Здравствуйте, дорогие читатели. В этой, заключительной статье, мы поднимемся на третий этаж ГРУ-6 кВ и посмотрим, как организованы системы сборных шин. Статья будет небольшой, с фотографиями и видео. Остальные статьи по данной теме можно посмотреть по этим ссылкам:
Поднявшись на третий этаж ГРУ-6 кВ, первым делом я увидел вот это:
Спирс сейчас 42 года, Алсу 41, а Децл умер в 2019 году. Данная статья от 2024 года.
Посмотрев немного на фотографии и почувствовав ностальгию, мы проходим в дверь слева от шкафа и попадаем в центральный коридор:
1/2
В правом и левом коридорах те же самые ячейки с разъединителями.
Справа и слева в коридоре расположены ячейки с разъединителями:
1/2
На втором фото можно видеть подключенное переносное заземление. Шины секции выведины в ремонт и заземлены.
Сверху разъединители подключены к системе шин, которая проходит через весь этаж:
1/2
Как это работает.
Сборные шины делятся на две системы: основную и трансферную (резервную). Основная система шин делится на секции (у нас две, но может быть и больше):
Упрощенная схема организации сборных шин
Такая компоновка сборных шин необходима для создания аварийных или ремонтных схем.
Например, если нужно вывести 1-ю секцию в ремонт, с помощью шинных разъединителей (сначала включаем 2ШР, потом отключаем 1ШР) мы переводим питание фидера с 1-й секции на трансферную систему. После перевода всех фидеров на трансфер, 1-ю секцию можно отключить от питания, а потребители будут получать питание через трансферную систему шин.
Еще один пример: питание 2-й секции осуществлялось от генератора, и он сломался. С помощью секционного выключателя мы можем подать питание с 1-й секции на 2-ю секцию.
И немного о том, как гудят провода (смотреть со звуком):
В серии я не упомянул о наличии еще одного этажа. Он называется кабельным этажом или кабельным полуэтажем. Он находится ниже первого этажа и на старых ТЭЦ часто бывает затоплен:
Рассказывать тут особо не о чем. В кабельном этаже располагаются кабельные полки, на которых лежат силовые и контрольные кабели.
Заключение
Вот и подошёл к концу цикл статей о прошлом энергетики. Мы прошли практически по всему оборудованию трёх этажей Главного Распределительного Устройства 6 кВ одной старой ТЭЦ. Говоря о прошлом, я имел в виду скорее времена становления энергетики нашей страны, ведь всё это оборудование работает и сейчас, и продолжит работать в будущем. Проекты ТЭЦ были типовыми. Побывав на одной ТЭЦ старого времени, можно с уверенностью сказать, что вы видели и остальные. Лично я работал на трёх разных ТЭЦ и везде встречал одно и то же оборудование.
В качестве своего рода продолжения данной темы я хочу подготовить материал о современном оборудовании. На новой ТЭЦ аналогичное по количеству (почти — 40 ячеек в ГРУ и 30 на новой ТЭЦ) и функционалу оборудование размещено всего лишь в одном помещении.
Буду рад почитать ваши комментарии по поводу этой статьи и цикла в целом.
Всем спасибо за проявленный интерес. До новых встреч! 😊
Здраствуйте дорогие читатели. Сегодя мы отвлечемся от прошлого энергетики (статья 1, статья 2, статья 3) и поговорим о возможном будущем, о тех возможных проблемах с оборудованием, с которыми лично я уже начал сталкиваться сейчас.
Для тех, кто зашел на канал впервые — меня зовут Олег, и я работаю инженером в электрическом цехе ТЭЦ. В мои задачи входят организация технического обслуживания и ремонта электрического оборудования (бумажная работа) и решение различных практических проблем во вторичных цепях управления, защиты и мониторинга электрооборудования.
Предыстория
ТЭЦ, на которой я работаю, строилась в славные времена, примерно с 2011 по 2013 год. Энергоблок (парогазовая установка или ПГУ) состоит из газотурбинной установки (ГТУ) компании General Electric (GE), котла-утилизатора (КУ) и паротурбинной установки (ПТУ) отечественного производства. По завершении строительства GE оказывала нам услуги по полному сервисному сопровождению своего оборудования в соответствии с их внутренними регламентами и с учетом наших технических требований. В принципе, больших проблем с оборудованием GE у нас не было.
Отдельно хочу рассказать об особенном подходе к работе специалистов GE. На время проведения работ все двери в цех закрывались. Оставляли только одну дверь, у которой стоял охранник. Составлялся список сотрудников, не принадлежащих к GE, кто имел право входить в цех и наблюдать за работой специалистов GE. Все имеющие доступ регистрировались в журнале у охранника. Таким образом, даже мы, заказчики, были не очень желанными гостями на нашем же объекте во время работы GE.
Но вот хорошие времена закончились, и в 2022 году началось "волшебство". Иностранные компании начали массово покидать нашу страну, и GE не стало исключением. Мы остались без сервиса, и проблемы не заставили себя ждать.
В этом (2024) году, после планового летнего ремонта, мы долгое время не могли запустить блок в работу. Причиной этому стала вот эта коробочка:
Контроллер Siemens SICAM ТМ 1703-АСР
Это контроллер Siemens SICAM 1703. Он представляет собой своего рода информационно-обменный узел данных между полевым электрооборудованием и различными устройствами: главным компьютером MARK VI (управляет всей ГТУ), терминалами релейных защит, блоками возбуждения и др.
На нем горел красный светодиод "ER". Согласно инструкции Siemens (много букв и мало толка), горение этого светодиода могло означать целую плеяду проблем: проблемы с софтом, внутренняя поломка контроллера, проблемы с периферийным оборудованием и др. К слову о периферии этого контроллера: она выглядит вот так:
Перефирийные модули контроллера сикам
Что это такое и как это работает.
Грядка периферийных модулей состоит из следующих элементов:
В черной рамке - модули преобразования полевых дискретных сигналов (входа и выхода). Простыми словами, если в квартире включить свет в какой-то комнате, модуль входов сообщит эту информацию контроллеру SICAM, а тот, в свою очередь, может попросить какой-нибудь модуль выходов выключить свет в этой же или другой комнате. Полевые модули передают информацию модулю преобразования полевых сигналов (в красной рамке) через шину ТМ.
В красной рамке - модуль преобразования сигналов от полевых модулей по шине ТМ в сигнал по USB/RS. Далее эта информация направляется в контроллер SICAM или принимается от него.
