25 для ветровой нагрузки на провода и тросы, свободные от гололеда, или 1,6 для ветровой нагрузки на провода и тросы, покрытые гололедом, или 1,6 для массы гололеда на проводах и тросах.

Технические решения на реконструкцию ВЛ в тяжелых климатических условиях могут быть обоснованы с использованием "Методики оценки надежности при проектировании воздушных линий электропередачи 10-750 кВ", разработанной ОАО "ВНИИЭ" в 1992 г. и рекомендованной к применению Научно-техническим советом РАО "ЕЭС России".

3. Расстояния от проводов ВЛ до поверхности земли при гололеде в ненаселенной и труднодоступной местности, а также в районах тундры, степей с почвами, непригодными для земледелия, и пустынь следует определить с учетом допустимости их уменьшения на 2 м по отношению к указанным в параграфе 2.5.104 (табл. 2.5.23) ПУЭ. Расстояния от проводов ВЛ до земли в населенной местности, а также до деревьев и до объектов в местах их пересечения и сближения должны соответствовать требованиям главы 2.5 ПУЭ для гололедных и ветровых нагрузок.

4. Допускается в отступление от параграфа 2.5.44 (табл. 2.5.7) ПУЭ увеличение напряжений до 60% предела прочности в сталеалюминиевых проводах сечением 120 мм² и более при гололеде в третьем - особом районах по гололеду. При этом анкерно-угловые опоры должны быть проверены на повышенные тяжения в нормальном режиме при фактических углах поворотов и длинах приведенных пролетов.

5. Для соблюдения требуемых расстояний от проводов до земли, а также до деревьев и до объектов в местах их пересечения и сближения допускается увеличение высоты крепления траверс железобетонных опор ВЛ 110 кВ при демонтаже грозозащитного троса в районах с продолжительностью гроз до 40 ч в год (кроме подходов к подстанциям).

6. Предельные длины приведенных пролетов и углы поворотов ВЛ, при которых обеспечивается безотказность типовых наиболее часто применяемых анкерно-угловых опор в обычных и тяжелых условиях по гололеду, справочно указаны в таблице 7.1. Если углы поворотов или длины приведенных пролетов превышают указанные предельные значения, то возможны решения:

а) уменьшить углы поворота подстановкой дополнительной анкерной опоры;

б) разгрузить опору путем демонтажа грозозащитных тросов в районах с продолжительностью гроз до 40 ч в год (кроме подходов к подстанциям).

В сложных ситуациях необходимы оценки безотказности опор и экономичности решений.

7. Промежуточные опоры ВЛ в обычных и тяжелых условиях достаточно надежны, если длины ветровых пролетов не превышают предельных значений, справочно указанных в таблицах 7.2-7.4. Если ветровые пролеты превышают указанные предельные значения, то возможны решения:

а) уменьшить длины пролетов подстановкой дополнительных опор;

б) разгрузить опоры путем демонтажа грозозащитных тросов в районах с продолжительностью гроз до 40 ч в год (кроме подходов к подстанциям);

в) предусмотреть более частую расстановку промежуточных опор при замене участков ВЛ.

 

Таблица 7.1

 

Предельные длины приведенных пролетов

анкерно-угловых опор ВЛ 35-220 кВ

 

Район по гололеду	Условия по гололеду	Длины приведенных пролетов, м, при проводах и углах поворота, град.
		АС 150/24		АС 150/24		АС 240/32		АС 300/39, АС 400/51
		45	60	45	60	45	60	45	60
Одноцепные опоры типа
		У35-1		У110-1		У110-1		У220-3
II	Тяжелые	350	300	400	400	400	300/400	500	500
III	Обычные	300	200	300	200/300	400	200/300	500	500
III	Тяжелые	200	100	300	200/300	200/300	150/300	400	300/400
IV	Обычные	100	100	300	200/300	200/300	100/200	350/400	300/400
Двухцепные опоры типа
		У35-2		У110-2		У110-2		У220-2
II	Тяжелые	350	300	400	400	300	200	500	500
III	Обычные	300	200	300	200/300	300	200	500	500
III	Тяжелые	100	100	200/300	150/200	150/200	100/150	500	300/400
IV	Обычные	100	100	150/200	100/150	100/150	100	300/400	250/400
Примечания: 1. При углах поворотов до 30° опоры безотказны независимо от условий по гололеду, марок проводов и длин приведенных пролетов. 2. В знаменателе - без грозозащитного троса, если решение зависит от наличия троса. 3. При углах поворотов 45-60° пролеты определяются интерполяцией.

 

Таблица 7.2

 

Предельные длины пролетов промежуточных стальных опор ВЛ 35-220 кВ

 

Районы			Длины пролетов, м, в условиях
по ветру	по гололеду		обычных и тяжелых по гололеду		тяжелых по ветру			тяжелых по ветровым нагрузкам при гололеде
Опоры П35-1 (без грозозащитного троса)
III	II		350		350			350
III	III		350		350			300
III	IV		300		300			300
IV	II		350		350			300
Опоры П110-3
III	II		450		400/450			400/450
III	III		400		400			320/400
IV	II		400		400			320/400
Опоры П110-4
III		II		450		320/400	320/400
III		III		320		280/320	200/320
IV		II		280		220	200
Опоры П110-5, П110-6
III		III		320		320	280
III		IV		320		280/320	200/380
IV		II		280/320		200/320	200/320
Опоры П220-3
III		II-III		500		400	500
IV		II		400		250	400
Примечания: 1. Предельные ветровые пролеты, при которых расчетная аварийность опор не более 0,05% в год. 2. Марки проводов и тросов - по проектам опор. 3. Знаменатель - опоры без грозозащитных тросов, если решение зависит от наличия троса. 4. Двухцепные опоры ВЛ 35 и 220 кВ требуют индивидуальных решений.

