Загрязнение гидросферы

Tpeтьим эффектом энергосбережения является сохранение гидросферы. Беларусь имеет густую речную сеть, десятки тысяч водоемов, озер разно

Подробнее

Направления по устранению экологических последствий

Потребление ископаемых видов топлива в мире возрастает. В XXI в. в технически развитых странах потребление энергии возрастет в 6-7 раз, каж

Подробнее

Токсичные выбросы

В настоящее время электростанции Беларуси работают на мазуте и природном газе, при сжигании которых в атмосферу поступают газообразные

Подробнее

Нерешенные проблемы безопасности

Сооружение АЭС сегодня, к сожалению, связано с нерешенными проблемами безопасности, с вероятным риском катастроф, чреватых глобальными

Подробнее

Загрязнение воздуха

В крупных городах доля загрязнения воздуха автотранспортом достигает 70-80% от общего уровня загрязнения, что сильно сокращает среднюю п

Подробнее

Контакты

Город: Липецк
Улица: Гагарина, 110
Телефон: +7 (4742) 30-70-02
E-mail: mail@energybalance.ru

Опрос

Считаете ли вы солнечную энергию безопасной?



Тепловые сети г. Нарьян-Мар

Индекс материала
Тепловые сети г. Нарьян-Мар
Технические характеристики покрытий
Применение ПММ изоляции
Основные преимущества ЧРП
Установка для удаления железа
Рекомендации по повышению надежности
Второй этап работ
Регламент по обслуживанию электрооборудования
Текущий ремонт выключателей
Устройства релейной защиты
Профилактический контроль РЗА
Техническое обслуживание РЗА
Периодичность обслуживания
Цикл технического обслуживания
Все страницы

8. Тепловые сети и котельные г.Нарьян-Мар и п.Искателей


Для модернизации тепловых сетей г.Нарьян-Мар и п.Искателей с целью повышения надежности и снижения тепловых потерь целесообразна реализация мероприятий, направленных на повышение гидравлической устойчивости и срока эксплуатации тепловых сетей.

Основной проблемой в тепловых сетях города является высокие потери тепла. Трубопроводы в г.Нарьян-Мар и п.Искателей подвержены износу и нуждаются в регулярной замене участков и восстановлении теплоизоляции. Из-за этого, ведомственные учреждения (МУ ПОКиТС в г.Нарьян-Мар и МУП «Посжилкомсервис» в п.Искателей) несут высокие затраты на восстановительные работы и перерасход топлива. Большая часть длины трубопроводов проложена бесканальным способом, что повышает эффективность теплоснабжения, однако затрудняет ремонт и обслуживание. Также данный способ прокладки предъявляет высокие требования к стойкости труб и материала теплоизоляции к влажности, низким температурам и механическим воздействиям.

 

8_1

Для изоляции трубопроводов используется пенополиуретан, имеющий высокую уязвимость к влажности и, вследствие этого, короткий срок службы. В условиях Крайнего Севера целесообразно применение пенополиминеральной изоляции (ППМ). Несмотря на более высокую цену, пенополиминеральный материал имеет длительный срок службы, устойчивость к влажной среде и высокую стойкость к механическим воздействиям. На рисунке представлен образец пенополиминерального материала.


Сравнение технических характеристик теплоизоляционных покрытий, применяемых в тепловых сетях в настоящее время, приведено в таблице.

table4

Как видно из таблицы, наиболее эффективными видом тепловой изоляции является ППУ и ППМ. Но, как показывает эксплуатация, длительный контакт ППУ изоляции с водой внутри изоляционного слоя вызывает сильную кислотную коррозию на наружной поверхности трубопровода, что приводит к значительному сокращению срока службы тепловых сетей. На рисунке показан дефект, образовавшийся в результате кислотной коррозии на трубопроводе в ППУ изоляции.

Рассмотрим снижение тепловых потерь при переходе на ППМ тепловую изоляцию. При условии соответствия требованиям СНиП 41-03-2003 «Тепловая изоляция оборудования и трубопроводов» получены следующие результаты.

table5

Ориентировочная средняя стоимость производства тепловой энергии источниками теплоснабжения НАО в зависимости от вида потребляемого топлива сведена в таблицу. 
 table6

С учетом результатов расчетов, приведенных в таблицах 3.8.2 и 3.8.3, можно определить величину экономии из-за сокращения тепловых потерь при переходе на ППМ тепловую изоляцию. Результаты приведены в таблице 3.8.4.