В желтой рамке - модуль питания преобразователя сигналов и полевых модулей. Он также обеспечивает питание для шины ТМ.
Упрощенная схема работы оборудования сикам 1703
Сам контроллер состоит из материнской платы и плат расширений. Эта модульная конструкция позволяет адаптировать оборудование под конкретные нужды.
Решение проблемы
Первое, что можно было бы сделать, это подключиться к контроллеру и считать его лог-файл. Однако для этого нужно иметь специальный преобразователь, специальный кабель к этому преобразователю, программное обеспечение ToolBox и самое главное — проект.
Проект — это программа, по которой работает контроллер. Он хранится в компилированном виде на флешке, которая вставлена в контроллер. В случае поломки контроллера флешка переставляется в рабочий контроллер, и ничего настраивать не нужно. Однако такой проект бесполезен при использовании программы ToolBox и подключении к контроллеру с компьютера. Нужен был именно оригинальный, некомпилированный проект. Его у нас не было. К слову, его нет и у GE. Этот программный проект, а также проект оборудования в целом, разрабатывался подрядчиком GE — фирмой Andritz Hydro, и они никому не дают свои проекты. Сами Andritz Hydro, как и Siemens, покинули нашу страну.
Каким-то чудом мы нашли для покупки два контроллера SICAM, несколько внутренних плат и из всего этого собрали один рабочий контроллер. Вставили флешку (как оказалось, и тут были нюансы, которые в инструкциях не описаны, нам их подсказали по секрету) и контроллер ожил. Светодиод "ER" на контроллере погас, а на дополнительных модулях загорелись светодиоды "RY", что означает их готовность к работе.
RY горит значит все норм.
Это ещё одна грядка дополнительных модулей, которые сообщают аналоговую информацию (простыми словами — сколько вольт в рИзетке) контроллеру.
Теперь, после всех приключений, проблема стала очевидной. На дополнительных модулях не было готовности, но на них также не горел и светодиод "ER", что означало их исправность, но потерю связи с контроллером. Зато светодиод "ER" горел на самом контроллере, что означало проблему в нём, а точнее, в плате получения информации по USB. Есть ещё грядка модулей, которые передают информацию в контроллер по Ethernet, и на этих модулях была готовность.
На решение этой головоломки мы потратили значительную сумму денег и примерно 7-10 дней и ночей, привлекая сторонних специалистов.
Выводы: санкции работают.
Во вступлении я упомянул, что КУ и ПТУ нашего производства, и это так. Но я имел в виду само оборудование. Его электронное оснащение: датчики, контроллеры и т.д., чаще всего иностранного производства. Вся эта электроника устаревает сама по себе. Её просто снимают с производства и заменяют на более новые технологии (а может, просто делают деньги, выпуская то же самое с минимальными улучшениями, но несовместимое с текущим оборудованием). Запчасти для ремонта западного оборудования становится невозможным купить — по сути, мы покупаем то, что осталось на складах. Всё это скоро закончится, и нового не привезут. А работать как-то надо. Обычно для этих целей предусмотрена модернизация — переход на новые технологии. Но и тут возникает проблема. В моём случае мы не знаем всех деталей. У нас есть контроллер и много других контроллеров, и есть центральный компьютер MARK VI. Но как всё это взаимодействует друг с другом в полном объёме, мы понять не можем. Нельзя просто заменить SICAM 1703 на контроллер с таким же функционалом, но другой фирмы. Мы не сможем его интегрировать в существующие процессы. Да и что мы можем поставить взамен? Китайское решение. Но китайцы сегодня друзья, а завтра могут перестать ими быть, и мы придём к тем же проблемам — нет оборудования. Ждать отечественные решения? Надеюсь, они появятся в ближайшем будущем, но уверенности в этом нет. А пока мы работаем с тем, что есть. В этот раз санкции нам обошлись очень дорого (запчасти + специалисты + простой = очень много потерянных денег), но всё же мы запустились.
Проблема ещё и в отсутствии специалистов. Имея оборудование, нужно уметь с ним работать. Возвращаясь к моему примеру — нужно быть узким специалистом в направлении контроллеров Siemens, заниматься только этим и получать за это деньги. У нас же чаще всего принято, что вот вам производство, и вы специалисты по всему, что тут установлено. Но так не работает. Да, я могу разобраться в общем и целом в работе контроллера. Я понимаю общие принципы и могу сделать заключение на уровне — "дядя, я знаю, что у вас сломалось — машина". Да, я могу заменить модули. Но я не могу знать особенностей программирования контроллера SICAM. Я не могу к нему подключиться. Не могу его перенастроить. Я не обучался для такой работы. Я всего лишь эксплуатационный персонал, конкретно в направлении РЗА - первая ступень в решении данной проблемы.
Я точно знаю, что существует как минимум ещё одна ТЭЦ, похожая на мою. Думаю, и проблемы у нас похожие. А сколько ещё производств построено на западном оборудовании. Какие проблемы у этих производств? Какие проблемы у нас? Страна одна, и мы тут живём. Если проблемы у меня на ТЭЦ, то электричества и отопления не будет не только лишь у меня.
Я не хочу сгущать краски. Я лишь описал реальную ситуацию, лишь один пример работы санкций, которые, как мы знаем, не очень-то и работают. Нам же не будут врать наши собственные СМИ касаемо санкций? Не будут же?
Хотелось бы в комментариях услышать ваше мнение о ситуации на производствах, да и просто хочется видеть обратную связь от подписчиков и читателей моего канала.
Надеюсь, я не сильно вас утомил длинным постом и было интересно.
Приветствую, дорогие читатели. В прошлых частях (первая часть и вторая часть) я, в основном, рассказывал про силовое оборудование фидеров 6 кВ и лишь иногда касался вторичного оборудования. Эту же часть серии я целиком и полностью посвещу вторичке. Сегодня мы посмотрим каким образом силовое оборудование защищается от коротких замыканий и перегрузок. Будут фотографии релейной панели. Я расскажу о каждом реле, как работает и для чего предназначено. Должно получится интересно.
Для тех, кто зашел на канал впервые — меня зовут Олег, и я работаю инженером в электрическом цехе ТЭЦ. В мои задачи входят организация технического обслуживания и ремонта электрического оборудования (бумажная работа) и решение различных практических проблем во вторичных цепях управления, защиты и мониторинга электрооборудования.