 

Таблица 7.3

 

Предельные длины пролетов промежуточных

железобетонных опор ВЛ 35 и 110 кВ

 

Районы			Длины пролетов, м, в условиях
по ветру		по гололеду	обычных и тяжелых по ветру и гололеду		тяжелых по ветровой нагрузке при гололеде
Опоры ПБ110-1 и ПБ35-1
III		II	300		150/250
III		III	200/300		100/150
IV		II	250/300		100/150
Опоры ПБ110-5
III-IV		III	250		100/150
III-IV		IV	150/250		*
Опоры ПБ110-2 и ПБ35-2
III		II	275		200/250
III		III	250		150/200
IV		II-III	250		150/200
Опоры ПБ110-4 и ПБ110-8
III	II			285		285
III	III			285		150/285
III	IV			230		*
IV	II			285		200/285
IV	III			285		150/250
IV	IV			230		*
* Ситуация требует специального анализа. Примечания: 1. Предельные ветровые пролеты, при которых на 50-м году эксплуатации расчетная аварийность опор не более 0,1% в год. 2. Марки проводов и тросов - по проектам опор. 3. Знаменатель - опоры без грозозащитных тросов, если решение зависит от наличия троса.

 

 

 

 

Таблица 7.4

 

Предельные длины пролетов промежуточных

железобетонных опор ВЛ 220 кВ

 

Районы		Длины пролетов, м, в условиях
по ветру	по гололеду	обычных и тяжелых по ветру и гололеду	тяжелых по ветровой нагрузке при гололеде
Опоры ПБ220-1, ПБ220-3
III	II	310	250/310
III	III	310	150/250
III	IV	250/280	*
IV	II	300	200/300
IV	III	250	150/200
IV	IV	200	*
Опоры ПСБ220-1
III	II	350	350
III	III	350	300/350
III	IV	300	*
IV	II	350	350
IV	III	350	250/350
* Ситуация требует специального анализа. Примечания: 1. Предельные ветровые пролеты, при которых расчетная аварийность опор не более 0,1% в год. 2. Провода - до АС500/64. 3. Двухцепные портальные опоры типа ПБ220-2 и ПБ220-12 с внутренними связями надежны в любых климатических условиях. 4. Знаменатель - опоры без грозозащитных тросов, если решение зависит от наличия троса.

 

Запросы на программу обработки данных, полученных от метеостанций, рекомендуем направлять в ОАО "ВНИИЭ" (115201, Москва, Каширское шоссе, д. 22, корп. 3; тел. 113-35-54) или в ОАО "Институт Энергосетьпроект" (105058, Москва, Ткацкая ул., д. 1; тел. 962-90-50, факс 963-12-64).

Запросы на Методику, упомянутую в пункте 2 настоящего параграфа, и на разработку обоснований технических решений по реконструкции ВЛ рекомендуем направлять в ОАО "ВНИИЭ".

 

7.5. О ВЗАИМООТНОШЕНИЯХ С ОРГАНАМИ УПРАВЛЕНИЯ

ЛЕСНЫМ ХОЗЯЙСТВОМ

 

В целях упорядочения взаимоотношений с органами управления лесным хозяйством на местах, во избежание необоснованных штрафов и нарушений положений Лесного Кодекса Российской Федерации (ЛК РФ) до руководства предприятий электрических сетей доводить следующее:

1. В соответствии со статьей 7 ЛК РФ все леса, за исключением лесов, расположенных на землях обороны и землях населенных пунктов (поселений), а также земли лесного фонда, не покрытые лесной растительностью (лесные и нелесные земли), образуют лесной фонд.

2. Согласно статье 8 ЛК РФ, "Инструкции о порядке ведения Государственного учета лесного фонда" издания 1993 г. и разъясняющему Письму Федеральной службы лесного хозяйства России от 29.09.95 г. № МГ-6-43/350 в адрес Минтопэнерго России земли лесного фонда, занятые просеками для воздушных линий электропередачи (ВЛ), относятся к нелесным землям, не подлежащим облесению и не связанным с лесовыращиванием и лесопользованием, но остающимся в составе лесного фонда.

Целевое назначение земель лесного фонда на просеках ВЛ, переведенных в категорию нелесных, - обеспечить сохранность, создать нормальные условия эксплуатации ВЛ, предотвратить несчастные случаи, что указано в пункте 2 "Правил охраны электрических сетей напряжением свыше 1000 вольт", утвержденных Постановлением Совета Министров СССР от 26.03.84 № 255.

3. Древесно-кустарниковая растительность (ДКР) на просеках ВЛ не включается в лесной фонд и в леса, не входящие в лесной фонд, как ДКР, расположенная на землях иных категорий; ДКР на просеках ВЛ не может считаться объектом лесопользования согласно статье 11 ЛК РФ, Постановлению Правительства Российской Федерации от 23.10.93 № 1064 "О порядке перевода лесных земель в нелесные для использования их в целях, не связанных с ведением лесного хозяйства и пользованием лесным фондом" и "Инструкции о порядке ведения Государственного учета лесного фонда" издания 1993 г.

4. К ДКР на просеках ВЛ относятся деревья и кустарники всех пород независимо от их происхождения (семенного или порослевого, искусственного или естественного); ДКР на просеках ВЛ подлежит вырубке (обрезке), если ее размеры превышают регламентированные пунктом 25г "Правил охраны электрических сетей напряжением свыше 1000 вольт" и "Правилами устройства электроустановок".

5. Древесно-кустарниковая растительность, не достигшая диаметра 8 см на высоте 1,3 м, считается неликвидом, т.е. хворостом (см. справочник под редакцией Загреева В.В. "Общесоюзные нормативы для таксации лесов", Москва, Колос, 1992), и не имеет цены, так как непригодна для использования на тонкие деловые сортименты (жерди, подтоварник) или дрова. Неликвид не может признаваться продукцией лесопользования, поскольку не имеет ни меновой, ни потребительской стоимости и товаром не является. Попытки лесхозов отнести работы по расчистке просек ВЛ от неликвида к рубкам леса, т.е. к заготовкам древесины, и выписывать при этом в качестве разрешительного документа лесорубочный билет являются неправомочными.

