В настоящее время электрическая энергия является наиболее широко используемой формой энергии. Это обусловлено относительной легкостью ее получения, преобразования, передачи на большое расстояние и распределения между приемниками. Огромную роль в системах электроснабжения играют электрические подстанции — электроустановки, предназначенные для преобразования и распределения электрической энергии. В России, как и в других западных странах, для производства и распределения электрической энергии используют трехфазный переменный ток частотой 50 Гц. Применение трехфазного тока частотой 50 Гц обусловлено большей экономичностью сетей и установок трехфазного тока по сравнению с сетями однофазного переменного тока, а также возможностью применения в качестве электропривода наиболее надежных, простых и дешевых асинхронных электродвигателей.
1. Исходные данные
1.1 Географическое положение и природно-климатические условия подстанции
Подстанция «Новая» расположена на территории Нижневартовского района. г. Нижневартовск расположен на правом берегу р. Оби. Площадь города 26,421 гектар находится в восточной части округа. Пограничное положение имеет с Красноярским краем, Тюменской областью и Ямало-Ненецким Автономным Округом.
Климат резко континентальный, характеризуется быстрой сменой погодных условий особенно в переходные периоды — от осени к зиме и от весны к лету, а также в течение суток. Зима суровая и продолжительная с устойчивым снежным покровом, лето короткое и сравнительно теплое, переходные сезоны (весна, осень) с поздними весенними и ранними осенними заморозками. Приравненность к крайнему северу.
Средняя температура января -20°с. Критическая температура зимнего периода составляет -55°с.
Период с отрицательной температурой воздуха продолжается 7 месяцев, с октября по апрель. Период с устойчивым снежным покровом продолжается 180-200 дней — с конца октября до начала мая.
До середины июня нередки заморозки. Самый теплый месяц июль, средняя температура от +19°с. Критическая температура летнего периода составляет 35°с.
Преобладающее направление ветра летом — северное; в отличие от зимы, когда чаще наблюдается южный и юго-восточный ветра.
Годовое количество осадков от 400 до 550 мм. Высота снежного покрова от 50 до 80 см.
Район находится в зоне разобщённого залегания реликтовой мерзлоты, последняя залегает на глубинах от 110 до 210 м в кольце сегментов, разобщенных сквозными тальниками в долинах рек и под крупными озёрами.
Качество электрической энергии
... КАЧЕСТВО ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ ГОСТ 13109-97 “Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения” (далее ГОСТ) устанавливает показатели и нормы качества электроэнергии в электрических сетях систем электроснабжения общего назначения переменного трехфазного и однофазного тока частотой 50 Гц в ...
Основную часть территории Ханты-Мансийского АО занимают такие крупные формы рельефа, как увалы, возвышенности и низменности, ориентированные в двух основных направлениях — субширотном и субмеридиальном.
Густота расчленения рельефа речной сетью изменяется от 0.2 до 0.45 км/кмІ. Общая густота расчлененности рельефа возрастает за счет сильной заозеренности территории, когда расстояние между озерами разного размера не превышает 0.5 — 0.1 км.
Ряд исследователей подчеркивают большое значение рельефообразующей деятельности покровных оледенений. В числе рельефообразующих факторов нельзя не отметить мерзлотные и гравитационные процессы, эоловую деятельность эрозионную и аккумулятивную деятельность рек и многие другие.
На карте грозовой деятельности, на территории России определяем среднюю протяженность гроз в час. На нашей территории протяженность гроз от 20 до 40 часов. Сопротивление грунта зависит от состава почвы, ее влажности, температуры, плотности прилегания частиц, наличия растворимых солей и пр. Удельное сопротивление супесок, полученных на основе опытных данных при влажности грунта 10 — 20% равный 300 Ом•м.
1.2 Назначение и краткая характеристика подстанции
Двух трансформаторная подстанция «Новая» классом напряжения 35/10кВ тупикового типа. На подстанции установлены 2 двухобмоточных трансформатора типа ТМН напряжением 25000/35кВ.