Вторичное оборудование защиты фидера, или оборудование РЗА (релейная защита и автоматика) находится на втором этаже ГРУ-6 кВ, в центральном корридоре.
Отсюда мы диктуем свою неприклонную волю остальным участникам энергосистемы.
Судя по плакату "Работаь здесь" оборудование выведено в ремонт, обеспечена безопасность и бригада может быть допущена на производство работ.
Начнем с самого интересного - с разбора панели РЗА.
Панель РЗА.
По левому краю панели собрана максимальная токова защита МТЗ. Центральные реле используются только как запчасти. Справа расположился контактор включения выключателя и предохранители для защиты цепей контактора и РЗА. Снизу расположен клеммный ряд.
Реле тока.
Реле тока.
Реле тока (РТ). Если очень упрощенно это катушка провода с подвижным якорем. К катушке подключаются провода от релейной обмотки трансформатора тока. На самом реле выставляется ток срабатывания. Если подводимый ток равен или больше выставляемого (уставка срабатывания) то катушка (под действием электромагнтных сил) двигает якорь и происходит замыкание контактов. К этим контактам подкючен сигнал (напряжение) и после срабатывания реле этот сигнал проходит далее по схеме на следущее устройство, в нашем случае на реле времени.
2. Реле времени.
Реле времени.
Реле времени (РВ). Это тоже катушка с подвижным якорем. Когда на катушку подается управляющий сигнал (слева нижний плюсовой провод), в нашем случаем с РТ, катушка втягивает якорь и запускается таймер задержки срабатывания реле. Таймер выставляется передвижением планки по цифербалату так, чтобы его контакты оказались напротив нужного времени. Если управляющий сигнал продолжает удерживать катушку, то через заданную уставку времени на реле замкнутся контакты (замыкателем, который как стрелка обычных часов) и управляющий сигнал пройдет дальше в схему, в нашем случае сигнал пойдет на сигнальный блинкер и на катушку отключения выключателя.
3. Сигнальный блинкер или реле указательное.
1/2
Блинкер в обыном и сработанном состоянии.
Сигнальный блинкер, или реле указательное (РУ). Собственно он нужен для индикации срабатывания защит (конкретно тут - срабатывание МТЗ). И это опять катушка. Все тоже самое. Управляющий сигнал попадает на катушку (от РВ). Та наводит электромагнитное поле и воздейтвует им на якорь. Происходит срабатывание контакта. Тольк в данном случае, если управляющий сигнал снят, блинкер все равно останется в сработанном состоянии. После авариного отключения оперативный персонал осматривает оборудование и записывает, какие блинкеры сработали (выпали) и сбрасывет их (это называется квитируют или поднимают блинкер). В сложных схемах таких блинкиров может быть довольно много. Иногда через контакты блинкеров могут подключатся сигнальные лампы или звуковая сигнализация.
4. Остальное оборудование панели РЗА.
Фото с другой панели РЗА.
Контактор включения выключателя говорит сам за себя. И опять - на его катушку приходит управляющий сигнал, тем самым втягивая якорь и замыкая контакты включения. Но в отличии от реле - это уже серьезные конткаты, так как через них проходят большие токи. Как видно из маркировки предохранителей - аж до 15 Ампер.
Предохранители защищают цепи контактора и цепи РЗА от коротких замыканий (КЗ). То есть цепи защиты, которые сами призваны защитить силовое оборудование от КЗ и перегрузок тоже нуждаются в защите.
Теперь вооружившись знаниями о работе различных реле - давайте я объясню как это все работает.
Упрощенная схема работы защиты МТЗ. Рисунок мой
Нормальный режим. Представим, что выключатель включен. Питание идет от шин (с 3-го этажа ГРУ-6 кВ его мы посмотрим в следующей части) через выключатель в защищаемую линию. Трансформатор тока (ТТ) уже наводит электромагнитное поле в катушке реле тока (РТ), но недостаточное для его срабатывания.
Аварийный режим. На линии случилось короткое замыкание (КЗ). Ток от ТТ превысил уставку, заданную в РТ. Происходит срабатывание реле тока. Контакты РТ замыкаются и далее в действие вступает реле времени. Катушка РВ втягивает якорь и пускается таймер отсчета. Если за это время авария не устранена (замыкание может быть на стороне потебителя и ликвидироваться его защитами) то РВ дает команду на отключение выключателя и так же срабатывает блинкер. На видео из второй части можно посмотреть процесс иммитации аварийного режима и срабатывания защит с отключением выключателя и срабатыванием блинкера.
Заключение.
Данная статья ореинтирована на общее представление о работе релейной защиты, собранной на электромеханической базе. Если идти во все тяжкие то описание одного реле заняло бы само по себе целую статью. Из интересных фатков - указательные реле (блинкеры) РУ21 до сих пор производятся и используются в новых распредустройствах. Про остальные реле сказать не могу - но возможно, что и они еще не ушли на заслуженный отдых.
Далее я планирую отфотографировать третий этаж ГРУ-6 кВ, подготовить о нем статью и этой статьей завершить цикл о прошлом (хотя в комментариях правильно заметили что настоящем - тк все это работает до сих пор) энергетики.
Всем читателям большое спасибо за проявленный интерес. Всретимся в продолжении...
Здравствуйте, дорогие читатели. Этой статьей я продолжаю свой рассказ (первая часть здесь) о прошлом энергетики, на примере электрооборудования Главного Распределительного Устройства (ГРУ) 6 кВ одной старой ТЭЦ. Сегодня мы поднимемся на второй этаж ГРУ и посмотрим на камеры с масляными выключателями. Я подготовил фотографии самого оборудования, а также видео включения и отключения выключателя.
Для тех, кто зашел на канал впервые — меня зовут Олег, и я работаю инженером в электрическом цехе ТЭЦ. В мои задачи входят организация технического обслуживания и ремонта электрического оборудования (бумажная работа) и решение различных практических проблем во вторичных цепях управления, защиты и мониторинга электрооборудования.
Начнем наше путешествие с общего представления о помещении второго этажа ГРУ-6 кВ. Его можно разделить на три коридора: центральный коридор с приводами управления выключателями и разъединителями и панели РЗА:
Центральный коридор ГРУ-6 кВ второй этаж.
Справа и слева от центрального коридора находятся коридоры с камерами масляных выключателей:
Коридор с камерами выключателей.