Расчистка просек от неликвидной ДКР осуществляется на основании разрешения лесхоза федерального органа управления лесным хозяйством (без оплаты таксовой стоимости древесины на корню). В данном разрешении в произвольной форме указываются наименование проводимых работ, сроки и условия их выполнения, требования к охране окружающей природной среды (см. статью 66 ЛК РФ).

6. Если вследствие запущенного состояния ДКР на просеке ВЛ появились деревья с диаметром на высоте 1,3 м, равным 8 см и более, из которых могут быть получены тонкомерные деловые сортименты (жерди, подтоварник) и дрова, появляется прецедент лесопользования. Для вырубки таких деревьев, их групп или участков необходимо получить в лесхозе (лесничестве) официальный разрешительный документ (ордер) на отпуск древесины на корню мелкими партиями в порядке уборки. В этом случае лесхоз (лесничество) производит выборочный пересчет среди ДКР, учитывающий наличие ликвида, и при выписке официального разрешительного документа законно предъявляет к оплате таксовую стоимость деловой древесины на корню.

7. Для предотвращения аварий на ВЛ и ликвидации их последствий предприятиям (организациям), в ведении которых находятся эти линии, разрешается вырубка отдельных деревьев в лесных массивах и лесозащитных полосах, прилегающих к трассам этих линий, с последующим (в течение месяца) оформлением лесорубочных билетов (ордеров) в установленном порядке (в соответствии с пунктом 26 "Правил охраны электрических сетей напряжением свыше 1000 вольт" и "Правилами отпуска древесины на корню в лесах Российской Федерации").

8. Организациям, в ведении которых находятся ВЛ, разрешается беспрепятственный проезд техники по дорогам общего пользования и просекам ВЛ для проведения ремонтных и других работ на трассах ВЛ, если эти просеки не заняты сельскохозяйственными угодьями (пашни, сенокосы, огороды), питомниками или плантациями древесно-кустарниковых пород. Федеральная служба лесного хозяйства России в Письме от 29.09.95 г. № МГ-6-43/350 сообщила, что указание о таком разрешении дано всем государственным органам управления лесным хозяйством.

9. В целях обеспечения сохранности, создания нормальных условий эксплуатации электрических сетей и предотвращения несчастных случаев в охранных зонах (на просеках) ВЛ запрещается производить посадку и вырубку деревьев и кустарников без письменного согласия владельцев этих линий (пункт 116 "Правил охраны электрических сетей напряжением свыше 1000 вольт"). При нарушении этого требования следует виновных привлекать к ответственности в установленном порядке.

 

7.6. О ХИМИЧЕСКОЙ РАСЧИСТКЕ ПРОСЕК ВЛ

 

В соответствии с Правилами охраны электрических сетей и Правилами устройства электроустановок для обеспечения сохранности, создания нормальных условий эксплуатации электрических сетей и предотвращения несчастных случаев в лесных массивах и зеленых насаждениях прокладываются просеки.

Осуществляемое механическим способом уничтожение нежелательной древесно-кустарниковой растительности (ДКР) не только трудоемко, но и недостаточно эффективно, так как после срезания или рубки надземных частей они отрастают вновь от сохранивших жизнеспособность корневых систем, что вызывает уже через 3-4 года необходимость повторных рубок. Очисткой просек бульдозерами можно достигнуть более высокой эффективности работ при заметном снижении выработки, но их применение на трассах ВЛ во многих районах страны запрещено экологами. Поэтому в настоящее время наиболее эффективным (по затратам, производительности и результативности) средством ликвидации ДКР является химический метод (см. прилагаемое Письмо Рослесхоза).

Химическая борьба с нежелательной растительностью на просеках ВЛ и территориях подстанций проводилась в России с 50-х годов, однако после запрещения применявшихся химических препаратов (натриевая соль 2,4-дихлофеноуксусной кислоты, бутиловый эфир 2,4 Д, триазины и др.) эти работы практически приостановлены.

В настоящее время взамен экологически небезопасных препаратов предлагаются новые экологически малоопасные, из которых наибольшее распространение получили препараты на основе глифосата (Раундап, Ураган и другие) и на основе имазапира - Арсенал.

Эти препараты отличаются от применявшихся ранее гербицидов механизмом действия на растение. Попадая в них через листья, через надрезы ствола или через корни, они перемещаются к точкам роста, а затем приводят к отмиранию корневой системы и гибели растения. Следствием того, что препараты воздействуют на биохимические процессы растений, которые отсутствуют у фауны (животные организмы, в том числе и человек, не синтезируют аминокислоты, а используют их в готовом виде из пищи), объясняется низкая токсичность препаратов для теплокровных животных, птиц, рыб, насекомых и беспозвоночных (для сравнения столовая соль более токсична в 1,5 раза).

Препараты не накапливаются в почве и воде, быстро рассеиваются и деградируют в естественной среде.

Эти гербициды разрешены Госхимкомиссией Минсельхозприрода РФ (Письмо от 01.04.98 г. № 19-527/252) для применения в лесном хозяйстве, имеют согласование с Минздравом РФ и Госкомэкологией РФ согласно пункту 1.3 "Положения о регистрационных испытаниях и государственной регистрации пестицидов в Российской Федерации". В соответствии со статьей 3 Федерального закона "О безопасном обращении с пестицидами и агрохомикатами" от 19.07.97 № 109-ФЗ препараты внесены в "Государственный каталог пестицидов и агрохимикатов, разрешенных к применению на территории Российской Федерации".