Также на подстанции сооружены:
РУ высшего напряжения выполнено открыто с использованием секционной перемычки. Секционирование на напряжение 35 кВ.
РУ низшего напряжения выполнено закрыто, используются КРУН с типом ячеек к-47.
На стороне 35кВ установлено следующее оборудование:
- линейные разъединители типов РЛНД-2-35/1000, РЛНД-1б-35/1000 (с приводом типа ПРН-220) и РЛНД-2-35 (с приводом типа ПРН-220);
- выключатель масляный типа С-35М-630-10АУ1(с приводом типа ПЭ-12);
- 2 трансформатора напряжения типа ТН;
- вентильный разрядник типа РВС-35.
На стороне 10 кВ установлено следующее оборудование:
- разрядник типа РВП-10;
- трансформатор масляный типа ТМ-100/10/0,4;
- масляный выключатель типа ВК-10;
- предохранитель серии ПКТ-10;
- трансформатор тока типа ТВЛМ;
- трансформатор напряжения измерительный типа НТМИ-10.
1.3 Назначение и краткая характеристика объекта с исходными данными на разработку проекта
Подстанция предназначена для передачи трансформации и распределения электрической энергии. Нагрузка спокойная, переменная. Преобладает II категория электроснабжения.
Подстанция питает следующие объекты:
- ООО « Нижневартовские электрические сети»;
- ООО «Витамин».
- Микрарайоны № 10, 10а.
Таблица1.1- График нагрузки за наиболее загруженную смену
|
Время |
Нагрузка |
||
|
МВт |
МВр |
||
|
1:00 |
3420,10 |
423 |
|
|
2:00 |
3302,00 |
412 |
|
|
3:00 |
3401,80 |
411,4 |
|
|
4:00 |
3402,10 |
411,4 |
|
|
5:00 |
3372,40 |
409,9 |
|
|
6:00 |
3448,80 |
412,5 |
|
|
7:00 |
3717,60 |
412,3 |
|
|
8:00 |
3898,60 |
421,8 |
|
|
9:00 |
4067,50 |
530,2 |
|
|
10:00 |
4043,40 |
647,1 |
|
|
11:00 |
4177,80 |
681,9 |
|
|
12:00 |
4251,30 |
755,9 |
|
|
13:00 |
4362,40 |
807,3 |
|
|
14:00 |
4291,60 |
689,3 |
|
|
15:00 |
4530,80 |
907,5 |
|
|
16:00 |
4595,30 |
906,2 |
|
|
17:00 |
4645,60 |
880 |
|
|
18:00 |
4602,00 |
874,2 |
|
|
19:00 |
4583,00 |
911,1 |
|
|
20:00 |
4549,60 |
798,2 |
|
|
21:00 |
4482,00 |
689,3 |
|
|
22:00 |
4397,90 |
685,2 |
|
|
23:00 |
4409,20 |
691,9 |
|
|
0:00 |
4480,00 |
699,1 |
|
2. Расчетно-техническая часть
2.1 Выбор рационального напряжения, режима нейтрали и схемы электроснабжения объекта
Выбор рационального напряжения системы внешнего электроснабжения можно осуществить, используя эмпирические формулы:
(1.1)
В Российской Федерации сети напряжением 10, 35 кВ выполняют с изолированной нейтралью.
В сетях с изолированной нейтралью при замыкании одной фазы на землю через место повреждения будут проходить только ёмкостные токи, обусловленные напряжением и емкостью неповрежденных фаз.
Напряжение поврежденной фазы по отношению к земле становится равным нулю, а напряжение двух других фаз становятся равным междуфазным напряжениям. При замыкании на землю система питания сети с изолированной нейтралью не отключается и может работать до отыскания повреждения согласно ПУЭ 2 часа. Этого времени достаточно для отыскания дежурным персоналом места повреждения, так как режим работы сети при замыкании одной фазы на землю считается не аварийным, а лишь анормальным режимом. Питание электроприемников при этом не прерывается.