Сама камера и выключатель в ней выглядят так:
Выключатель ВМГ-133.
На данном фото мы можем видеть легендарный Выключатель Маломасляный Горшковый 133 серии, или ВМГ-133. Судя по данным из интернета, выпускать эти выключатели начали еще в 1954 году, хотя я думаю, что раньше. Возможно, конструкцию данного выключателя наши инженеры "подсмотрели" у немецких коллег. На одной ТЭЦ мне доводилось видеть немецкие выключатели, и они один в один похожи на наши. Еще интересный факт - ВМГ-133 до сих пор производят и продают!
Давайте теперь разберем, что за оборудование находится в камере.
Трансформаторы тока.
На уровне пола камеры мы можем наблюдать Трансформаторы Тока (ТТ):
Это только верхушка трансформатора тока. Его тело находится на уровне первого этажа.
Как это работает и для чего нужно.
По кабелям и шинам (токопроводам) проходят токи большой величины - десятки и сотни ампер. Для измерения больших первичных величин придумали измерительные трансформаторы тока.
Электрический трансформатор состоит из первичной и вторичной обмотки. У трансформатора тока первичной обмоткой выступает сам токопровод, а трансформатор представляет собой вторичную обмотку. Для простоты восприятия представьте себе обычный железный лом (первичная обмотка) и мысленно намотайте на него провод с изоляцией (вторичная обмотка или сам ТТ).
У трансформатора тока на фото вторичных обмоток две: одна обладает большей точностью и предназначена для коммерческого учета, вторая, с более скромной точностью, служит для передачи измерений в цепи защиты. У современных трансформаторов вторичных обмоток больше, так как само оборудование стало сложнее и разветвленнее.
Выключатель ВМГ-133.
Подняв свой взгляд выше, мы можем наблюдать маломасляные горшки. В общем и целом это и есть сам выключатель (по одному горшку на фазу), так как разрыв цепи происходит именно в горшке:
Очень важно следить за уровенм масла.
Сам горшок представляет собой емкость, наполненную изоляционным маслом, в которой расположены шток, розетка и устройства для разрыва и гашения дуги. Спереди горшка можно видеть маслоуказатели и отверстия для аварийного выброса масла. Сверху выключателя располагаются тяги со штоками:
Выключатель сверху, с помощью гибких связей, подключен к шинам, которые идут на третий этаж. Напряжение с шин через гибкую связь передается на штоки. Сами штоки с помощью изолированных тяг подвешены на вал. Когда выключатель включается, привод выключателя поворачивает вал, и штоки опускаются и входят в розетку. Розетка подключается к нижним шинам, которые идут на первый этаж. Таким образом, цепь замыкается, и напряжение от источника (верхние шины) передается к потребителю (нижние шины).
Фарфоровые тяги - самое слабое звено в этой конструкции. Из-за ударов при отключении фарфор может (и такое не редкость) расколоться на одной или нескольких фазах. Соответственно, произойдет неполнофазное отключение, или выключатель вообще не отключится. Все это аварийные режимы работы, которые вызывают нарушения в работе энергосистемы.
Для гашения ударов применяются масляные демпферы. По сути это тоже емкость с маслом, из которой торчит штырь. При отключении вал ударяется о шток и передает энергию в демпфер.
Фарфоровая тяга и система демпфирования.
Демпфер вблизи.
А вот так вся механика подключается к приводу выключателя:
Для чего это все нужно?
При коммутации больших токов (особенно аварийных), при разрыве контактов образуется дуга. Такая же дуга, как при сварке металла. Дуга обладает большой температурой, сама она не погаснет и нанесет вред оборудованию. Вот для гашения этой самой дуги и применяется выключатель ВМГ-133. Существуют и другие виды выключателей, но о них в другой раз.
При входе и выходе штока и розетки дуга попадает в среду с изоляционным маслом. Масло, под действием высоких температур, испаряется, образуя как бы пузырь. Дуга в пузыре быстро теряет тепло и угасает. Это крайне простое описание процессов, происходящих внутри выключателя, и служит для общего ознакомления. Подробное описание того, что происходит с дугой, заняло бы еще одну статью.
Видеоматериал по теме статьи.
Теперь давайте посмотрим, как происходит включение выключателя.
По команде от ключа управления происходит срабатывание привода. Привод крутит вал, на котором расположены тяги со штоками. Штоки опускаются и входят/выходят в розетки. Таким образом происходит включение выключателя.
Теперь перейдем в центральный коридор и посмотрим, каким образом выключатель управляется:
На данном видео происходит много всего. Это тема следующей статьи. В этой же статье нас интересует привод выключателя - это тот, что с флажками "вкл" и серая коробка под ним:
Привод выключателя ВМГ-133.
Команда включения и отключения подается с ключа управления, который находится между двумя огоньками (зеленый и красный), чуть ниже вольтметра с буквой "И" (индикаторный), на котором висит плакат "НЕ ВКЛЮЧАТЬ, работают люди":
Шкаф управления выключателем.
Заключение.
Данная статья подошла к концу. Я постарался в очень сжатой и доступной форме описать маслянные выключатели, как они работают и для чего нужны. Вообще непосредственно осблуживанием и ремнотом выключателей ВМГ-133 я занимался в далеком 2008 году и уже некоторые моменты порядком подзабыл и по этому данная статья была и для меня, как экскурсия в мое прошлое, когда я только начинал работать в энергетике и был простым электромонтером.
В следующей статье, я обещаю :), мы перейдем к самому интересному - к панели релейной защиты.
Всем читателям большое спасибо за проявленный интерес. Всретимся в продолжении...
Здравствуйте, дорогие читатели. Началось лето, а это значит, что на объектах энергетики (в частности, на электростанциях) пришла пора плановых ремонтов. Как известно, менять колесо на едущем автомобиле — не самая лучшая идея. То же касается и оборудования ТЭЦ — для полноценного обслуживания и ремонта нужно это оборудование остановить и вывести в ремонт. С одной стороны, пора ремонтов даёт много материала для статей. С другой стороны, на подготовку статьи просто не остаётся сил и времени. Но кое-что я всё же подготовил и сегодня поделюсь с вами фотографиями высоковольтных ячеек старого образца и опишу, из чего они состоят и для чего нужны разные элементы этих ячеек. Я решил разделить статью на несколько частей, потому что текста будет много и за раз его усваивать неудобно.