Более чем 20-летний зарубежный и с 1989 г. отечественный опыт использования гербицидов на трассах ВЛ, газо- и нефтепродуктов в полосах отвода автомобильных и железных дорог показал следующие результаты:

- остановку роста любой ДКР (в том числе и высокорослой - до 12 м) после однократной обработки при дозе гербицидов 6-8 л/га по препарату;

- отмирание наземной части и корневой системы ДКР в течение 2-3 мес после обработки;

- высокую производительность работ по уничтожению ДКР (одна бригада за вегетационный период - до 1500 га просек);

- обеспечение после однократного применения гербицидов безлесного (отсутствие деревьев 2 -4-летнего возраста) состояния просек - не менее 6 лет с последующими ежегодными затратами на поддержание просек с применением химических средств в объемах не более 5-10% первоначальных;

- необязательность уборки оставшихся на корню ДКР с просек после обработки вследствие последующей деструкции древесины, падения дерева и его разложения;

- обеспечение защиты почв от эрозии и вымывания водными потоками за счет сохранения низкорослых растений;

- большую экономичность по сравнению с механическими способами уничтожения растительности;

- создание условий для развития дикой флоры и фауны;

- уменьшение пожароопасного состояния мест, обработанных гербицидами (см. прилагаемое Письмо СПбНИИЛХ).

Необходимо иметь в виду, что непрофессиональный выбор препаратов и технологий его применения, невнимание к погодным условиям может привести не только к экономическим потерям, но и дискредитировать как препарат, так и саму химическую технологию, создаст проблемы в отношениях с местными органами власти, с органами лесного хозяйства, санэпиднадзора, экологии и др.

В связи с этим рекомендует привлекать для выполнения этих работ организации, имеющие разрешение на право проведения работ с применением гербицидов, персонал, прошедший обучение и освоивший технологии по проведению химических работ.

В настоящее время такими организациями, предлагающими помимо проведения самих работ также и обучение персонала электрических сетей, являются:

1. НПП "Саликс" (141250, г. Ивантеевка, Московской обл., Лесопитомник, д. 3-а; тел. (095)-(253)-60928).

2. Фирма "Монсанто" (123242, Москва, Волков пер., д. 19; тел. (095)-244-91-90).

 

Письмо Федеральной службы

лесного хозяйства России

"Об обеспечении проверки защитных полос"

 

Во исполнение Постановления Правительства Российской Федерации № 339 от 27 марта 1997 г. и Приказа Рослесхоза от 14.04.97 г. № 51 "О дополнительных мерах по охране лесов от пожаров, защите их от вредителей и болезней в 1997 году" органам управления лесным хозяйством в субъектах Российской Федерации предложено обеспечить в течение пожароопасного сезона проверку содержания сопредельных с лесными территориями защитных полос вдоль автомобильных и железных дорог, линий электропередачи и связи, магистральных нефте- и газопроводов с целью недопущения возникновения лесных пожаров. Зарастание этих объектов древесно-кустарниковой и травяной растительностью является одной из причин участившихся аварий и лесных пожаров.

Вырубка деревьев и кустарников в данном случае малоэффективна, так как быстрое отрастание поросли от оставшихся пней и корней требует повторной рубки.

В настоящее время наиболее эффективным способом снижения затрат труда и средств на борьбу с нежелательной растительностью является обработка гербицидом Раундапом. Этот гербицид разрешен Минздравом, Государственной комиссией по химическим средствам защиты растений (Госхимкомиссия) и включен в Список препаратов для применения в России.

Однако технология применения Раундапа достаточно сложна и требует участия в работе подготовленных специалистов. С учетом этого Рослесхоз рекомендует привлекать для выполнения этих работ сотрудников Санкт-Петербургского НИИ лесного хозяйства (СПбНИИЛХ), имеющих большой опыт работы в этой области.

Другие исполнители, выполняющие данные работы, должны пройти курс обучения в учебном центре СПбНИИЛХ и иметь соответствующее удостоверение. Органы управления лесным хозяйством должны ужесточить требования к предприятиям и организациям, в чьем ведении находятся содержание и эксплуатация магистральных нефте-, газопроводов, линий электропередачи, по выполнению правил пожарной безопасности и обеспечивать контроль за своевременным выполнением работ по уничтожению нежелательной древесно-кустарниковой растительности.

Научное и технологическое сопровождение возлагается на СПбНИИЛХ.

Реквизиты института: 194021, Санкт-Петербург, Институтский пр., д. 21; тел. (УМЦ) 552-09-23, факс 552-80-27; тел. 552-80-21, факс 552-80-42.

 

 

Письмо Санкт-Петербургского

научно-исследовательского

института лесного хозяйства (СПбНИИЛХ)

"О пожаробезопасности

химического ухода за лесом"

 

Сообщаем Вам, что СПбНИИЛХ проводил исследования по оценке влияния обработки древостоев арборицидами на изменение пожарной опасности в лесу. Установлено, что в молодняках разрушение крон отмерших деревьев происходит в течение 3-5 лет. Это не приводит к заметному захламлению массива, так как отмершие части деревьев опадают постепенно, довольно равномерно распределяются по площади и быстро перегнивают. Огонь по отмершим остаткам не распространяется из-за недостаточной концентрации топлива в пространстве. Влажность древесины отмерших деревьев и кустарников в первые годы даже несколько повышается по сравнению с необработанными арборицидами.

Проведенные исследования позволяют сделать вывод о том, что существенного изменения пожарной опасности на обработанных арборицидами участках не происходит.

