Основи телемеханіки: призначення, види і функції телемеханічних систем
Основи телемеханіки: призначення, види і функції телемеханічних систем
Телемеханіка - галузь науки і техніки, предметом якої є розробка методів і технічних засобів передачі та прийому інформації (сигналів) з метою управління та контролю на відстані.
Специфічними особливостями телемеханіки є:
віддаленість об'єктів контролю і управління;
необхідність високої точності передачі вимірюваних величин;
неприпустимість великого запізнювання сигналів;
висока надійність передачі команд управління;
висока ступінь автоматизації процесів збору інформації.
Призначення
Телемеханизация застосовується тоді, коли необхідно об'єднати роз'єднані або територіально розосереджені об'єкти управління в єдиний виробничий комплекс (наприклад, при управлінні газо-і нафтопроводом, енергосистемою, ж.-Д. Вузлом), або коли присутність людини на об'єкті управління небажано (наприклад, в атомній промисловості, на хімічних підприємствах) або неможливо (наприклад, при управлінні непілотований ракетою).
Впровадження телемеханічних систем дозволяє скоротити чисельність обслуговуючого персоналу, зменшує простої обладнання, звільняє людину від роботи у шкідливих для здоров'я умовах.
Особливе значення телемеханіка набуває у зв'язку зі створенням автоматизованих систем управління (АСУ). Обробка даних, отриманих по каналах телемеханіки, на ЕОМ дозволяє значно поліпшити контроль за технологічним процесом і спростити управління. Тому в даний час замість поняття "телемеханіка" все частіше і частіше використовується скорочення АСУТП - автоматизована система управління технологічним процесом. Сучасна система телемеханіки також немислима без комп'ютера, тому можна сказати, що телемеханіка і АСУТП - близнюки-брати. Різниця між цими поняттями вловлюється лише за часом появи і за традицією використання. Наприклад, в енергетиці вважають за краще використовувати слово телемеханіка, на промислових підприємствах - АСУТП.
В англомовних джерелах аналогом поняття "телемеханіка" є скорочення SCADA - Supervisory Control And Data Acquisition - диспетчерське управління і збір даних, в яке вкладається, по суті, той же зміст.
Області застосування
Підприємства хімічної, атомної, металургійної, гірничодобувної промисловості, електричні станції та підстанції, насосні та компресорні станції (на нафто-та газопроводах, в системах іригації, тепло-і водопостачання), залізничного вузли та аеропорти, підсилювальні і ретрансляційні установки на лініях зв'язку, системи охоронної сигналізації і т. д.
Приклад побудови телемеханічної системи
Розглянемо основні поняття, використовувані в телемеханічних системах, на прикладі так званої дворівневої системи, що стала класичною схемою.
Контроль і керування системою здійснюється з Пункту Управління (ПУ), де знаходиться диспетчер, апаратура телемеханіки, ЕОМ, мнемонічний щит.
Об'єкти контролю і управління знаходяться на Контрольованих Пунктах (КП), одному чи кількох.
Взаємодія між ПУ і КП відбувається по каналу зв'язку. Це може бути проста фізична лінія, оптоволокно, виділений телефонний канал, радіоканал і т.п. При підключенні до одного каналу зв'язку декількох КП кожен з них повинен мати унікальний номер.
Часто під ПУ і КП увазі саму апаратуру телемеханіки.
Дані між ПУ і КП передають короткими масивами, які називають кадрами, фреймами, посилками. Посилки разом з даними містять адресну частину і перевірочний код для виявлення викривлень у процесі передачі. Адреса повинен однозначно ідентифікувати вимірюваний параметр в рамках всієї системи, наприклад, номер контролера ПУ - номер КП - номер групи в КП - номер параметра в групі. Для захисту даних звичайно використовують один з варіантів підрахунку контрольної суми.
Спосіб кодування даних та порядок обміну посилками зазвичай називають протоколом обміну. Одним з основних вимог при виборі протоколу є його надійність, тобто здатність передавати дані без спотворень і можливість повторної передачі у випадку збою.
Апаратура телемеханіки (зазвичай називається контролером) на КП збирає інформацію про об'єкт за допомогою датчиків і перетворювачів.
Датчиками можуть бути прості двопозиційні перемикачі, стан яких змінюється при зміні стану об'єкта (включений / виключений, норма / аварія і т.п.). Зазвичай контролер КП стежить за станом датчиків і при зміні хоча б одного з них передає на ПУ посилку, яку називають телесигналом (ТЗ). Контролер ПУ, отримавши ТЗ, передає його на ЕОМ і контролер щита. Програма на ЕОМ змінює стан зображення контрольованого об'єкту на схемі і попереджає диспетчера звуковим сигналом. Контролер щита запалює на щиті відповідний індикатор.
Для кількісної оцінки стану об'єкта на КП застосовують перетворювачі, які перетворять фізичні параметри (температура, тиск, напруга, струм) в нормовані електричні сигнали. Контролер КП вимірює значення цих сигналів та передає їх на ПУ в цифровому вигляді в посилках телевимірювань (ТІ). Аналогічно ТЗ, ТІ надходять на ЕОМ і щит для відображення. Програма для ЕОМ може відслідковувати рівні приходять вимірювань і сигналізувати, наприклад, про перевищення критичного порогу (уставки).
При необхідності втручання в хід контрольованого процесу оператор за допомогою ЕОМ видає в систему команду телеуправління (ТУ). C ЕОМ команда надходить на контролер ПУ, який передає його потрібного КП. Контролер КП при отриманні команди перевіряє її достовірність, видає електричний сигнал для включення виконавчого механізму (наприклад, запуск електродвигуна), передає на ПУ квитанцію про виконання команди. Команди ТУ зазвичай двопозиційні: ТУ Включити і ТУ Вимкнути.