Из таблицы 3.8.4 очевидно, что применение ППМ изоляции вместо минераловатных плит на трубопроводах имеет высокие показатели экономии. Также, как было сказано ранее, использование ППМ изоляции значительно снизит затраты на восстановительные работы и ремонт тепловых сетей. Отдельно стоит отметить, что внедрение ППМ изоляции приведет к наибольшей экономии в населенных пунктах «Заполярного Района», где в качестве топлива используются преимущественно каменный уголь и дизельное топливо.

table7

Одной из эффективных мер, направленных на сокращение аварий в тепловых сетях и сетях водоснабжения, которые связаны с гидравлическими ударами, является установка систем частотно-регулируемого электропривода насосных агрегатов в тепловых пунктах котельных г.Нарьян-Мар и п.Искателей и на станциях водоснабжения.

Частотно-регулируемый электропривод состоит из двух основных компонентов: частотного преобразователя, регулирующего частоту вращения электродвигателя и собственно самого электродвигателя. Принципиальная структурная схема частотно-регулируемого электропривода приведена на рисунке.

8_3

Структурная схема частотно-регулируемого электропривода (ЧРП).
1 - частотный преобразователь, 2 - электродвигатель, 3 - насос, 4 - преобразователь давления
(датчик давления).


8_2

Основными преимуществами частотно-регулируемого электропривода являются: 
 плавное регулирование в широких пределах скорости вращения электродвигателя, а соответственно и насосного агрегата;  
 возможность плавного запуска, разгона и остановки насосного агрегата, что позволит избежать ударных механических нагрузок на насосный агрегат, а также исключит бросок пускового тока электродвигателя, который может превышать номинальный ток электродвигателя в 5-7 раз;  
 снижение механических нагрузок насосного агрегата и электродвигателя продлевают их срок службы, а применительно к насосному оборудованию плавный пуск также исключает гидравлические удары в трубопроводах, тем самым снижая вероятность разрыва трубопроводов и увеличивая время безотказной работы запорно-регулирующей арматуры и измерительных приборов, установленных в тепловых сетях и в сетях водоснабжения; 
 достаточно большой потенциал экономии энергоносителей и прежде всего электрической энергии.

Известно, что для центробежного насоса зависимости расхода, напора и энергии, потребляемой двигателем, от скорости вращения являются соответственно линейной, квадратичной и кубической. Соответственно, при уменьшении потребности в расходе на 20%, мощность, потребляемая электродвигателем, может быть снижена в 2 раза.

В среднем, по оценке специалистов, использование частотно-регулируемого электропривода для управления насосами в системах тепло- и водоснабжения позволит экономить до 50% электроэнергии, до 30% воды и до 10% тепловой энергии.

Для повышения энергоэффективности и надежности теплоснабжения также необходима реконструкция и частичная замена оборудования котельных в г.Нарьян-Мар и п.Искателей. Высокий износ оборудования (46% в г.Нарьян-Мар, 60-100% в п.Искателей) отрицательно сказывается на КПД выработки тепловой энергии и повышает риск возникновения аварийных ситуаций. Это приводит к перерасходу топлива, нестабильности теплоснабжения потребителей и повышению эксплуатационных затрат. Проведение технического и энергетического аудита каждой котельной является первоочередным и позволит в каждом отдельном случае определить оптимальный уровень восстановительных работ – от ремонта котлов, до полной замены котельного оборудования или строительства новых блочно-модульных котельных. При составлении рекомендаций по замене котельного оборудования необходимо учитывать резерв тепловой мощности, в виду постоянного роста потребления тепловой энергии населением.