Для тех, кто зашёл на канал впервые — меня зовут Олег, и я работаю инженером в электрическом цехе ТЭЦ. В мои задачи входят организация технического обслуживания и ремонта электрического оборудования (бумажная работа) и решение различных практических проблем во вторичных цепях управления, защиты и мониторинга электрооборудования.
В рамках летних ремонтов, помимо работ на новой ТЭЦ, мне приходится выполнять работы и на старой ТЭЦ, 1952 года постройки. Сама ТЭЦ уже не работает, но в работе осталось Главное Распределительное Устройство на напряжение в 6000 В, или сокращённо ГРУ-6 кВ. Это отдельное здание, как правило, с Главным Щитом Управления или сокращённо ГЩУ, откуда, собственно, происходило управление генератором и котлами, и происходит распределение электроэнергии по внешним потребителям и на собственные нужды станции. На фото — типичный ГЩУ старой ТЭЦ. Такие до сих пор функционируют в разных городах нашей необъятной родины:
Фото с интернета. ТЭЦ-4 Тверь.
Само ГРУ-6 кВ представляет собой трёхэтажное здание, в котором, кроме ГЩУ, располагаются так называемые фидеры (от англ. to feed — кормить). Фидер (иногда называют фидерА) — это совокупность оборудования с первого по третий этаж в рамках одного присоединения (потребителя). Если провести аналогию с бытовой электрикой, то фидер — это клавишный выключатель, светильник и провода, связывающие это всё в единую цепь.
Начнём наше путешествие с первого этажа, на котором находятся ячейки с кабельными вводами, линейными разъединителями и реакторами.
Вот так выглядит линейный разъединитель (в жёлтой рамке):
Ячейка линейного разъединителя, заземляющего разъединителя и кабеля.
Снизу к нему подключен кабель потребителя, а сверху подключение выполнено шинами, которые уходят выше (через реактор, об этом далее), на второй этаж. Главное назначение разъединителя — создавать видимый разрыв цепи и обеспечивать безопасность производства работ.
Снизу разъединителя, в районе кабеля, можно разглядеть контакты заземляющего разъединителя. Их я обвёл красными рамками. Задача заземляющего разъединителя та же — создание безопасности для выполнения работ. Мы намеренно соединяем оборудование, которое в любой момент может оказаться под напряжением, с заземляющим контуром. Ток выбирает путь наименьшего сопротивления, и как раз сопротивление контура меньше сопротивления человека. Тем самым это может спасти жизнь работнику.
За стеной у разъединителя может находиться токоограничивающий реактор, и к ядерному реактору он отношения не имеет:
Токоограничивающий реактор.
По своей сути это просто катушка провода. Задача токоограничивающего реактора весьма понятна и проста — в случае коротких замыканий, когда ток резко возрастает (ударный ток), часть силы этого тока уходит на преодоление индуктивного сопротивления реактора и тем самым реактор снижает разрушительное воздействие ударного тока на оборудование.
Кстати, реактор может выглядеть так:
Рекатор в горизонтальном исполнении.
В завершение первой части экскурсии немного занимательных фактов.
Иногда случается, что в помещениях старых распределительных устройств проводится модернизация - из ячейки выдёргивают старое оборудование и монтируют новое. На языке электриков подобные действия называют одним словом — ретрофит. Ниже фото ретрофитной ячейки:
В общем-то, всё те же шины, всё тот же разъединитель, просто немного в обновлённом виде. Это фото я приложил не случайно — тут бросается в глаза расцветка шин: жёлтая, зелёная и красная. Почему же именно эти цвета? Этот вопрос застал меня в своё время врасплох. Ответ банален и прост. В электрике принята трёхфазная система напряжений. Каждой фазе присвоено имя — буква английского алфавита: фаза А, фаза В и фаза С. Так уж совпало, что в русском языке буквы Ж, З и К тоже идут в алфавитном порядке. Поэтому фазы стали красить в различные цвета — фазе А соответствует жёлтый цвет, фазе В — зелёный, а фазе С — красный.
Расцветка фаз выполняется отнюдь не для красоты, и у неё есть своё техническое назначение, но об этом в другой раз.
А на сегодня статья подошла к концу. Всем читателям большое спасибо за проявленный интерес. Всретимся в продолжении...
Здравствуйте дорогие читатели. Наконец то появилась интересная практическая задачка, которую мы попробуем разгадать в этой статье.
Для тех, кто зашел на канал впервые – меня зовут Олег и я работаю инженером в электрическом цехе ТЭЦ. В мои задачи входят организация технического обслуживания и ремонта электрического оборудования (бумажная работа) и решение различных практических проблем во вторичных цепях управления, защиты и мониторинга электрооборудования.
И так, имеем следящую проблему: на шкафе вызывной сигнализации горит индикаторная лампа «Вызов на сборку 10BLC12GH000»:
Лицевая часть шкафа вызывной сигнализации.
Немного отвлечемся от основной темы и поговорим о том, что означает буквенно-цифровой код 10BLC12GH000. Это способ кодировки оборудования с помощью системы KKS (от немецкого выражения Kraftwerk-Kennzeichensystem – не знаю как это переводится, просто нашел в интернете). Система была разработана специально для электростанций и позволяет каждой единице оборудования, начиная от самого крупного до почти что гаек и болтов, присвоить уникальный код. Далее эти коды можно использовать в системах организации управления ремонтами, а также данные коды используются в SCADA системах, например для наименования сигналов. Подробнее про SCADA можно прочитать в моей статье "Управление и мониторинг оборудования на современных предприятиях".
Возвращаемся к нашей проблеме. Сам шкаф вызывной сигнализации только собирает информацию о проблемах на удаленных (и не очень) электрических сборках (шкафах). В данном случае мы имеем проблему на сборке, которая находиться удаленно, а именно в распределительном устройстве напряжением 0,4 кВ вентиляторных градирен. Прежде чем отправиться туда, заглянем внутрь самого шкафа вызывной сигнализации (его ККС: 10CEH01) и посмотрим, что там есть. В глубине шкафа, на его дальней стенке, можно видеть множество реле, а на его дверце мы видим обратную сторону индикаторных ламп. Внизу шкафа находиться клеммный ряд, или просто клеммник:
Внутреннее наполнение шкафа.
Как это работает? Сигнал о неисправности приходит на катушку реле, и происходит его срабатывание. Катушка реле это электромагнит, который, при наличии напряжения, втягивает якорь с контактами и происходит включение лампочки.