Сучасні контролери КП можуть отримувати інформацію не тільки з датчиків і перетворювачів, але і з різних мікропроцесорних пристроїв, наприклад, приладів обліку, струмових захистів. Для стикування з такими пристроями застосовують один з локальних інтерфейсів, наприклад, RS-485. Інформаційний обмін йде з використанням одного з сумісних протоколів, наприклад, Modbus.
Історія
Термін "телемеханіка" був запропонований в 1905 році французьким ученим Е. Бранлі. Спочатку з поняттям телемеханіки пов'язували уявлення про управління з радіо рухомими об'єктами. Відомі випадки застосування бойової техніки, оснащеної пристроями управління на відстані, в 1-й світовій війні.
Практичне застосування телемеханіки в мирних цілях почалося в 20-х роках 20 століття, головним чином на залізничних транспорті: телеуправління ж.-д. сигналізацією та стрілками було вперше здійснено у 1927 на залізниці в Огайо (США). У 1933 в Московській енергосистемі (Мосенерго) введено в експлуатацію перший пристрій телесигналізації. Серійне заводське виробництво пристроїв телемеханіки в СРСР вперше було організовано в 1950 на заводі "Електропульт".
Розвиток телемеханіки йшло паралельно з розвитком електроніки та засобів зв'язку. Перші системи будували на релейних схемах. У 50-х роках на зміну реле прийшли більш надійні напівпровідникові елементи. В кінці 60-х років почалося використання інтегральних схем.
В кінці 80-х років в схемотехніці систем телемеханіки стався якісний стрибок. Замість мікросхем жорсткої логіки в контролерах стали використовувати мікропроцесори. Це дозволило гнучко адаптувати апаратуру під вирішення конкретної задачі шляхом заміни програмного забезпечення. У 1992 році був виготовлений перший в Білорусі комплекс телемеханіки "Сіріус", побудований на восьмирозрядних мікропроцесорах. Частина програмного забезпечення та конфігурація системи завантажувалася на згадку контролерів з ПЕОМ.
Сучасні програмно-технічні комплекси (наприклад, ПТК АРКОН, розроблений в 2001 році) будують також на основі мікропроцесорних контролерів. В даний час це 16 і 32-розрядні системи з високим швидкодією і достатнім об'ємом пам'яті. Все більше значення має програмне оснащення контролерів. Для зберігання програм і даних застосовують FLASH-пам'ять, що дозволяє легко змінювати програму і забезпечувати швидкий перезапуск системи у разі збою.
Тенденції розвитку
У сучасній системі телемеханіки велика увага приділяється програмного забезпечення системи та інтеграції з діючими системами і програмними комплексами. Стандартом стало графічне представлення схем контрольованого процесу (мнемосхем) з "живим" відображенням поточного стану, управління об'єктом з кадрів мнемосхем.
У програмному забезпеченні спостерігається тенденція до стандартизації програмних інтерфейсів систем збору даних і обробних програм (технологія OPC), зростає потреба експорту зібраних даних в спеціалізовані програми (розрахунку режимів, планування, аналітичні, АРМ фахівців). В умовах ускладнення систем підвищується роль засобів діагностики і налагодження.
З технічної сторони в системах все частіше використовуються сучасні швидкісні канали зв'язку (оптоволокно, Ethernet) і бездротові технології (наприклад, транкінговий і стільниковий зв'язок). Разом з тим зберігається потреба стиковки з морально (а іноді й фізично) застарілими "успадкованими" системами, із збереженням їх протоколів зв'язку. На контрольованих об'єктах все частіше виникає необхідність стикування з локальними технологічними системами.
Поряд з ускладненням самих систем і їх програмного забезпечення спостерігається зміна вимог до реалізованим функцій. До традиційних функцій телемеханіки (телесигналізації, телевимірювання, телеуправління) додаються функції енергообліку, транспорту даних з локальних автоматичних приладів. До звичайних функцій контролю за зміною стану та перевищення граничних значень додаються можливості поточних розрахунків та логічного аналізу (наприклад, балансні розрахунки).
Сучасна автоматизація індустрії висуває все більші вимоги до центрального управління всіма приводами, також як і датчиками і актуатор (наприклад, фотодатчики, температурні датчики, безконтактні датчики і т. д.).
Ці вимоги можуть бути реалізовані стандартним паралельним з'єднанням компонентів системи або інтелектуальної послідовної мережею.
Йде тенденція до використання мережевих систем, КЕВ пропонує кілька рішень у залежності від плати управління:
звичайний RS 485-інтерфейсс протоколом DIN 66019 Profibus - інтерфейс
CAN-Bus - інтерфейс I nterBus-S - інтерфейс LON - інтерфейс
ANSI протокол Х3.28 (DIN 66019) вбудований в усі стандартні карти управління. Він дозволять організувати послідовну мережу до 30 інверторів без додаткового апаратного обладнання. Різноманітні протоколи відрізняються апаратно (наприклад, інтерфейсами і з'єднаннями), програмно (наприклад, передавальним протоколом), можливістю приєднання контролерів різних виробників, а також різні технічні дані (наприклад, припустимо Застосування мереж для перетворювачів частоти надають користувачеві різноманітні переваги:
Менше витрачання кабелю в порівнянні з традиційним з'єднанням, більше число інверторів об'єднані в мережу один з одним. Також установка стає суттєвим чином простіше.
Інвертор стає "прозорим" для контролера, тобто всі параметри можуть бути введені в інвертор і / або лічені по шині. Прочитувані параметри (наприклад, завантаження інвертора) можуть бути прочитані контролером, і використані, наприклад, в якості основи для зміни вхідних параметрів. Завантаження повної параметризації відбувається протягом короткого проміжку часу без будь-яких труднощів.