В последнее время особенно остро встал вопрос о необходимости качественной очистки воды для коммунальных нужд. Особое внимание при очистке подземных вод уделяется различиям химического состава воды в различных регионах и областях. Существуют очистительные системы, режимы работы которых зависят от данных конкретных условий, что позволяет наиболее эффективно и с оптимальными затратами очищать воду в каком-то определенномрайоне. Специально для этих целей и была разработана установка «Деферрит» (рисунок 3.8.4) производства ЗАО «Ecoholding», г.Москва. Стоит отметить тот факт, что в любом режиме работы эта установка полностью удаляет из воды любые объемы железобактерий. Что касается железа, то качественная очистка подземных вод гарантирована при объеме этого элемента не более 15 мг/л, марганца должно быть не более 0,5 мг/л. Рабочие мощности установки «Дефферит» на данном этапе составляют 50-20 000 м3/сут. Безреагентное умягчение воды может производиться в трех режимах.


При работе в первом из них вода поступает в эжектор, где происходит дополнительное окисление железа. Далее, под собственным напором, вода поступает на фильтр. При очистке подземных вод во втором режиме, основные объ?мы проходят через аэрационный бак для более интенсивного окисления, а затем насосами переносятся на фильтры. Третий режим, по сути, представляет собой сочетание первых двух с дополнительным удалением вредных газов из воды. Управление установкой осуществляется специальным автоматизированным блоком.

8_4

Установка для удаления железа из теплоносителя.


В г.Нарьян-Мар и п.Искателей для нужд теплоснабжения используется скважинная вода с низкими показателями жесткости и высоким содержанием ионов железа (Fe3+). Повышенное содержание железа ускоряет износ котельного оборудования, насосов и трубопроводов теплосетей и сетей водоснабжения, снижает качество воды для бытовых нужд. Поэтому, установка современного комплекса водоподготовки позволит не только снизить затраты на ремонт оборудования инфраструктуры сетей тепло- и водоснабжения, но и оказать положительное влияние на санитарно-эпидемиологические показатели жизни населения.

Также необходимо уделить внимание установке и модернизации деаэрационного оборудования котельных и теплосетей, т.к. кислород, при его высоком содержании в воде, окисляется на металлических поверхностях, вызывая стремительную коррозию трубопроводов и теплообменных аппаратов.

Отдельно стоит отметить котельные №1 и №2 в п.Искателей, обслуживаемые МУП «Посжилкомсервис», где теплоснабжение организовано не по II-контурному, а по I-контурному типу, т.е. вода, подогретая в котле поступает не на сетевой теплообменник, а напрямую в теплосеть. Это снижает качество теплоносителя и повышает износ котельного оборудования. Очевидным решением проблемы является установка сетевых теплообменных аппаратов в котельных №1 и №2 для отделения циклов питательной воды от сетевой.

Несмотря на то, что все указанные выше мероприятия целесообразнее внедрять единовременно, индивидуальная реализация одного или нескольких из мероприятий также приведет к улучшению состояния оборудования и трубопроводов тепловых сетей, снижению эксплуатационных затрат, а также повысит качество потребления воды и тепловой энергии.


 

9. Рекомендации по повышению надежности и
экономичности работы ГУП НАО «Нарьян-Марская
электростанция» и городских электрических и тепловых
сетей


Организационно-технические мероприятия, связанные с развитием «Нарьян-Марской» электростанции и городских электрических и тепловых сетей, которые были предложены в настоящем томе концепции, можно разбить на ряд этапов по критериям: важность и срок реализации.

Первоочередные мероприятия сведены в первый этап, срок их реализации оценивается в ближайшие два-три года. Во второй и третий этапы сведены задачи, не требующие немедленной реализации, но необходимые для создания надежной системы электроснабжения города.

8_5

Сроки реализации этапов повышения надежности и экономичности работы
«Нарьян-Марской электростанции» и городских электрических и сетей.



Первый этап
1. Реконструкция главного распределительного устройства электростанции, включающая в себя: 
 строительство нового здания; 
 реконструкцию главной схемы; 
 установку нового коммутационного оборудования; 
 модернизацию устройств релейной защиты и автоматики: генераторов, вводов, секционных выключателей, отходящих линий с применением устройств РЗиА Sepam серии 40, 80; 
 реализацию функций противоаварийной автоматики с применением устройств АЧР, ЗМН.