Смотрим на дверцу шкафа и находим обозначение горящей лампы – HLW19:
Дверца шкафа с лампами.
Далее открываем схему и находим лампу по ее обозначению:
Часть схемы вызывной сигнализации
На схеме мы видим, что за работу лампы HLW19 отвечает реле KL19 и его контакт c тем же обозначением, чуть ниже и левее самой лампы. Параллельный, KL19, контакт К5 срабатывает от кнопки проверки всей индикации и нас не интересует. Так же запомним номер провода А137 (слева от реле) и то, что подробные пояснения можно посмотреть на листе №3. Позже это понадобится.
Теперь же нужно найти реле за номером KL19. Вот оно:
Реле KL19
Как можно видеть - оно находиться в состоянии "сработано" или еще говорят "подтянуто". Справа мы видим провод А137, про который я уже говорил. Это так называемый "плюс", который приходит с удаленной сборки 00BLC12GH000. "Минусом" в данном случае является провод за номером N1. Достаю мультиметр и замеряю напряжение на двух контактах, помеченных красными кружками, и обнаруживаю 220 В. Это говорит о том, что у реле есть веские причины быть сработанным и оно работает правильно.
Далее нам нужно посмотреть на схему клеммника, чтобы понять организацию связи шкафа сигнализации с удаленной сборкой 00BLC12GH000. Схема довольно большая и я не стал ее прикладывать. По ней я нашел номер кабеля между нашими сборками: 10CEH5019. Номера клемм: клемма 14 провод А10, клемма 43 провод А137, клемма 65 провод N1.
Клеммный ряд.
Провода за номерами А10 (общий плюс) и N1 (общий минус) уходят из шкафа сигнализации в шкаф 00BLC12GH000, а из него плюс возвращается в шкаф сигнализации проводом А137. То есть когда напряжение из провода А10, которое идет из шкафа сигнализации в шкаф 00BLC12GH000, через внутреннее реле этого самого шкафа 00BLC12GH000 попадает в провод А137, то мы имеем срабатывание реле KL19 и горящую лампу HLW19. Надеюсь этот момент был понятен.
Я художник (нет) я так вижу.
Замеряем напряжение между проводом А137 (клемма 43) и общим минусом N1 (клемма 65) и получаем 220 В. Значит можно однозначно сказать, что проблема где то в сборке 00BLC12GH000.
Кстати если заметили - на дверце шкафа код начинается с 10 тогда как в схемах он начинается с 00. Так вот правильно 00BLC12GH000, а не 10BLC12GH000, потому что первые две цифры кода означают порядковый номер 10 - номер один, 20 - номер два и тд. Если же оборудование представлено в единичном экземпляре то его кодируют как 00. В нашем случае градирня одна и правильно начинать кодировку с 00.
Пока вы читали про правильность кодировки KKS шкафа, я уже дошел до места установки сборки 00BLC12GH000. Вот она, сборка полностью:
А вот собственно и загадка: видите три лампы слева вверху шкафа 1ШВ1? Эти лампы тоже индикаторные и они сообщают о наличии проблем: либо в самом этом шкафу либо в шкафах 1ШЛ1 и 1ШЛ2. Но эти лампы не горят. Так что же получатся? Проблема есть, но ее нет? Чудеса какие то.
Но нет :) Спросите любого электрика: "Чего не бывает в электротехнике?" И он вам ответит: "Чудес".
Для начала давайте посмотрим на схему сигнализации сборки 00BLC12GH000:
Желтым я выделил ключи управления, которыми можно отключить почти всю сигнализацию (кроме "Неисправность в шкафу ввода").
Далее нужно открыть шкаф клеммных рядов и найти там исходящую жилу А137 кабеля 10CEH5019:
Нижние три провода А137, N1 и А10
Теперь я "сажусь" мультиметром на клемму с проводом А137 и на клемму с проводом N1 и замеряю напряжение в 220 В. Оставляю мультиметр на месте и поворачиваю ключ SA3 в положение "0":
И о чудо, никаких пятен (надеюсь кто ни будь поймет к чему я). На мультиметре напряжение пропало, а значит проблема практически решена. Нам нужно снова обратиться к схеме:
Как видно на схеме, через ключ SA3 проходит всего лишь три сигнала:
cигнал KSV2 (промежуточное реле с выдержкой времени)
Все эти компоненты находятся в вводном шкафе, открываем его:
К сожалению на фото выше не видно автомата SF1, но вот его фото вблизи:
Что сразу бросается в глаза? А то что модуль iSD сигнализирует (красным) о том, что SF1 находиться в состоянии "сработал", при том, что фактически SF1 включен. Через контакты этого модуля и формируется ошибочный сигнал «Вызов на сборку 10BLC12GH000». Таким образ часть проблемы решена - дополнительный контакт iSD дефектный и его требуется заменить. Кстати через автомат SF1 формируется шинка управления. О том, что это такое расскажу в другой раз.
Я надеюсь, что есть отчаянные читатели, дошедшее до этого момента, ведь сейчас будет самое интересное. Что на счет того, что по месту действия не горит ни одна лампа, сигнализирующая о неисправности? Ведь фактически, хоть и ложно, мы имеем срабатывание сигнализации. Чтобы ответить на этот вопрос нам снова понадобится схема:
Давайте рассуждать вместе:
1) контакт SF1- SD (в желтой рамочке) находиться в состоянии "сработал", но данное состояние ложно, ведь автомат SF1 включен;
2) далее на пути этого контакта лампочек нет - тут все по схеме, от него в этом шкафе никакие лампы и не должны загораться, а загорается лампа в шкафе вызывной сигнализации;
3) лампа "Неисправность" есть выше - HLY1 и для ее горения нам нужно, чтобы контакт SF1-OF был в состоянии "замкнут", а это возможно только, если автомат SF1 физически выключен, либо этот автомат выбило (перегрузка или короткое замыкание). Тогда то реально и должен сработать контакт SF1- SD.
На этом мое расследование завершается. Далее я, через компанию, закуплю полный комплект: автомат и два дополнительных модуля к нему, и заменю все разом. Ключ управления SA3 я оставил в положение "0" или выключено, потому как пользы от этого участка вызывной сигнализации на данный момент никакой.
В качестве вывода хочу сказать, что при наличии толковой документации решение проблем становится интересной работой. Сложного в этом нет ничего.