• Встановлене значення встановлюється у цифровому вигляді і, таким чином, точно, і може бути відтворений без фонових наведень і перешкод напруг.
• Діагностувати помилки простіше, тому що помилки можуть бути збережені. Також рання діагностика помилок (наприклад, значне збільшення навантаження в результаті нестачі мастила в підшипниках і подальша поломка машини) може бути реалізована при мережевому з'єднанні інверторів з відповідним програмним управлінням. Додавання устаткування зазвичай не викликає будь-яких проблем, оскільки додаткові елементи легко приєднуються до шини. І в основному, немає необхідності прокладати довгі кабелі від кожного інвертора до контролера.
Завдяки цифровій передачі сигналу можлива передача
на великі відстані без особливих проблем (в залежності
від способу передачі і інтерфейсу).
Підвищена надійність проти неправильної роботи,
оскільки всі параметри можуть бути перезавантажувались
програмно в будь-якій точці (Функція завантаження). За допомогою
в c троение функцій діагностики, наприклад, можна відразу ж
визначити переривання лінії.
Не потрібні аналогові вхідні і вихідні модулі PLC,
отже менші грошові та програмні витрати. відстань, швидкість передачі, число учасників).
Спеціальні асинхронні машини: сельсіни, перетворювачі частоти. Призначення, пристрій і принцип дії.
Сельсіни
Сельсином називається інформаційна електрична машина змінного струму, що виробляє напруги, амплітуди і фази яких визначаються кутовим положенням ротора.
Сельсіни дозволяють здійснити без загального механічного валу погоджене обертання або поворот механізмів.
Відомі два режими роботи сельсинов: індикаторний і трансформаторний. При роботі сельсинов в індикаторному режимі відбувається передача на відстань кута повороту механічної системи.
При роботі сельсинов в трансформаторному режимі передається сигнал, що впливає на виконавчий механізм таким чином, щоб змусити його відпрацювати заданий поворот.
Розглянемо пристрій і принцип дії однофазних двополюсних контактних сельсинов. Однофазна обмотка збудження, включена в мережу змінного струму, розташована на явнополюсном статорі. На роторі розміщені три просторово зміщені щодо один одного під кутом 120 o котушки синхронізації. Кінці котушок з'єднані в загальний вузол, почала котушок виведені на контактні кільця. Обмотка збудження створює пульсуючий магнітний потік. Цей потік індукує трансформаторні ЕРС в котушках синхронізації. Найбільша ЕРС індукується в котушці, вісь якої збігається з віссю пульсуючого потоку. При відхиленні осі котушки ЕРС зменшується за синусоїдальним законом. Величина і фаза ЕРС в кожній котушці залежить від кута повороту ротора сельсина.
Рис. 13.1
На рис. 13.1 наведена схема з'єднання однофазних сельсинов при індикаторному режимі роботи.
У схемі використовуються сельсин - датчик і сельсин - приймач, що представляють собою два зовсім однакових сельсина.
ОВ д і ВВ п - обмотки збудження сельсина - датчика і сельсина - приймача.
С д і С п - котушки синхронізації.
Якщо ротори обох сельсинов орієнтовані однаковим чином
щодо обмоток збудження, то в кожній парі котушок індукуються однакові ЕРС. Котушки роторів обох сельсинов з'єднані таким чином, що ЕРС в них спрямовані зустрічно один одному, і струм у сполучних проводах відсутня. Такий стан сельсинов називається узгодженим.
Якщо повернути ротор сельсина - датчика на кут θ, то у відповідних котушках роторів наводяться різні за величиною ЕРС, і в них виникають струми, які, взаємодіючи з магнітними полями обмоток збудження, створюють обертаючі моменти. Ротор датчика утримується в повернутому положенні, отже, ротор приймача буде повертатися до тих пір, поки не зникне обертаючий момент, тобто поки не зникнуть струми в котушках сельсина, а це відбудеться, коли ротор сельсина - приймача повернеться на той самий кут θ, виникне нове узгоджене положення роторів сельсина - датчика і сельсина - приймача. На роторі сельсина - приймача встановлюються стрілка і шкала, що показують кут повороту сельсина - датчика.
Якщо необхідно здійснити дистанційну передачу кута повороту до механізму, який вимагає великого обертаючого моменту, то використовується схема трансформаторного режиму роботи сельсинов (рис. 13.2).
Рис. 13.2
Обмотка збудження сельсина - датчика підключається до джерела однофазного струму. Котушки синхронізації датчика з'єднані з котушками синхронізації приймача, який працює як сельсин - трансформатор. Котушки синхронізації З П є первинною обмоткою, а статорна обмотка ОВ П - вторинної (вихідний) обмоткою. Вона через підсилювач у cоедіняется з виконавчим двигуном. Виконавчий двигун через редуктор зв'язаний з валом сельсина - приймача.
Обмотка збудження датчика утворює пульсуючий по горизонталі магнітний потік. У котушках З Д індукуються ЕРС, які створюють струми в роторних котушках датчика і приймача. Кожна котушка синхронізації сельсина - приймача створює свій магнітний потік, а результуючий магнітний потік має такий же напрямок, як і потік в сельсина - датчику.
У обмотці збудження сельсина - приймача індукується ЕРС, величина і фаза якої залежать від кута і напрямки результуючого потоку обмотки синхронізації приймача. Вісь обмотки збудження приймача зрушена на 90 o щодо осі обмотки збудження датчика, тому, коли магнітний потік направлений горизонтально, в обмотці приймача ОВП не виникає ніякої ЕРС. Це узгоджене положення в трансформаторному режимі.