2. Установка двух ДГУ единичной мощностью 2-2,5МВт (двухтопливных ДГУ единичной мощностью 2-2,5МВт) с автоматическим запуском с целью повышения маневренности электростанции и покрытия суточных пиков нагрузки.


Второй этап
1. Установка двух ГПУ единичной мощностью 2-2,5 МВт (двутопливных ДГУ единичной мощностью 2-2,5 МВт) для создания надежного оперативного резерва.

2. Унификация устройств РЗА на ГТЭС-12.

3. Организация АСДУ электростанции, создание диспетчерского щита.

4. Реконструкция РП-6кВ основных центров нагрузок электрических сетей г.Нарьян-Мар и п.Искателей, включающая в себя: 
 изменение главной схемы; 
 установку нового силового оборудования; 
 применение микропроцессорных устройств РЗА.

5. Установка реклоузеров для защиты, автоматики и управления в городских распределительных сетях 6кВ.

Третий этап
1. Строительство «третьей» очереди «Нарьян-Марской электростанции».

2. Организация АСДУ и диспетчерского щита электрических сетей г.Нарьян-Мар и п.Искателей. 

Основными техническими мероприятиями для повышения надежности и экономичности работы котельных и тепловых сетей г.Нарьян-Мар и п.Искателей могут стать:

1. внедрение ППМ теплоизоляции;

2. применение частотно-регулируемого электропривода насосных агрегатов с целью экономии энергоресурсов и сокращения аварий на тепловых сетях вследствие гидравлических ударов;

3. плановая модернизация котельного и насосного оборудования существующих котельных г.Нарьян-Мар и п.Искателей согласно действующих программ;

4. установка блочно-модульных атоматизированных «квартальных» котельных с резервом по тепловой мощности для снабжения потребителей тепловой энергии, расположенных в пределах одного-двух городских кварталов;

5. монтаж установок подготовки и деаэрации сетевой воды в составе котельных;

6. создание системы 2-х контурного теплоснабжения на котельных №1 и №2 п.Искателей.


 

Регламенты по обслуживанию электрооборудования


9_2

Выдержки из инструкции по эксплуатации масляных выключателей 6-10кВ

6. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ВЫКЛЮЧАТЕЛЕЙ

6.1. Персонал, обслуживающий выключатели, должен знать устройство и принцип действия аппарата, знать и выполнять требования настоящей инструкции,

6.2. Все сведения о неисправностях, обнаруженных во время работы выключателя, необходимо записывать в Журнал дефектов и сообщать мастеру МП РЭС, а сведения об отключении коротких замыканий – в Журнал автоматических отключений.

6.3. За время эксплуатации обслуживающий персонал обязан:

- следить за тем, чтобы рабочее напряжение и ток нагрузки выключателя не превышали величин указанных в таблице 1 (см.инструкцию); 
- следить за уровнем масла в полюсах выключателя и отсутствием течей масла;
- не допускать в помещении распредустройства скопление пыли.

6.4. После отключения короткого замыкания выключатель должен быть осмотрен. При этом проверяется отсутствие выброса масла через жалюзи маслоотделителя. Значительный выброс масла свидетельствует о ненормальном отключении короткого замыкания, выключатель должен быть выведен из работы и осмотрен. Если после отключения короткого замыкания отмечено потемнение масла в масломерном стекле, масло в выключателе следует заменить. Внимательно осматриваются тяги, проходные и опорные изоляторы обращается внимание на отсутствие трещин и степень загрязнения фарфора, в необходимых случаях производится протирка изоляции после вывода выключателя из работы.

6.5. Для поддержания выключателя в работоспособном состоянии в течении всего периода эксплуатации установлены следующие виды технического обслуживания: 
- периодический осмотр;
- текущий ремонт;
- средний ремонт;
- капитальный ремонт;
- внеплановый ремонт.

6.6. Периодический осмотр должен производиться не реже одного раза в месяц.
При осмотрах проверяется отсутствие ненормального нагрева выключателя; признаками нагрева является едкий специфический запах горелой изоляции вследствие обугливания нижнего и верхнего бакелитовых цилиндров и камеры, а также перегрева масла. При этом темнеет также масло в масломерном стекле. Особое внимание следует уделять контролю нагрева выключателя при больших нагрузках и высокой температуре окружающего воздуха.