 

7.7. О ПРЕДОТВРАЩЕНИИ ОТКЛЮЧЕНИЙ

МАГИСТРАЛЬНЫХ ВОЗДУШНЫХ ЛИНИЙ ИЗ-ЗА ПЕРЕКРЫТИЙ

НА ДРЕВЕСНО-КУСТАРНИКОВУЮ РАСТИТЕЛЬНОСТЬ

 

В июле 1999 г. в энергосистемах РАО "ЕЭС России" произошел ряд серьезных системных технологических нарушений, вызванных автоматическими отключениями магистральных воздушных линий электропередачи (ВЛ) из-за перекрытия воздушных промежутков между проводами и древесно-кустарниковой растительностью (ДКР). В большинстве этих случаев резко снижалась частота и возникал асинхронный режим в сети с последующим выделением энергоузлов и в целом энергосистем на изолированную работу со значительными ограничениями питания потребителей и разгрузкой электростанций.

Первопричинами же перекрытий на ДКР, как показали расследования, явились:

- установившаяся во многих регионах жаркая погода, способствующая активному росту ДКР на просеках ВЛ и, одновременно, значительному увеличению стрел провеса проводов;

- токовые перегрузки остающихся в работе линий из-за недостаточной обоснованности их фактических нагрузочных режимов при выводе в ремонт отдельных межсистемных ВЛ;

- недостатки в организации и выполнении работ по своевременной расчистке и расширению просек на трассах ВЛ;

- неустранение допущенных при строительстве ВЛ снижений проектных габаритов от проводов до поверхности земли;

- содержание просек в пожароопасном состоянии.

Сравнение опыта эксплуатации магистральных ВЛ за период июнь-июль 1998 г. и аналогичный период этого года свидетельствует об отсутствии существенных улучшений ситуации с перекрытиями с проводов на ДКР. А это означает, что еще далеко не везде и не в полном объеме выполняются требования выпущенного 28.09.98 г. Приказа РАО "ЕЭС России" № 178 "О мерах по предотвращению отключений линий электропередачи из-за перекрытий на древесно-кустарниковую растительность". Приказом предписывалось в целях обеспечения надежной работы магистральных линий и повышения устойчивости работы Единой энергетической системы России считать приоритетными работы по расчистке и расширению просек ВЛ, разработать и реализовать комплекс необходимых долговременных мер.

Очевидно, что во многих случаях линейным персоналом допускается неполное и некачественное проведение сезонных осмотров ВЛ, недостаточно высока оказывается и эффективность инженерных обходов. Планирование работ по расчистке и расширению просек в ряде случаев ведется без достаточного анализа фактического состояния и перспектив роста ДКР. Нередко из-за низкого уровня подготовки и ответственности линейного персонала неточно определяются фактические габариты от проводов ВЛ до ДКР и поверхности земли.

Слабо внедряются комплексные методы расчистки трасс ВЛ с использованием механической и химической обработки просек. Не во всех сетевых предприятиях, имеющих большое количество проходящих по лесным массивам участков ВЛ, привлекаются для расчистки и особенно для расширения просек подрядные организации, в частности строительно-монтажные энергетические предприятия и предприятия лесного хозяйства. Непродуманно и юридически недостаточно грамотно ведется организационная работа с местными лесхозами по оформлению разрешений на расчистку и расширение просек и сдаче-приемке просек после завершения работ, в результате чего лесхозы в нарушение действующего законодательства требуют завышенную оплату за выписку лесорубочных и лесных билетов и предъявляют необоснованные штрафные санкции за нарушение статей Лесного Кодекса.

В целях повышения надежности работы воздушных линий электропередачи и предупреждения серьезных системных технологических нарушений предлагается:

1. Межсистемным электрическим сетям, АО-энерго:

1.1. Провести повторный анализ результатов сезонных обходов трасс ВЛ, проходящих по лесным массивам, в целях выявления участков с предельными высотами ДКР и корректировки планов расчистки просек.

1.2. В целях оценки качества выполненных работ провести выборочный инженерный обход участков трасс ВЛ с предельными высотами ДКР и участков, на которых проводились расчистка и расширение просек.

1.3. В целях ускорения приведения трасс ВЛ в должное состояние шире использовать опыт энергосистем по привлечению к работам по расчистке и расширению просек подрядных организаций, в особенности строительно-монтажных энергетических предприятий и предприятий лесного хозяйства. Особое внимание при расчистке просек ручным и механическим способом уделять обеспечению их пожарной безопасности.

1.4. Несмотря на более высокую стоимость по сравнению с механическим и ручным способами расчистки просек активнее использовать химический способ как дающий наиболее долговременные результаты и как наиболее эффективный в труднодоступных районах.

1.5. В целях снижения времени простоя магистральных ВЛ при аварийных отключениях ускорить их оснащение современными устройствами и методиками для определения мест перекрытия изоляции.

1.6. Перед началом осенних и весенних обходов ВЛ проводить индивидуальные практические занятия с линейным персоналом по освоению способов и приспособлений для оценки габаритов от проводов ВЛ до ДКР и поверхности земли.

1.7. Повысить уровень административной и материальной ответственности специалистов и электромонтеров линейных служб сетевых предприятий за представление недостоверной информации о состоянии просек ВЛ и связанные с этим дополнительные расходы на аварийные обходы ВЛ и внеочередные расчистки просек.

2. Персоналу диспетчерских служб СО-ЦДУ ЕЭС России ОДУ, МЭС и АО-энерго в период высоких температур окружающего воздуха избегать создания режимов сети, приводящих к перегрузкам межсистемных и ответственных линий, проходящих по лесным массивам. Не ослаблять неоправданно межсистемные связи.

3. Региональным предприятиям и территориальным центрам "Энерготехнадзора" при проведении целевых и комплексных проверок сетевых предприятий МЭС и АО-энерго и оценки готовности предприятий к осенне-зимнему периоду:

3.1. Проводить анализ и оценивать качество и обоснованность многолетних планов эксплуатационных и ремонтных работ на ВЛ, проходящих по лесным массивам, а также оценку обеспеченности персонала линейных служб средствами связи и высокопроходимой техникой.

3.2. Строго учитывать при выдаче паспортов готовность выполнения годовых планов по расчистке и расширению просек на трассах ВЛ.