Якщо ротор сельсина - датчика повернути на кут θ, то результуючий магнітний потік в роторі сельсина - приймача повернеться теж на кут θ, а на затискачах обмотки ОВ П з'явиться напруга, залежне від кута θ. Ця напруга подається на вхід підсилювача, а потім на виконавчий двигун. Двигун обертається, повертаючи обмотки управління. Вал ротора сельсина - приймача через редуктор зв'язаний з валом об'єкта управління. Коли вал об'єкта управління повернеться на потрібний кут, одночасно з ним повернеться на кут θ вал сельсина - приймача. Виникне новий погоджений режим, і рух припиняється.
Виконавчий механізм і сельсин - датчик не потребують механічного зв'язку і можуть перебувати на великій відстані один від одного.
Електричні системи дистанційної передачі кута повороту або обертання механізмів використовуються в радіолокаторах, в радіопеленгатора та іншої спеціальної техніки.
Поворотні трансформатори
Індуктосіни. Редуктосіни
Поворотним, чи обертовим, трансформатором називається інформаційна електрична машина, амплітуда вихідної напруги якої є функцією вхідного напруги і кутового положення ротора.
Поворотні трансформатори конструктивно схожі з асинхронними машинами з фазним ротором і контактними кільцями. До них зазвичай підводиться харчування з боку статора від джерела змінної напруги. На обмотці ротора (на виході) одержують напругу, що представляє собою певну функцію кута повороту ротора α. Звичайно потрібно, щоб це напруга була пропорційно sin α, cos α. Відповідно до цього, розрізняють синусні, косинусні і синус - косинусні трансформатори.
На рис. 13.3 представлена принципова схема поворотного трансформатора з двома взаємно-перпендикулярними обмотками на статорі і на роторі.
Рис. 13.3
Назвемо осі обмоток статора S і K відповідно поздовжньої і поперечної d q осями поворотного трансформатора. Статорних обмотку S підключимо до джерела змінної напруги. Обмотка створює поздовжнє пульсуюче магнітне поле, яке буде індукувати у роторних обмотках А і В ЕРС. Значення електрорушійних сил залежать від кута повороту ротора α.
При синусоидальном розподілі поля вздовж окружності ротора напруга на обмотці А буде мінятися при повороті ротора пропорційно sin α, а напруга на обмотці В - пропорційно cos α. При використанні обох обмоток ротора отримаємо синус-косінусний поворотний трансформатор.
Струми в роторних обмотках створюють поздовжню складову магнітного потоку, спрямовану зустрічно магнітному потоку статорної обмотки S, і поперечну складову потоку, спрямовану перпендикулярно магнітному полю обмотки S. Внаслідок появи поперечної складової, порушиться синусоїдальний і косінусоідальное закони зміни ЕРС від кута повороту ротора α.
Для компенсації отриманої складової магнітного поля роторних обмоток на статорі розміщується компенсаційна обмотка К, замкнута накоротко, під кутом 90 o до обмотки S.
Ця обмотка створює магнітний потік, спрямований зустрічно поперечної складової магнітного потоку ротора, і послаблює її. У результаті, похибка поворотного трансформатора зменшується.
Індукційний редуктосін являє собою безконтактний синус-косінусний поворотний трансформатор. Первинна і дві вторинні обмотки розміщені на статорі. Ротор виконаний у вигляді зубчастого кільця з електротехнічної сталі.
Редуктосіни не мають ковзних контактів, що підвищує надійність і точність їх роботи. При харчуванні первинної обмотки синусоїдальним напругою із вторинних обмоток знімають два напруги, амплітуди яких змінюються в функції кута повороту ротора. Повороту ротора на кут, рівний зубцеву поділу, відповідає повний період зміни амплітуди вихідної напруги (зубцеві діленням ротора називається відстань між зубцями ротора).
Індуктосіном називають безконтактну інформаційну машину без магнітопровода з друкованими первинної та вторинної обмотками, збудливу однофазним напругою. Вихідна напруга індуктосіна є функцією кутового положення ротора.
Конструктивно індуктосін являє собою два диски (ротор і статор) з ізоляційного матеріалу (кераміка, скло). Один з дисків з'єднується з валом, кутове положення якого підлягає зміні, другий нерухомий. На торцевих поверхнях, звернених один до одного, диски несуть друковані обмотки.
Поворотні трансформатори використовуються в електричних лічильно-обчислювальних системах, в системах, що стежать як датчики кута, в перетворювачах "кут-код", в системах числового і програмного управління металорізальними верстатами
Кабельні лінії (КЛ): експлуатація, обслуговування, методи виявлення пошкодження. [5]
Кабельні лінії безпосередньо після їх спорудження та в процесі експлуатації піддаються різноманітним випробувань, за допомогою яких виявляються ослаблені місця або дефекти в ізоляції і захисних оболонках кабелів, сполучної і кінцевий арматури та інших елементах кабельних ліній.
Причини виникнення таких ослаблених місць досить різні. Вони можуть виникати при виготовленні кабелю й арматури на заводі через конструктивних недоліків кабелю і арматури, при недбалої прокладання кабельних ліній, при неякісному виконанні монтажних робіт. Ослаблені місця виявляються в процесі експлуатації КЛ, так як з часом спостерігається старіння ізоляції кабелів і корозія їх металевих оболонок.
Кабельні лінії, прокладені в земляний траншеї, незважаючи на додатковий захист у вигляді покриття цеглою і систематичне спостереження за станом траси ліній, дуже піддаються зовнішнім механічних пошкоджень, які можуть виникати при прокладанні та ремонті інших міських підземних споруд, що проходять по трасі КЛ.
За винятком прямих механічних пошкоджень, ослаблені місця і дефекти КЛ мають прихований характер. Своєчасно не виявлені випробуваннями вони можуть з тією чи іншою швидкістю розвиватися під впливом робочої напруги. При цьому можливе повне руйнування елементів КЛ в ослабленому місці з переходом лінії в режим короткого замикання і його відключення з відповідним порушенням електропостачання споживачів.