Хочу поблагодарить всех дочитавших статью до конца. Увидимся в следующих статьях.
Здравствуйте дорогие читатели. Сегодняшняя статья посвящена очень интересной, на мой взгляд, теме - АСУ ТП или автоматизированная система управления технологическими процессами, на современных или модернизированных предприятиях. Данная статья основана на моем личном опыте работы с АСУ ТП электростанции, где я работаю, а конкретнее на одном дефекте в системе, который я недавно диагностировал.
Краткое описание системы АСУ ТП.
Для начала давайте вкратце разберемся, на физическом и программном уровнях, что в себя включает система АСУ ТП. Для удобства восприятия систему разбивают на три уровня: нижний, средний и верхний.
1) нижний уровень - это уровень оборудования, которым мы управляем и за которым мы наблюдаем в процессе его работы. Например: электродвигатели, трансформаторы, генераторы, электрооборудование распределительных устройств и тд. Наблюдение происходит за счет различных измерительных устройств. установленных на конечном оборудовании, а управление происходит за счет воздействия на управляющие органы оборудования;
2) средний уровень - это уровень преобразования данных, между нижним и верхним уровнями. На среднем уровне данные, полученные с измерительных устройств, преобразуются в цифровой вид, а управляющие команды с верхнего уровня преобразуются из цифрового вида в электрический сигнал, который воздействует на управляющий орган оборудования;
3) верхний уровень - это уровень обработки и представления данных. На данном уровне, в так называемые SCADA программы или системы (на русский переводится как диспетчерское управление и сбор данных) стекается вся информация о происходящем на предприятии. SCADA системы работают на серверном оборудовании. Система может самостоятельно поддерживать, заданный оператором, режим, сигнализировать о неисправностях оборудования, архивировать данные, предоставлять информацию для оператора в удобном для человека виде (в виде мнемосхем), и принимать от оператора команды на управление оборудованием.
Очень упрощенная схема АСУ ТП. Рисунок мой.
Как АСУ ТП выглядит на практике.
Давайте теперь все описанное посмотрим, что называется в "железе", на примере ТЭЦ.
Верхний уровень АСУ ТП.
Вот так выглядит Блочный щит управления какой ни будь современной ТЭЦ:
Все эти мониторы это и есть АРМ (автоматизированное рабочее место) операторов. На них дежурный персонал видит мнемосхемы технологических процессов происходящих на станции.
А вот кадр мнемосхемы управления и мониторинга за распределительным устройством собственных нужд напряжением 0,4 кВ (РУСН-0,4 кВ):
На кадре мы видим текущие электрические величины: напряжение на секциях и электрический ток (нагрузка) трансформаторов, информационную сигнализацию и положение коммутационных аппаратов.
Как раз на примере одного из выключателей, а именно 2 АВ СРП ПНС ( 2-ой Автоматический Выключатель Секции Резервного Питания Противопожарной Насосной Станции) мы и рассмотрим всю систему АСУ ТП.
Для управления данным выключателем мы кликаем два раза мышкой на его изображение, и получаем вот такое диалоговое окно:
Ни одна кнопка управления, однако, не активна. Есть какая то проблема.
Давайте заглянем под "капот" этого выключателя и увидим следящую картину:
Это программный (блочная форма программирования) код выключателя 2 АВ СРП ПНС и на данном кадре мы обнаруживаем проблему: SCADA система не может определить, в каком положении сейчас находится выключатель. Всего таких положений может быть три: включен, отключен, выкачен в контрольное или ремонтное положение. Фактически выключатель отключен, но сигнал об этом в SCADA систему не поступает. На основании этого система принимает решение о блокировке управления выключателем.
Кадр мнемосхемы, различные параметры и фрагмент кода - все это и есть верхний уровень АСУ ТП. А вот так выглядят серверы, на которых и работает SCADA:
Это фото с интернета, на моей ТЭЦ серверная выглядит похоже. Куча проводов, лампочек и обязательно шум вентиляторов.
Средний уровень АСУ ТП.
Если SCADA не видит нужных сигналов, значит они в нее не приходят - логичное заявление и мистер Шерлок Холмс одобрительно кивает мне в ответ :)
Мы идем в соседнее помещение - там находятся шкафы сопряжения оборудования. В них происходит преобразования полевых сигналов в сигналы, которая SCADA понимает.
Внутренне наполнение шкафа выглядит вот так:
Белые провода приходят, с полевого уровня, на платы преобразования сигналов с напряжения 220 Вольт (т.е входящее напряжение) на 24 Вольта (исходящее напряжение). Далее сигнал 24 Вольта уже идет в SCADA систему.
В данном конкретном случае по этим проводам приходит информация в дискретном виде (т.е либо напряжение есть либо его нет) от коммутационных аппаратов. Где то в этом шкафе есть плата, отвечающая за наш выключатель.
А вот и она:
На проводах мы видим какие то обозначения, многА букоФФ и цифр. Собственно понять, что тут происходит, нам поможет электрическая схема:
Часть принципиально схемы управления выключателем. Блок передачи информации на верхний уровень.
На схеме видно, что за передачу информации о положении выключателя "Отключено" отвечают: терминал А2 (это полевой уровень, терминал релейной защиты, об этом чуть далее) провод с номером 133 и реле К06 . Вот этот провод и реле (обвел красной рамкой):
За проводами не видно, что индикатор реле К06 не горит, а должен.
Далее мультиметром я замеряю напряжение на этом проводе относительно "земли" и получаю значение + 90 Вольт, при том что должно быть + 110 Вольт. При этом между этим проводом и общим "минусом" питания, напряжение получается вообще нулевым. Из этого можно предположить (творится какая то фигня!), что проблема где то на полевом уровне, куда мы и отправимся дальше.
В дополнении хочу отметить, что в этом шкафе происходит не только разделение уровней, но и разделение зоны ответственностей - за сам шкаф и SCADA отвечает цех АСУ ТП, за белые провода и за электрооборудование на другом конце - отвечает электроцех, я в том числе.
Нижний уровень уровень АСУ ТП.
Мы определились, что проблема возможно находится где то на уровне оборудования. В нашем случае это распределительное устройство ПНС (РУ ПНС). Само РУ состоит из шкафов, а шкафы разделены на отсеки:
Это шкаф выключателя 2 АВ СРП ПНС, управление которым мы видели на верхнем уровне, в виде нарисованного символа мнемосхемы.