 

Перечень

информационных документов раздела "Воздушные линии электропередачи",

изданных с 01.01.1990 г. по 31.12.2000 г.

 

Номер информационного документа, изданного после 01.01.1990 г.	Наименование документа		Состояние на 01.10.2001 г. (включен или не включен в настоящий Сборник)	Примечание
ИП-11-03-162 от 05.11.92	О предотвращении перегорания грозозащитных тросов на подходах к подстанциям 110-220 кВ		Включен в п. 7.2 настоящего Сборника	Без переработки
ИП-11-02-1 от 16.03.94	Методика расчета вероятности разрушений и аварийности опор и проводов		Аннулируется	Внедрен в энергосистемах
ИП-11-02-1 от 16.03.94	О планировании реконструкции ВЛ 35-500 кВ		Аннулируется	Устарел
ИП-11-02-05 от 19.05.94	О применении полимерных изоляторов		Аннулируется	Внедрен в энергосистемах и проектных организациях
ИП-11-02-01 от 19.10.94	О ВЛ с самонесущими изолированными проводами		Аннулируется	Устарел
ИП-11-02-01 от 22.03.96	О работах на просеках		Аннулируется	Учтен в п. 7.5
ИП-11-02-01 от 24.01.95	О нормах отвода земель для электрических сетей напряжением 0,38-750 кВ		Включен в п. 7.1 настоящего Сборника	Без переработки
ИП-11-02-01 от 10.04.96	О новой унификации ВЛ 110 кВ		Включен в п. 7.3 настоящего Сборника	Без переработки
ИП-11-02-01 от 09.06.97	Об учете сверхрасчетных климатических нагрузок при реконструкции ВЛ 35-220 кВ		Включен в п. 7.4 настоящего Сборника	Без переработки
ИП-01-11-98(ТП) от 14.04.98		О взаимоотношениях с органами управления лесным хозяйством	Включен в п. 7.5 настоящего Сборника		Без переработки
ИП-01-11-98(ТП) от 01.12.98		О химической расчистке просек ВЛ	Включен в п. 7.6 настоящего Сборника		Без переработки
ИП-11-02/1-02 от 22.05.98		О самонесущих изолированных и защищенных проводах	Не включен в настоящий Сборник		Учтен Информационным письмом (без номера) о продукции з-да "Иркутсккабель"
ИП-19-27-99(ТП) от 12.08.99		О предотвращении отключений магистральных воздушных линий из-за перекрытий на древесно-кустарниковую растительность	Включен в п. 7.7 настоящего Сборника		Переработан

 

 

8. КАБЕЛЬНЫЕ ЛИНИИ

 

8.1. О ПРИМЕНЕНИИ СОЕДИНИТЕЛЬНЫХ И КОНЦЕВЫХ МУФТ

НА НАПРЯЖЕНИЕ 6, 10 кВ НА ОСНОВЕ ТЕРМОУСАЖИВАЕМЫХ

МАТЕРИАЛОВ

 

В настоящее время для силовых кабелей 6, 10 кВ широкое распространение получают кабельные муфты, выполненные на основе термоусаживаемых материалов, которые имеют существенные преимущества по сравнению с муфтами на основе заливочных компаундов и изоляционных обмоточных материалов. Применение в конструкции термоусаживаемых сшитых полимеров (полиэтилена, поливинилхлорида) позволяет обеспечить полную герметизацию муфты, хорошие изоляционные свойства, а также значительно сократить время монтажа муфт.

Основными изготовителями и поставщиками термоусаживаемой кабельной арматуры в РФ являются ОАО "Михневский завод электроизделий" (142840, Московская обл. Ступинский район, пос. Михнево; тел. (095) 546-16-92) и ЗАО "Термофит" (191119, г. Санкт-Петербург, наб. Обводного канала, 53а; тел. (812) 164-01-44). ОАО "Михневский завод электроизделий" выпускает муфты по разработкам института ОАО "НИИПроектэлектромонтаж" (107082, г. Москва, ул. Б. Почтовая, д. 26В; тел. (095) 261-40-37), который является головным предприятием по разработке кабельной арматуры на основе термоусаживаемых материалов.

За последние годы заводами было изготовлено и введено в эксплуатацию несколько сот тысяч муфт, которые успешно эксплуатируются во многих энергосистемах и на многих промышленных предприятиях.

На специализированных стендах АО "НИИПТ", выступающего в роли независимого испытательного Центра, совместно с ОАО "НИИПроектэлектромонтаж" были проведены сравнительные ресурсные испытания термоусаживаемых и концевых муфт напряжением 10 кВ отечественных производителей, ЗАО "Термофит" и одной из ведущих зарубежных фирм "Райхем". Испытания проводились на образцах с соединительными и концевыми муфтами одного типоразмера по методике и программе разработанной АО "НИИПТ" и ОАО "НИИПроектэлектромонтаж". Муфты были смонтированы специалистами заводов-изготовителей на образцах кабеля типа ААБу 3´95-10 кВ. Образцы подвергались воздействию циклов нагрева и охлаждения токовой нагрузки с одновременным воздействием испытательного переменного напряжения в соответствии с требованиями ГОСТ 13781.0-86. Муфты всех трех заводов-изготовителей (без пробоя изоляции) успешно выдержали испытания, объем которых в два раза превышал нормативы ГОСТ 13781.0-86.

По результатам испытаний подтвержден нормируемый срок службы (30 лет) термоусаживаемых концевых и соединительных муфт 10 кВ отечественных и зарубежных производителей. Изоляция термоусаживаемых муфт имеет двукратный запас надежности при обеспечении качественного монтажа муфт. Термоусаживаемые муфты отечественных заводов не уступают по основным характеристикам и удобству монтажа муфтам фирмы "Райхем", но имеют значительное преимущество - они на порядок дешевле.