Випробування підвищеною випрямленою напругою:
Результати випробування кабелю вважаються задовільними, якщо не спостерігалося ковзних розрядів, поштовхів струму витоку або наростання сталого значення і якщо опір ізоляції, виміряний мегаомметром, після випробування залишилося колишнім. Опір ізоляції до і після випробування не нормується До і після випробування кабелів на напругу вище 1 кВ підвищеним випрямленою напругою виконується вимірювання опору ізоляції мегаомметром на напругу 2500 В
Вимірювання опору ізоляції перевіряється мегаомметром на напругу 2500 В протягом 1 хв. Опір ізоляції має бути не нижче 0,5 МОм
Вимірювання навантаження Струмові навантаження повинні задовольняти вимогам ПУЕ Повинно проводитися щорічно не менше 2 разів, у тому числі 1 раз в період максимального навантаження лінії
Розглянемо особливості випробування кабельних ліній підвищеним напругою.
Застосування випрямленої напруги для випробування КЛ вельми ефективно. Для цих цілей застосовуються транспортабельні випробувальні установки обмеженої потужності і габаритів. Остання визначається тим, що параметри таких установок залежать від струму витоку і ізоляції КЛ, у той час як при використанні підвищеного змінної напруги параметри установок визначаються ємністю ліній, яка для КЛ вельми значна. При цьому випрямлена напруга, в порівнянні з таким же за величиною напругою, надає мале вплив на неушкоджену ізоляцію кабельних ліній.
Випробування випрямленою напругою, на жаль, виявляє не всі ослаблені місця ізоляції КЛ. Зокрема, не виявляються: електричне старіння ізоляції; осушення ізоляції через переміщення або стікання просочувального складу; висихання ізоляції через важке теплового режиму роботи кабельних ліній.
Випробування підвищеною напругою є руйнівними, тому що при прикладанні випробувального напруги ізоляція КЛ в місці дефекту доводиться до повного руйнування (пробою). Після пробою необхідний ремонт лінії в тому чи іншому обсязі.
Розробляються останнім часом методи спеціальної дефектоскопії електрообладнання, за допомогою яких ослаблене місце випробуваного об'єкта виявляється без його руйнування, на жаль, не зачіпають випробування кабельних ліній.
Розрізняються приймально-здавальні випробування (П), випробування при капітальному (К) і поточному (Т) ремонтах, а також міжремонтні випробування (М). Для кабельних ліній міських мереж характерні випробування П, К і М.
ри цьому випробування К і М відповідно до прийнятої термінології носять назви профілактичних випробувань (ПІ).
ВИДИ ЗБИТКІВ І Пропалювання КАБЕЛЬНИХ ЛІНІЙ
Після пробою КЛ з причини відмови або в результаті випробування, за винятком прямих механічних пошкоджень, виникає необхідність у визначенні місця пошкодження лінії. В даний час є досконалі методи, за допомогою яких місце пошкодження, як правило, встановлюється з достатньою точністю і в обмежений час.
Кожен метод має свою область використання, яка визначається характером пошкодження КЛ і, в тому числі, перехідним опором, що виникає в місці пошкодження. У зв'язку з цим перед визначенням місця пошкодження необхідно визначити характер пошкодження, а також зробити при необхідності пропалювання кабелю з метою зниження перехідного опору в місці пошкодження його ізоляції до необхідного рівня.
Пошкодження КЛ мають різний характер: пошкодження ізоляції із замиканням однієї жили на землю; пошкодження ізоляції із замиканням двох або трьох жив на землю, двох або трьох жив між собою в одному або в різних місцях; обрив однієї, двох чи трьох жив із заземленням і без заземлення жив; запливаючих пробою ізоляції; складні пошкодження, що містять зазначені види пошкоджень. Найбільш поширений випадок - це пошкодження між житловою і оболонкою кабелю, тобто однофазні пошкодження, особливо для кабелів з жилами в самостійних оболонках.
Всі вимірювання на КЛ виробляються з їх повним відключенням та виконанням необхідних заходів техніки безпеки. Як правило, визначення характеру пошкодження проводиться за допомогою мегомметра на 2500 В, яким вимірюється опір ізоляції кожної жили по відношенню до землі і опір ізоляції між жилами. Цілісність жив перевіряється з обох кінців лінії шляхом почергової установки закоротки на кінцях лінії. Для кабельних ліній 0,38 кВ можуть використовуватися прилади типу МС-0, 5, МС-0, 8, ТТ-1 і т.п. При визначенні характеру складного пошкодження використовуються вимірювачі неоднорідностей кабельних ліній типів Р5-1А, Р5-5, Р5-9, а при необхідності характер уточнюється за допомогою почергового випробування випрямленою напругою ізоляції кожної жили по відношенню до оболонки і між жилами.
У процесі визначення характеру пошкодження, як зазначалося, встановлюється необхідність пропалювання ізоляції КЛ в місці пошкодження. Значення перехідного опору, до якого необхідно вести процес пропалювання ізоляції, вказаний нижче.
Процес пропалювання кабелю досить трудомісткий і вимагає спеціальної апаратури, яка повинна мати достатню потужність і широкі діапазони її регулювання.
Процес характеризується багаторазовим повторенням електричного пробою ізоляції кабелю в місці його пошкодження, що дозволяє поступово знизити перехідний опір у місці пошкодження до необхідного значення. При цьому в міру зниження опору напруга пробою зменшується і одночасно зростають струм в ланцюзі пробою і потужність установки для марнотратства.
Пропалювання КЛ може проводитися з використанням змінного або випрямленого напруги. При цьому використання резонансних установок не рекомендується.