Сам шкаф разделен на отсеки:
1) отсек сборных шин - через эти отсеки проходят общие силовые шины 0,4 кВ;
2) релейный отсек - в нем находится терминал управления и релейной защиты (сразу рядом с цифрой 2, и тот самый элемент А2 на принципиальной схеме) и вспомогательные элементы управления;
3) отсек выключателя - собственно в нем и находится тот самый объект мониторинга и управления, который сейчас не управляется с верхнего уровня.
4) ниже есть еще клеммный отсек, на данном фото его нет, он будет далее и работать я буду только в нем.
Готовимся к работе:
Инструмент, мультиметр и схема.
Открываем клеммный отсек и видим такую картину:
Вот отсюда и уходят провода в шкаф на среднем уровне. Находим наш 133 провод и мультиметром замеряем напряжение между клеммой 6 (+ 110 В) и клеммой 11 (- 110 В) и получаем 220 Вольт, что является нормой Значит сигнал "отключено" уходит на средний уровень. Далее я замерил напряжение на клемме 7 (положение включено) и получил ноль. Исходя из этого можно сделать заключение, что терминал релейной защиты (элемент А2 на принципиальной схеме) выдает правильную информацию о текущем положении выключателя - выключатель отключен (клеммы 6 - 11 дают 220 В) и не включен (клеммы 7 - 11 дают 0 В). Важно именно промерить оба положения, потому как может быть и такое, что приходит информация, что выключатель включен и отключен одновременно.
По результатам диагностики я сначала делаю предположение о проблеме в проводах - возможно ухудшение изоляции.
Но прежде чем делать окончательный вывод я прошу коллегу из цеха АСУ ТП отключить провод с его стороны, т.е в шкафе среднего уровня, и в таком положении померить напряжение между проводом 133 и общим минусом (с моей стороны общий минус эта та самая клемма 11, номер провода 102). В результате замера коллега получает те самые 220 В.
Значит проблема не в проводе и вообще не а полевом уровне. Но в чем же тогда дело. А вот в чем:
Это резистор и со временем его характеристики ухудшаются, так называемое старение. Он еще не в состоянии "сломан" но уже близко к такому состоянию. Именно по этому при начальном измерении, в шкафе среднего уровня, получались ненормальные показания. Мы называем это "плавающий дефект"
Данная проблема решается переключением провода на свободную клемму и перепрограммирование блока в SCADA системе. Это уже работа моих коллег. Моя же часть работы окончена, как и заканчивается данная статья.
Надеюсь, что вам было интересно и что вы не превратились в скелет, читая данную статью до конца.
Спасибо за просмотр, за лайк, если статья понравилась.
Здравствуйте дорогие читатели. Это первый, ознакомительный пост, в котором я познакомлю вас с моим рабочим местом - теплоэлектроцентралью (ТЭЦ), и простыми словами расскажу о работе блока ТЭЦ по технологии ПГУ.
Аббревиатура ПГУ расшифровывается как ПароГазовая Установка. Цикл ее работы представлен на картинке ниже:
Для удобства я разобью цикл работы ПГУ на пункты:
Подготовленная газовая смесь (т.е очищенный и сжатый до определенного давления газ) подается в камеру сгорания газотурбинной установки (ГТУ). Внутри камеры происходит высвобождение энергии, хранящейся в газе, путем его сжигания кто ни будь вызовите скорую Гретте. Часть полученной тепловой энергии преобразуется турбиной в механическую энергию вращения. На моей ТЭЦ половина энергии сожжённого газа (температура горения в среднем 1000 градусов Цельсия) расходуется на вращение вала турбины;
На одном валу с турбиной ГТУ находится генератор. Он превращает механическую энергию вращения вала турбины в электрическую энергию. Мощность генератора составляет 80 МВт;
Отделение ГТУ. Фото с моей ТЭЦ.
3. Отдавший половину своей энергии ГТУ сожжённый газ далее поступает в котел-утилизатор. Особенностью данного типа котла является то, что у него нет своих собственных горелок. По его тракту расположены только пакеты теплообменников. В котле-утилизаторе тепловая энергия из газа передается воде. Часть этой воды попадает в теплоснабжение, а часть превращается сначала в пар, а потом этот пар доводится до состояния сухого перегретого пара, обладающего достаточной энергией для передачи его в паротурбинную установку или ПТУ;
Котел-утилизатор. Фото с мой ТЭЦ. Котел-утилизатор. Площадка с задвижками. Фото с моей ТЭЦ.
4. Сухой перегретый пар подается в паровую турбину, где происходит превращение тепловой энергии, запасенной в паре, в механическую энергию вращения турбины;
5. В генераторе эта энергия превращается в электрическую. Отработанный, или как его еще называют "мятый", пар затем попадает в конденсатор, где он охлаждается (каким образом расскажу чуть ниже) и переходит в жидкое состояние, т.е пар становится водой. Вода, насосами, гонится в котел утилизатор и цикл повторяется.
Паровая турбина и генератор. Фото с моей ТЭЦ.
Для охлаждения пара в конденсаторе турбины используется вода, которая поступает с градирен. Это самые большие трубы на электростанциях. Я в детстве называл их дамбами. Вода в них довольно теплая, и мы в них даже купались осенью.
Красно-белые это уже трубы, через которые происходит дымоудаление из котлов. Интересно, что температура уходящих газов должна быть выше точки росы. Иначе в трубе будет образовываться конденсат. Конденсированная вода, или Н2О смешиваясь с угарным газом СО в итоге образует угольную кислоту, которая разъедает поверхности трубы. Параметр температуры уходящих газов рассчитывается. В моем случает в трубу попадает 100 градусов Цельсия.
Помимо уже упомянутых генераторов, на любой электростанции есть множество разнообразного электрооборудования. Например силовые трансформаторы:
Два трансформаторы: левее это резервный трансформатор собственных нужд 110/6,3 кВ. Правее - это повышающий трансформатор 110/10,5 кВ.
Эти трансформаторы, высоковольтными кабелями, связаны с распределительным устройством с элегазовой изоляцией, или КРУЭ -110 кВ:
Моя работа заключается в поддержании, в работоспособном состоянии, этого и остального электрооборудования.
В дальнейшем, я планирую создавать материалы по мотивам своей работы, связанной именно с обслуживанием электрооборудования.