На основании изложенного рекомендованы к широкому применению при проектировании, реконструкции и ремонте кабельных линий напряжением 6-10 кВ термоусаживаемые концевые и соединительные муфты отечественных производителей - ОАО "Михневский завод электроизделий" и ЗАО "Термофит".

Кроме того, в связи с тем, что для обеспечения надежной работы муфт в течение всего срока службы, при выполнении монтажных работ требуется соблюдение целого ряда факторов, влияющих на качество и надежность, рекомендуется проведение обучения электромонтажников-кабельщиков в учебном центре ОАО "НИИПроектэлектромонтаж".

 

Перечень

информационных документов раздела "Кабельные линии",

изданных с 01.01.1990 г. по 31.12.2000 г.

 

Номер информационного документа, изданного после 01.01.1990 г.	Наименование документа	Состояние на 01.10.2001 г. (включен или не включен в настоящий Сборник)	Примечание
ИП-06-99(э) от 20.08.1999 г.	О применении соединительных и концевых муфт на напряжение 6, 10 кВ на основе термоусаживаемых материалов	Включен в п. 8.1 настоящего Сборника	Новый документ

 

 

СОДЕРЖАНИЕ

 

ВВЕДЕНИЕ

1. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ (НАДЕЖНОСТЬ И УСТОЙЧИВОСТЬ)

1.1. О рекомендациях по реализации на ТЭС Приказа РАО "ЕЭС России" от 03.07.2000 № 368 "О мероприятиях по выполнению на электростанциях требований ПТЭ по регулированию частоты" (ИП-06-2000(э))

Перечень информационных документов раздела "Энергетические системы (надежность и устойчивость)", изданных с 01.01.1990 г. по 31.12.2000 г.

2. ЗАЩИТА И ЭЛЕКТРОАВТОМАТИКА

2.1. О совершенствовании ближнего и дальнего резервирования работы устройств РЗА распределительных сетей 6-110 кВ (ИП-1-96(э))

2.2. О внедрении в эксплуатацию микропроцессорных устройств релейной защиты и автоматики типа БМРЗ и БМАЧР (ИП-08-97(э))

2.3. О внедрении автоматизированных установок для проверки устройств релейной защиты и автоматики (ИП-09-97(э))

2.4. О внедрении в эксплуатацию аппаратуры передачи команд противоаварийной автоматики (ПА) типа АКАП-В на базе микропроцессорной техники (ИП-04-98(э))

2.5. О выполнении п. 5.4.18 ПТЭ 15-го издания (ИП-14-97(э))

2.6. О выполнении селективной защиты от замыканий на землю в обмотке статора турбогенераторов, работающих на сборные шины (ИП-03-98(э))

2.7. О замене ламп накаливания, используемых для сигнализации в цепях РЗА, управления, на полупроводниковые индикаторы (ИП-09-99(э))

2.8. О внедрении в эксплуатацию универсальных высокочастотных (ВЧ) приемопередатчиков защит типа ПВЗУ-М и ПВЗУ-Е (ИП-05-2000(э))

Перечень информационных документов раздела "Защита и электроавтоматика", изданных с 01.01.1990 г. по 31.12.2000 г.

3. СОБСТВЕННЫЕ НУЖДЫ

3.1. О продлении срока службы и повышении надежности стационарных свинцово-кислотных аккумуляторов типа С и СК, находящихся в эксплуатации (ИП-01-99(э))

3.2. О применении свинцово-кислотных аккумуляторов закрытого исполнения типа ТБ 350-600 производства Тюменского аккумуляторного завода (ИП-01-2001(э))

3.3. О закупке свинцово-кислотных аккумуляторов зарубежного производства (ИП-07-2001(э))

Перечень информационных документов раздела "Собственные нужды", изданных с 01.01.1990 г. по 30.06.2001 г.

4. ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ МАШИНЫ И ИХ ВОЗБУЖДЕНИЕ

4.1. О дальнейшем внедрении на электростанциях взрыво- и пожаробезопасных турбогенераторов (письмо Техуправления Росэнерго № 02-6-18/329 от 13.05.92 г.)

4.2. Об изменении № 1 "Типовой инструкции по эксплуатации электродвигателей в установках собственных нужд электростанций: РД 34.45.509-91" (М.: СПО Союзтехэнерго, 1991) (Извещение от 1993 г.)

4.3. О замене блока ограничения минимального возбуждения типа БОМВ на микроэлектронное устройство ОМВ-А2 (ИП № 02-6-6/46 от 30.01.95 г.)

4.4. О введении в действие "Методических указаний по применению асинхронизированных турбогенераторов на реконструируемых, расширяемых и вновь строящихся тепловых электростанциях различных типов (ИП № 2-96(э))

4.5. О предотвращении проникновения масла в турбогенераторы серий ТВФ, ТВВ и ТГВ (ИП-02-97(э))

4.6. О повышенных нагревах обмоток статоров асинхронных электродвигателей напряжением свыше 1000 В после их ремонтов с перемоткой (ИП-05-97(э))

4.7. О повышении надежности роторов электродвигателей типов АН3-16-44-12А и АО2-20-83-12 У1 (ИП-06-97(э))

4.8. О повышении надежности роторов электродвигателей типов 4АЗМ-8000/6000 УХЛ4, 4АЗМ-5000/6000 УХЛ4, 4АЗМ-4000/6000 УХЛ4, применяемых в качестве привода насосной группы механизмов (ИП-10-97(э))

4.9. О совершенствовании автоматических регуляторов возбуждения (ИП-11-97(э))

4.10. О предотвращении повреждений элементов крепления активной стали и выхода из строя статоров турбогенераторов ТГВ-200 (ИП-13-97(э))

4.11. О повышении надежности и экономичности работы высоковольтных электродвигателей механизмов собственных нужд ТЭС (ИП-05-98(э))

4.12. О контроле плотности прессовки сердечника статора на работающем турбогенераторе по спектру виброакустических сигналов (ИП-07-98(э))