МЕТОДИ ВИЗНАЧЕННЯ МІСЦЬ ПОШКОДЖЕННЯ КАБЕЛЬНИХ ЛІНІЙ
При визначенні місць пошкодження кабельних ліній необхідно дотримувати серйозні вимоги: похибка не повинна перевищувати 3 м (при цьому враховуються труднощі виконання земляних робіт на міських проїздах з удосконаленим покриттям); виконання ЗМУ повинно обмежуватися кількома годинами; повинні дотримуватися правила безпеки персоналу. Зазначені вимоги посилюються необхідністю якнайшвидшого ремонту КЛ при її пошкодженні, так як при виводі лінії в ремонт порушується надійність електропостачання споживачів і зростають втрати електроенергії в мережі. Для кабельних ліній, прокладених у земляній траншеї, слід враховувати небезпеку проникнення вологи в ізоляцію в результаті порушень герметичності, що виникають у місці ушкодження.
Проникнення вологи може бути дуже інтенсивним і поширюватися на значну довжину вздовж лінії.
При швидкому визначенні місця пошкодження ремонт лінії обмежується заміною ділянки кабелю довжиною 3-5 м і монтажем двох з'єднувальних муфт, в сприятливих випадках може бути встановлена одна муфта. Якщо роботи з визначення місця пошкодження затягуються, що призводить до проникнення вологи, то виникає необхідність заміни ділянки кабелю із зволоженою ізоляцією довжиною вже в кілька десятків метрів,
Це, у свою чергу, збільшує обсяг земляних робіт і веде до подорожчання ремонту лінії.
Відповідно до встановленої практики визначають місце ушкодження в два прийоми: спочатку визначають зони ушкодження кабельної лінії, потім уточнюється місце ушкодження в межах зони. На першому етапі визначення місця пошкодження проводиться з кінця лінії, на другому етапі - безпосередньо на трасі лінії. У зв'язку з цим методи відповідно поділяються на дистанційні (відносні) і топографічні (абсолютні
ЗАХОДИ БЕЗПЕКИ ПРИ ОБСЛУГОВУВАННІ КАБЕЛЬНИХ ЛІНІЙ
Поряд із загальними вимогами техніки безпеки, які виконуються при роботах на кабельних лініях, існують додаткові для допуску до робіт на діючих лініях. Такий допуск необхідний для проведення наступних основних операцій: всебічне відключення лінії; заземлення лінії; визначення лінії на трасі; прокол кабелю і його заземлення на місці проведення робіт, розрізання кабелю і при необхідності розтин муфти.
На трасі перед ремонтом повинні бути розкриті всі кабелі і шляхом ретельної перевірки виконавчих креслень визначена лінія, що підлягає ремонту.
Додатково до цього ремонтируемая лінія визначається за допомогою переносних приладів індукційного типу.
Після визначення кабелю проводиться перевірка відсутності на ньому напруги.
Згідно ПТБ така перевірка повинна проводитися спеціальним пристосуванням, що забезпечує прокол кабелю до жив і її заземлення. При цьому в колодязях і тунелях пристосування повинно мати дистанційне керування.
Випускає промисловістю пристрій з ізольованою штангою і свердлом громіздко і може застосовуватися тільки в траншеях. У ЛКС спільно з трестом № 45
Главзапстроя розроблено піротехнічний пристрій, яке забезпечує прокол стрічкової броні і оболонки до жил із замиканням їх між собою і на землю. Пристрій може застосовуватися в будь-яких умовах. На плиті пристрою (рис. 1-7) встановлено стовбур, в якому є патронник і поршень з пробійником, затвор з кільцем для заводу в бойове положення, фіксація якого проводиться за допомогою чеки. Пристрій закріплюється на кабелі за допомогою хомутів.
При роботі пристрою застосовуються піротехнічні патрони МПУ-2. Для здійснення пострілу чека висмикується за допомогою капронової шнура, довжина якого приймається з урахуванням забезпечення безпеки оператора. Діаметр проколюємо кабелю 20-66 мм, маса приладу 4,2 кг. При роботі пристрій заземлюється, а також виконуються інші заходи безпеки при роботах з піротехнічним інструментом.
ЗАХОДИ заходи під час розкриття МУФТ, розрізанням кабелю
Перед розкриттям муфт або розрізанням кабелю необхідно впевнитися в тому, що ці операції будуть проводитися на тому кабелі, на якому потрібно, що цей кабель відключено і виконані технічні заходи, необхідні для допуску до робіт на ньому.
На робочому місці підлягає ремонту кабель слід визначати: при прокладці кабелю в тунелі, колекторі, каналі, по стінах будинків-дослідженням, звіркою розкладки з кресленнями та схемами, перевіркою по бирки; при прокладанні кабелів у землі-звіркою їх розташування з кресленнями прокладки. Для цієї мети повинна бути попередньо виконана контрольна траншея (шурф) впоперек пучка кабелів, яка дозволяє бачити всі кабелі.
У тих випадках, коли немає впевненості у правильності визначення що підлягає ремонту кабелю, застосовується кабелеіскательний апарат з накладною рамкою.
На КЛ перед розрізанням кабеля або розкриттям з'єднувальної муфти необхідно перевірити відсутність напруги за допомогою спеціального пристосування, що складається з ізолювальної Штанги і сталевої голки або різального наконечника. Пристосування має забезпечити прокол або розрізування броні і оболонки до жил із замиканням їх між собою і на землю. Кабель у місця проколу заздалегідь прикривається екраном. У тунелях, колекторах і колодязях таке пристосування допускається застосовувати тільки за наявності дистанційного керування.
Якщо в результаті пошкоджень кабелю відкриті всі струмовідні жили, відсутність напруги можна перевірити безпосередньо покажчиком напруги без проколу.