Из всех видов повреждений однофазные замыкания па землю составляют обычно 75— 85%, поэтому сети с изолированной нейтралью являются более надежными по сравнению с сетями с глухим заземлением нейтрали. В связи стем, что при изолированной нейтрали сети во время замыкания па землю однойфазы напряжения двух других фаз относительно земли увеличиваются в v3 раз, изоляцию всех трех фаз сети нужно предусмотреть не на фазное, а на междуфазное напряжение. Следовательно, более экономично и безопасно для силовой сети применять сети с изолированной нейтралью.
Подстанция запитана по радиальной схеме электроснабжения. подстанция тупикового типа. Нагрузка спокойная, переменная.
2.2 Выбор типа и мощности силовых трансформаторов подстанции
По графику нагрузки определяются продолжительность максимума нагрузки t и коэффициент заполнения графика, равный:
Кз.г = Sср / Sм (2.1)
Кз.г = 3170,8 / 3655,9 = 0,86
где Sср — средняя мощность трансформатора;
Sм — максимальная мощность трансформатора
По значениям t и Кз. по кривым кратностей перегрузок силовых трансформаторов с масляным охлаждением определяется коэффициент допустимой перегрузки Кд.п=1,1
Определяется номинальная мощность трансформатора(кВ·А):
Sн = Sм / Кд.п
- n (2.2)
Sн = 3655,9 / 1,1·2=1661,7
Выбираем 2 трансформатора типа ТМ 2500/35 кВА
Определяем коэффициент загрузки в нормальном режиме:
Кз.н = Sм / 2Sн.т (2.3)
Кз.н = 1661,7/2·2500 = 0,33
Определяем коэффициент загрузки в послеаварийном режиме:
Кз.ав = Sм / Sн.т
- Кд.п (2.4)
Кз.ав = 3655,9 / 2500·1,1 = 1,32
Таблица 2.1-Технические данные трансформатора
|
Тип трансформатора |
ТМ-2500/35 |
||
|
Номинальная мощность кВА |
2500 |
||
|
Напряжение |
первичное |
35 |
|
|
вторичное |
10,5 |
||
|
Потери |
Рх |
3,9 |
|
|
Рк |
23,5 |
||
|
uк% ВН-НН |
6,5 |
||
|
Iх, % |
1 |
||
|
Масса полная, кг. |
7200 |
||
|
Длина, мм. |
3250 |
||
|
Ширина, мм. |
22000 |
||
|
Высота полная, мм. |
3000 |
||
2.3 Расчёт и выбор релейной защиты силового трансформатора
В эксплуатации могут происходить нарушения нормальных режимов работы трансформаторов, к которым относятся: прохождение через трансформатор сверхтоков при повреждении других связанных с ним элементов, перегрузка, выделение из масла горючих газов, понижение уровня масла, повышение его температуры.
Для защиты трансформаторов при их повреждении и сигнализации о нарушении нормальных режимов работы применяются следующие типы защиты:
- дифференциальная — для защиты при повреждениях обмоток, вводов и ошиновки трансформаторов;
- токовая отсечка мгновенного действия — для защиты трансформатора при повреждениях ошиновки, вводов и части обмотки со стороны источника питания;
- газовая — для защиты при повреждениях внутри бака трансформатора, сопровождающихся выделением газа, а также при понижении уровня масла;
- Для выполнения дифференциальной защиты трансформатора устанавливаются трансформаторы тока со стороны всех его обмоток. Рассмотрим принцип действия дифференциальной защиты на примере 2-х обмоточного трансформатора (рис 1).
Рис.1.1- Принцип действия дифференциальной защиты
Реле тока КА включено на разность токов, протекающих во вторичных обмотках трансформаторов.