4.13. Об увеличении сроков между профилактическими осмотрами и дефектоскопией, а также повышении надежности бандажных узлов роторов турбогенераторов серии Т, ТВ, ТВ2, ТВФ (ИП-03-99(э))

4.14. О применении регулируемого электропривода на тягодутьевых механизмах тепловых электростанций (ИП-05-99(э))

4.15. О реконструкции автоматического регулирования высокочастотных, бесщеточных и коллекторных возбудителей (ИП-08-99(э))

4.16. О проведении тепловых испытаний электродвигателей ответственных механизмов собственных нужд после полной замены обмотки статора или реконструкции системы охлаждения (ИП-02-2000(э))

4.17. О внедрении в эксплуатацию заземляющих устройств типа ЗБ-1М и ЗБ-1Б валов турбоагрегатов (ИП-04-2000(э))

4.18. О применении эмали КО-983 производства НПФ "Диэлектрик" для антикоррозионного покрытия бандажных колец роторов турбогенераторов (ИП-02-2001(э))

Перечень информационных документов раздела "Электрические машины и их возбуждение", изданных с 01.01.1990 г. по 31.03.2001 г.

5. ТРАНСФОРМАТОРЫ

5.1. Об исключении повреждений трансформаторов ТМ-400/10 и ТМ-630/10 (ИП-11-03-10 от 25.05.95)

5.2. О введении в действие "Методических указаний по подготовке и проведению хроматографического анализа газов, растворенных в масле силовых трансформаторов: РД 34. 46.303-98" (ИП-02-98(э) от 14.05.98)

5.3. О предотвращении случаев увлажнения изоляции автотрансформаторов АОДЦТН-167000/500/220 (ИП-11-03-01/12 от 18.01.95)

5.4. О предотвращении повреждений автотрансформаторов 330 кВ и выше при регулировании коэффициентов трансформации (ИП-11-03-10 от 04.05.95)

5.5. Об устранении дефектов шунтирующих реакторов РОДЦ-60000/500 (ИП-11-03-01 от 08.10.94)

5.6. О повышении надежности однофазных устройств РПН трансформаторов (ИП-22-90)

5.7. О введении в действие "Методических указаний по диагностике развивающихся

дефектов трансформаторного оборудования по результатам хроматографического анализа газов, растворенных в масле: РД 153-34.0-46.302-00" (ИП-03-2001(э) от 05.04.2001)

Перечень информационных документов раздела "Трансформаторы", изданных с 01.01.1990 г. по 31.12.2000 г.

6. АППАРАТУРА РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И ПОДСТАНЦИЙ

6.1. О выполнении мероприятий по предотвращению феррорезонанса в распределительных устройствах 220-500 кВ с электромагнитными трансформаторами напряжения и выключателями, содержащими емкостные делители напряжения (объединенные ИП-9-91 и 11-02/2-10)

6.2. О предотвращении нарушений работы в электроустановках с синхронными компенсаторами (ИП-11-03-02/38)

6.3. О применении выкатных элементов ВЭТ-6 и ВЭТ-10 при реконструкции комплектных распределительных устройств 6-10 кВ (ИП-02-99(э))

6.4. О снижении перенапряжений, . воздействующих на автотрансформаторы классов напряжения 330 кВ и выше (ИП-11-03-10)

6.5. О рекомендациях по применению наиболее эффективных методов диагностики развивающихся дефектов в электрооборудовании 110 кВ и выше (объединенные ИП-8-91 и 2-92)

6.6. О введении в действие "Руководящих указаний по выбору средств компенсации реактивной мощности и регулируемых трансформаторов в электрических сетях 110-1150 кВ" (ИП-04-97(э) от 10.04.97)

6.7. О применении ограничителей перенапряжений нелинейных в электрических сетях 0,4-35 кВ (объединенные ИП-11-02/2-10 1998 г. и 1999 г.)

6.8. О замене в приводах разъединителей и заземлителей коммутирующих устройств типа КСА (М) переключающими устройствами типа ПУ (ИП-10-99(э) от декабря 1999 г.)

6.9. О введении в действие "Методических указаний по применению ограничителей перенапряжений нелинейных в электрических сетях 110-750 кВ" (ИП-01-2000(э) от 29.02.2000)

Перечень информационных документов раздела "Аппаратура распределительных устройств электростанций и подстанций", изданных с 01.01.1990 г. по 31.12.2000 г.

7. ВОЗДУШНЫЕ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ

7.1. О нормах отвода земель для электрических сетей напряжением 0,38-750 кВ (ИП-11-02-01 от 24.01.95)

7.2. О предотвращении перегорания грозозащитных тросов на подходах к подстанциям 110-220 кВ (ИП-11-03-162 от 05.11.92)

7.3. О новой унификации ВЛ 110 кВ (ИП-11-02-01 от 10.04.96)

7.4. Об учете сверхрасчетных климатических нагрузок при реконструкции ВЛ 35-220 кВ (ИП-11-02-01 от 09.06.97)

7.5. О взаимоотношениях с органами управления лесным хозяйством (ИП-01-11-98 (ТП) от 14.04.98)

7.6. О химической расчистке просек ВЛ (ИП-01-11-98 (ТП) от 01.12.98)

7.7. О предотвращении отключений магистральных воздушных линий из-за перекрытий на древесно-кустарниковую растительность (ИП-19-27-99 (ТП) от 12.08.99)

Перечень информационных документов раздела "Воздушные линии электропередачи", изданных с 01.01.1990 г. по 31.12.2000 г.

8. КАБЕЛЬНЫЕ ЛИНИИ

8.1. О применении соединительных и концевых муфт на напряжение 6, 10 кВ на основе термоусаживаемых материалов (ИП-06-99(э) от 20.08.99)

Перечень информационных документов раздела "Кабельные линии", изданных с 01.01.1990 г. по 31.12.2000 г.