Прокол кабеля виконує відповідальний керівник робіт або допускає небудь під їхнім наглядом виконавець робіт. Проколювати кабель слід в діелектричних рукавичках і користуючись запобіжними окулярами. Стояти при проколі потрібно на ізолюючому підставі зверху траншеї якомога далі від проколюємо кабелю.
Для заземлення проколюють пристосування використовуються спеціальний заземлювач, заглиблений у грунт на глибину не менше 0,5 м, або броня кабелю. Заземлювальний провідник приєднується до броні хомутами; бронестрічках під хомутом повинна бути очищена.
У тих випадках, коли бронестрічках піддавалася корозії, допускається приєднання заземлювального провідника до металевої оболонки.
При роботах на кабельної четирехжільіой лінії напругою до 1000 В нульова жила від'єднується з обох кінців.
Схеми розподілу цехових електромереж: типи схем, зображення.
СХЕМИ РОЗПОДІЛУ ЕЛЕКТРОЕНЕРГІЇ
Розподіл електроенергії на промисловому підприємстві повинно виконуватися за радіальною, магістральної або змішаною схемою залежно від територіального розміщення навантажень, величини споживаної підприємством потужності, надійності харчування та інших характерних особливостей об'єкта, що проектується. Магістральним схемами слід, як правило, віддавати перевагу, як більш економічним.
Схеми слід виконувати одноступінчастими і двоступінчастими. Схеми з числом ступенів більш двох допускаються при розвитку підприємства у випадках їх техніко-економічної доцільності.
На малих підприємствах повинні, як правило, застосовуватися одноступінчаті схеми розподілу енергії; другий ступінь допускається застосовувати лише для віддалених від приймального пункту споживачів.
Схема розподілу повинна будуватися так, щоб всі її елементи постійно перебували під навантаженням, а при аварії на одному з них залишилися в роботі могли взяти на себе його навантаження, шляхом перерозподілу її між собою з урахуванням допустимого перевантаження.
Спеціальні резервні (нормально не працюють) лінії і трансформатори передбачатися не повинні.
Повинна застосовуватися, як правило, роздільна робота ліній і трансформаторів з використанням перевантажувальної здатності зазначених елементів у післяаварійних режимах.
Паралельна робота допускається:
при харчуванні ударних резкопеременних навантажень;
якщо автоматичне включення резерву (АВР) не забезпечує відновлення живлення для самозапуску електродвигунів і при ймовірності неселективного дії релейного захисту;
якщо виключена можливість включення несинхронні напружень при дії АВР.
При побудові схем електропостачання споживачів I і II категорій повинна проводитися глибоке секціонування шин у всіх ланках системи розподілу енергії від вузлової підстанції і до шин нижчої напруги цехових підстанцій та розподільчих пунктів.
Вибір схем і елементів електропостачання має здійснюватися з урахуванням обов'язкового забезпечення самозапуску електродвигунів відповідальних агрегатів і виключення його для неосновних механізмів.
Схеми розподілу електроенергії на першій ступені від джерела живлення до РП при напрузі 6-10 кВ приймаються наступні:
на великих енергоємних підприємствах - магістральні схеми, здійснювані за допомогою струмопроводів до 35 кВ;
на великих і середніх підприємствах - як радіальні, так і магістральні схеми; при цьому окремі секції РП, нормально працюють роздільно, приєднуються до різних магістралях.
Необхідність спорудження РП визначається техніко-економічними розрахунками. Питання про спорудження РП слід розглядати, як правило, при числі ліній, що відходять не менше 8.
Сумарна потужність навантаження секцій РП повинна забезпечувати повне використання пропускної здатності головних вимикачів лінії, які живлять ці секції.
При системі глибоких вводів напругою 35-330 кВ розподіл електроенергії на першій ступені між ПГВ слід передбачати по радіальних або магістральними, повітряним або кабельних лініях від УРП підприємства або від районної підстанції енергосистеми.
Магістральні струмопроводи напругою 6-10 кВ для струмів більше 1,5 - 2 кА у зв'язку з їх більш високою надійністю і перевантажувальної здатністю, а також можливістю високого ступеня індустріалізації електромонтажних робіт слід застосовувати переважно перед лініями, виконаними з великого числа паралельних кабелів.
Доцільність застосування струмопроводів напругою 35 кВ визначається техніко-економічними розрахунками в проекті (див. пп. 11.5-11.7).
Напрямок струмопроводів слід вибирати так, щоб вони проходили через зони розміщення основних електричних навантажень.
Магістральні схеми напругою 6-10 кВ при кабельної прокладці повинні застосовуватися:
при розташуванні підстанцій, що сприяє прямолінійним проходженню магістралі;
для групи технологічно пов'язаних агрегатів, якщо при зупинці одного з них потрібно відключення всієї групи;
у всіх інших випадках, коли вони мають техніко-економічні переваги порівняно з іншими схемами.
Магістральні схеми з двома і більше паралельними магістралями застосовні для живлення споживачів будь-якої категорії.
Подвійні магістралі слід застосовувати при наявності підстанцій з двома секціями шин або двох трансформаторних підстанцій без збірних шин первинної напруги.
Поодинокі магістралі без резервування слід застосовувати для живлення споживачів III категорії. При цьому, як правило, повинні застосовуватися повітряні магістралі, легко доступні для ремонту.
При наявності 15-20% навантажень I і II категорій має бути застосована харчування сусідніх підстанцій від різних одиночних магістралей для взаємного резервування по перемичках напругою до 1000 В.
Поодинокі магістралі з загальної резервної магістраллю застосовні для живлення споживачів III і частково II категорій, що допускають перерва живлення електроенергією на час відшукання і від'єднання пошкодженої ділянки магістралі.