9_1

6.7. Текущий ремонт выключателя должен производиться 1 раз в год.

6.8. При текущем ремонте необходимо производить следующие работы;
- проверка состояния и подтяжка болтовых соединений, в том числе и контактных;
- проверка работы кинематики приводного механизма и привода;
- проверка целостности и очистка изоляционных деталей, регулировка уровней масла в полюсах и масляном буфере; 
- подтяжка или замена уплотняющих прокладок.

6.9. Средний ремонт выключателя производится через 3-4 года после капитального.
При этом выполняется комплекс работ в объеме текущего ремонта и дополнительно к этому замеряется переходное сопротивление полюсов, скоростные и механические характеристики. Если измеренные характеристики имеют отклонения, производится разборка и регулировка выключателя и высоковольтные испытания в полном объеме.

6.10. Внеочередной ремонт производится после отключения 6 коротких замыканий.
При этом целесообразно сохранить предыдущую регулировку. Поэтому следует разбирать выключатель в минимальном объеме. Порядок и объем разборки следующий: 
- снимаются межфазные перегородки;
- производится расшиновка нижнего выводного контакта;
- сливается масло;
- открываются нижние крышки, вынимаются гасительные камеры и распорные цилиндры; 
- открываются верхние бакелитовые крышки и вынимаются маслоотделители.
Дальнейшую разборку производят только при необходимости.

Также осматривают и ремонтируют при необходимости дугогасительную камеру и распорный цилиндр. Проверяют работу масляного буфера и уровень масла в нем, выключатель тщательно очищают от пыли и грязи. Подтягивают гайки и болты, заменяют поломанные шплинты, проверяют отсутствие течей масла в уплотнениях.

Кроме того, после выполнения 450 отключений токов, близких к номинальным токам необходимо производить замену масла, частичную замену контактов - через 900 отключений, полную замену контактов к камер - через 1800 отключений токов близких к номинальному.

6.11. Капитальный ремонт производится с периодичностью 1 раз в 8 лет. В объем капитального ремонта входят: 
- общий осмотр, отсоединение шин, снятие основных цилиндров с рамы;
- осмотр и ремонт приводного механизма;
- осмотр и ремонт дугогасительных устройств и контактной системы;
- регулировка выключателя;
- присоединение шин, покраска, испытания выключателя;
- оформление документации.


 

Поверка и настройка устройств релейной защиты


10_3

Выдержки из Правил технического обслуживания устройств релейной защиты и электроавтоматики электрических сетей 0,4-35 кВ. РД 153-34.3-35.613-00 

2.2. Виды технического обслуживания устройств РЗА.

2.2.1. Период эксплуатации устройства или срок его службы до списания определяется износом устройства до такого состояния, когда восстановление его становится нерентабельным.

В срок службы устройства, начиная с проверки при новом включении, входит, как правило, несколько межремонтных периодов, каждый из которых может быть подразделен на характерные с точки зрения надежности этапы: период приработки и период нормальной эксплуатации.

Устанавливаются следующие виды технического обслуживания устройств РЗА электрических сетей 0,4 - 35 кВ: 
 проверка при новом включении (наладка); 
 первый профилактический контроль; 
 профилактический контроль; 
 профилактическое восстановление (ремонт); 
 опробование (тестовый контроль); 
 технический осмотр.

Кроме того, в процессе эксплуатации может проводиться внеочередная или послеаварийная проверка.

2.2.2. Проверку (наладку) устройств РЗА при новом включении следует проводить при вводе в работу вновь смонтированного, отдельного присоединения или при реконструкции устройств РЗА на действующем объекте. Это необходимо для оценки исправности аппаратуры и вторичных цепей, правильности схем соединений, регулировки реле, проверки работоспособности устройств РЗА в целом. Проверка при новом включении должна выполняться персоналом МС РЗА или специализированной наладочной организацией.

Если проверка при новом включении проводилась сторонней наладочной организацией, то включение новых и реконструированных устройств производится после приемки их службой РЗА.

2.2.3. Профилактический контроль устройств РЗА проводится в целях выявления и устранения возникающих в процессе эксплуатации возможных неисправностей его элементов, способных вызвать излишние срабатывания или отказы срабатывания устройств РЗА.