Поодинокі магістралі з загальної резервної магістраллю слід застосовувати при необхідності резервного живлення підприємства від незалежного джерела в післяаварійних режимах.
Одиночні і подвійні магістралі з двостороннім живленням повинні застосовуватися:
при необхідності живлення від двох незалежних джерел з умовами надійності електропостачання;
у випадках, коли розташування групи підстанцій між двома живлячими пунктами створює економічні переваги для даної схеми незалежно від необхідної надійності живлення.
Кільцеві магістралі на підприємствах допускається застосовувати для живлення споживачів III і частково II категорії при відповідному розташуванні живляться ними груп підстанцій і при одиничній потужності трансформаторів не більше 630 кВА.
Глухе приєднання на вході і виході магістралі застосовуватися, як правило, при повітряних магістралях, а також при забезпеченості необхідного ступеня резервування (подвійні магістралі, резервування на стороні вторинного напруги при одиночних магістралях і т.п.).
Відгалуження від повітряної магістралі на підстанцію, як правило, слід застосовувати глухе.
При системі двотрансформаторних підстанцій не слід встановлювати автоматичне відключають апарати (вимикачі, запобіжники) на вводі до трансформатора, при відповідному запасі потужності трансформаторів для взаємного резервування і при забезпеченні чутливості захисту на головному ділянці магістралі до пошкоджень в трансформаторі.
Число трансформаторів напругою до 10 кВ, що приєднуються до однієї магістралі, слід приймати, як правило, 2-3 при їх потужності 1000-2500 кВА і 3-4 менших потужностей.
Радіальні схеми слід застосовувати при навантаженнях, розміщених у різних напрямках від джерела живлення.
Одноступінчасті радіальні схеми слід застосовувати для живлення великих зосереджених навантажень (насосні, компресорні, перетворювальні підстанції, електричні печі тощо).
Двоступінчаті радіальні схеми слід застосовувати на великих і середніх підприємствах для живлення через РП цехових підстанцій і електроприймачів напругою понад 1000 В.
РУ-6-10 кВ підстанцій з реактивована коліями слід застосовувати схеми із загальним реактором на 2-4 лінії і вимикачем на кожній лінії.
Допускаються схеми з приєднанням під один вимикач двох ліній, що йдуть до різних РП або ТП. У цьому випадку живлення вказаних РП і ТП повинно передбачатися не менше, ніж по двох лініях, який відходить від різних секцій джерела живлення. Застосування окремих реакторів на кожній лінії допускається тільки при наявності необхідних техніко-економічних обгрунтувань.
Побудова схеми електропостачання слід здійснювати за блоковим принципом з урахуванням особливостей технологічної схеми об'єкта.
Живлення електроприймачів паралельних технологічних потоків слід здійснювати від різних РП або ТП або від різних секцій шин одного РП або однієї ТП. Всі взаємопов'язані технологічні агрегати одного потоку повинні харчуватися від однієї секції шин.
Харчування вторинних ланцюгів не повинно порушуватися за будь-яких перемиканнях силових ланцюгів паралельних технологічних потоків.
Радіальне харчування цехових двотрансформаторних «бесшінних» підстанцій слід здійснювати від різних секцій РП, як правило, окремими лініями для кожного трансформатора.
Взаємне резервування на однотрансформаторних підстанціях слід здійснювати за допомогою перемичок напругою до 1000 В для тих підстанцій, де воно необхідно за умовами надійності живлення.
Цех мереж і підстанцій
При виконанні технічного проекту електропостачання підприємства повинні передбачатися приміщення та обладнання цеху або ділянки мереж і підстанцій для обслуговування:
підстанцій глибоких вводів напругою 110-220/6-10 кВ;
позацехових розподільних, трансформаторних і перетворювальних підстанцій;
повітряних ліній електропередачі напругою 3 ¸ 220 кВ;
міжцехових кабельних мереж напругою од і вище 1000 В;
установок і мереж зовнішнього освітлення території підприємства;
трансформаторно-масляного господарства.
При розробці проекту реконструкції діючого підприємства, що має в своєму складі цех або ділянка мереж і підстанцій, повинні розглядатися питання необхідного розширення виробничих приміщень цеху та доукомплектування обладнанням.
Цех мереж і підстанцій повинен передбачатися для великих і середніх підприємств. Для невеликих підприємств повинен передбачатися ділянку мереж і підстанцій.
Штати відділів і служб цеху мереж підстанцій визначаються галузевими нормами, узгодженими і затвердженими в установленому порядку.
Засоби захисту в електроустановках до і вище 1000В: основні та додаткові.
(Правила застосування та випробування засобів захисту, які використовуються в електроустановках, технічні вимоги до них. П.1.1.5)
До електрозахисних засобів належать:
- Ізолюючі штанги всіх видів;
- Ізолюючі кліщі;
- Покажчики напруги;
- Сигналізатори наявності напруги індивідуальні та стаціонарні;
- Пристрої і пристосування для забезпечення безпеки робіт при вимірюваннях і випробуваннях в електроустановках (покажчики напруги для перевірки збігу фаз, кліщі електровимірювальні, пристрої для проколу кабелю);
- Діелектричні рукавички, калоші, боти;
- Діелектричні килими та ізолювальні підставки;
- Захисні огородження (щити і ширми);
- Ізолюючі накладки і ковпаки;
- Ручний ізолюючий інструмент;
- Переносні заземлення;
- Плакати і знаки безпеки;
- Спеціальні засоби захисту, пристрої і пристосування ізолюючі для робіт під напругою в електроустановках напругою 110 кВ і вище;
- Гнучкі ізолювальні покриття й накладки для робіт під напругою в електроустановках напругою до 1000 В;
- Сходи приставні й драбини ізолюючі склопластикові.