10_1

Первый после включения устройства РЗА в эксплуатацию профилактический контроль выполняется главным образом в целях выявления и устранения приработочных отказов, возникающих в начальный период эксплуатации.

2.2.4. Профилактическое восстановление производится в целях проверки исправности аппаратуры и цепей, соответствия уставок и характеристик реле заданным, восстановления износившейся аппаратуры и ее частей, проверки устройства РЗА в целом.

Профилактическое восстановление производится также в целях восстановления отдельных менее надежных (имеющих малый ресурс или большую скорость выработки ресурсов) элементов устройств: реле РТ-80, РТ-90, ИТ-80, ИТ-90, ЭТ-500, ЭН-500, ЭВ-100, ЭВ-200, РТВ, РВМ, РП-341 и т.д. В зависимости от условий внешней среды и состояния аппаратуры объем частичного восстановления устройств РЗА, расположенных в шкафах наружной установки, может быть расширен.

2.2.5. Опробование производится в целях проверки работоспособности устройств РЗА. 
Опробование может производиться с помощью встроенных элементов опробования либо имитацией срабатывания пусковых органов устройств РЗА. Тестовый контроль проводится для устройств, имеющих встроенные средства ручного тестового контроля.

2.2.6. Необходимость и периодичность проведения опробований или тестового контроля определяются местными условиями и утверждаются главным инженером предприятия.

2.2.7. Правильное действие устройств РЗА в течение 6мес. до срока опробования приравнивается к опробованию.

2.2.8. Внеочередная проверка проводится при частичных изменениях схем или реконструкции устройств РЗА, при необходимости изменения уставок или характеристик реле и устройств, а также для устранения недостатков, обнаруженных при проведении опробования.

2.2.9. Послеаварийная проверка выполняется для выяснения причин отказов функционирования или неясных действий устройств РЗА. Внеочередная и послеаварийная проверки проводятся по программам, составленным МС РЗА, утвержденным главным инженером предприятия.

2.2.10. Периодические технические осмотры проводятся в целях проверки состояния аппаратуры и цепей РЗА, а также соответствия положения накладок и переключающих устройств режиму работы оборудования.


 


10_2

2.2.11. Программы и объемы работ при техническом обслуживании приведены в разд. 3 и 4.

2.3. Периодичность технического обслуживания устройств РЗА

2.3.1. Для устройств РЗА цикл технического обслуживания устанавливается от трех до двенадцати лет.

Под циклом технического обслуживания понимается период эксплуатации устройства между двумя ближайшими профилактическими восстановлениями, в течение которого выполняются в определенной последовательности установленные виды технического обслуживания, предусмотренные настоящими Правилами.

2.3.2. По степени воздействия различных факторов внешней среды на аппараты в электрических сетях 0,4-35кВ могут быть выделены две категории помещений.

К I категории относятся закрытые, сухие отапливаемые помещения.

Ко II категории относятся помещения с большим диапазоном колебаний температуры окружающего воздуха, в которых имеется сравнительно свободный доступ наружного воздуха (металлические помещения, ячейки типа КРУН, комплектные трансформаторные подстанции и др.), а также помещения, находящиеся в районах с повышенной агрессивностью среды.

2.3.3. Цикл технического обслуживания для устройств РЗА, установленных в помещениях I категории, принимается равным 12, 8 или 6 годам, а для устройств РЗА, установленных в помещениях II категории, принимается равным 6 или 3 годам в зависимости от типа устройств РЗА и местных условий, влияющих на ускорение износа устройств (см. таблицу 1). Цикл обслуживания для устройств РЗА устанавливается распоряжением главного инженера предприятия.


 

Периодичность проведения технического обслуживания
устройств РЗА электрических сетей 0,4 - 35кВ.

 

table8 

Для неответственных присоединений в помещениях II категории продолжительность цикла технического обслуживания устройств РЗА может быть увеличена, но не более чем в два раза.

Допускается в целях совмещения проведения технического обслуживания устройств РЗА с ремонтом основного оборудования перенос запланированного вида технического обслуживания на срок до одного года. В отдельных обоснованных случаях продолжительность цикла технического обслуживания устройств РЗА может быть сокращена.

Указанные в таблице циклы технического обслуживания относятся к периоду эксплуатации устройств РЗА, соответствующему полному сроку службы устройств. По опыту эксплуатации устройств РЗА на электромеханической элементной базе, установленных в помещениях I категории, полный средний срок их службы составляет 25 лет и для устройств, установленных в помещениях II категории, 20 лет.

В технической документации по устройствам РЗА на микроэлектронной и электронной базе полный средний срок службы установлен, как правило, 12 лет.

Эксплуатация устройств РЗА на электромеханической, микропроцессорной и электронной базе сверх указанных сроков может быть разрешена только при удовлетворительном состоянии и сокращении цикла технического обслуживания, устанавливаемого руководством предприятия.

Наибольшее количество отказов электронной техники происходит в начале и  в конце срока службы, поэтому рекомендуется устанавливать для этих устройств укороченные периоды между проверками в первые два-три года и после 10 - 12лет эксплуатации. Периоды эксплуатации между двумя ближайшими профилактическими восстановлениями для этих устройств в первые годы эксплуатации рекомендуется устанавливать не более 6лет. По мере накопления опыта эксплуатации цикл технического обслуживания может быть увеличен до 12 лет.


 

 Цикл технического обслуживания расцепителей автоматических выключателей 0,4кВ рекомендуется принимать равным 3 или 6 годам.

2.3.4. Плановое техническое обслуживание устройств РЗА электрических сетей 0,4-35кВ следует по возможности совмещать с проведением ремонта основного электрооборудования.

2.3.5. Первый профилактический контроль устройств РЗА должен проводиться через 10 - 18мес. после включения устройства в работу.

2.3.6. Периодичность технического обслуживания аппаратуры и вторичных цепей устройств дистанционного управления и сигнализации принимается такой же, как для соответствующих устройств РЗА.

2.3.7. Периодичность технических осмотров аппаратуры и цепей устанавливается МС РЗА в соответствии с местными условиями.

2.3.8. Тестовый контроль (опробование) устройств на микроэлектронной базе рекомендуется проводить еженедельно на подстанциях с дежурным персоналом, а на подстанциях без дежурного персонала - по мере возможности, но не реже одного раза в 12мес.

2.3.9. Для микроэлектронных и микропроцессорных устройств РЗА перед новым включением, как правило, должна производиться тренировка подачей на устройство в течение 3-4сут. оперативного тока и при возможности рабочих токов и напряжений с включением устройства с действием на сигнал. По истечении срока тренировки проводится тестовый контроль и при отсутствии каких-либо неисправностей устройство РЗА переводится с действием на отключение.

2.3.10. Удаление пыли с внешних поверхностей, проверка надежности контактных соединений, проверка целости стекол, состояния уплотнений кожухов и т.п. микропроцессорных и электромеханических устройств РЗА выполняются обычным образом. Чистка от пыли внутренних модулей микропроцессорных устройств РЗА при внутреннем осмотре должна производиться пылесосом для исключения повреждения устройств статическим разрядом. Следует учитывать, что заводы-изготовители гарантируют нормальную работу электронных устройств и выполнение гарантийного ремонта РЗА в течение ограниченного периода эксплуатации при сохранности пломб завода. С учетом этого вскрывать кожухи этих устройств РЗА в течение гарантийного срока эксплуатации не рекомендуется.

2.3.11. При неисправности устройств РЗА на микроэлектронной базе ремонт устройства в период гарантийного срока эксплуатации должен производиться на заводе-изготовителе. В последующий период эксплуатации ремонт производится по договору с заводом-изготовителем или в базовых лабораториях квалифицированными специалистами.

2.3.12. Методики проверки микропроцессорных устройств РЗА приведены в технических описаниях и инструкциях по эксплуатации заводов-изготовителей.

Микропроцессорные устройства РЗА

 

table9

Инструмент энергетической политики

News image

Государство может установить льготные энергетические тарифы для отдельных предприятий, продукция кот...

Светлое будущее

News image

Большую поддержку CSP получили от международной группы учёных и инженеров, называемой «Trans-Mediter...