Примем условно, что защищаемый трансформатор имеет коэффициент трансформации, равный единицы, одинаковую схему соединения обмоток и одинаковые трансформаторы тока с обеих сторон.
Тогда при прохождении через трансформатор сквозного тока нагрузки или тока к.з. при коротком замыкании вне зоны действия дифференциальной защиты, например в точке К2, ток в реле равен:
I = I — I
При принятых выше условиях и пренебрегая током намагничивания трансформатора, который в нормальном режиме имеет малое значение, можно считать, что первичные токи равны I — I и, значит, вторичные токи I = I. С учётом этого:
I = I — I = 0
Поэтому дифференциальная защита на эти режимы не реагирует.
При к.з. в зоне действия дифференциальной защиты, например в точке К1 или в трансформаторе, направление токов I и I изменится на противоположное и ток в реле станет равным:
I = I+I
Под влиянием этого тока защита срабатывает и производит отключение повреждённого трансформатора.
Практически вследствие несовпадения характеристик трансформаторов тока вторичные токи I, I в нормальном режиме равны и поэтому в реле проходит ток небаланса.
Производим расчет дифференциальной защиты:
Находим токи в линии на стороне высшего и низшего напряжений:
- для НН:
(3.1)
- для ВН:
(3.2)
Определяем коэффициенты трансформации:
- для ВН:
(3.3)
- для НН:
(3.4)
Находим вторичные токи в линии
- для ВН:
(3.5)
- для НН:
(3.6)
Находим расчетный ток небаланса:
(3.7)
Для того, чтобы дифференциальная защита не действовала от тока небаланса, её ток срабатывания должен быть больше этого тока.
Находим ток срабатывания защиты:
(3.8)
(3.9)
Определяем число витков:
- для первичной обмотки:
(3.10)
витков
- для вторичной обмотки:
(3.11)
витков
Определяем коэффициент чувствительности:
(3.12)
Принимаем к установке на трансформаторах ТП 35/10 кВ газовую защиту.
Действие газовой защиты основано на том, что всякие, даже незначительные, повреждения, а также повышенные нагревы внутри бака трансформатора вызывают разложение масла и органической изоляции, что сопровождается выделением газа. Интенсивность газообразования и химический состав газа зависят от характера и размеров повреждения.
Поэтому защита выполняется так, чтобы при медленном газообразования подавался предупредительный сигнал, а при бурном газообразовании, что имеет место при к.з., происходило отключение повреждённого трансформатора.
Газовая защита осуществляется с помощью газового реле, оно устанавливается между баком и маслорасширителем и имеет 2 поплавка. Нормально, когда реле заполнено маслом, поплавки всплывают и их контакты разомкнуты. При медленном газообразовании газы постепенно вытесняют масло в верхней части реле, верхней части реле, верхний поплавок, опускается и ртутные контакты замыкаются в цепи предупредительной сигнализации.
При бурном газообразовании (при к.з.) опрокидывается нижний поплавок и происходит замыкание его ртутных контактов в цепи отключения. На рис. показан принцип действия газовой защиты трансформатора
Рис. 1.2 -Принцип действия газовой защиты трансформатора
При замыкании ртутных контактов 1 газового реле Г плюс оперативного тока подаётся на катушку указательного реле У1 (сигнал персоналу).
При замыкании контактов 2 плюс оперативного тока подаётся на катушку указательного реле У2 (сигнал персоналу) и на катушку промежуточного реле П, контакты 3 и 4 замыкаются и плюс оперативного тока через контакты 3 подаётся на катушку электромагнита отключения КО2, а через контакты 4 — на КО1, выключатели ВМ2 и ВМ1 отключаются, отделяя повреждённый трансформатор со стороны ВН и со стороны НН.
2.4 Выбор схемы автоматического ввода резерва подстанции
Рассмотрим принцип действия схем АВР на примере двухтрансформаторной подстанции, приведенной на рисунке 2.1 .
Рис.2.1-Схема АВР секционного выключателя: а) схема первичных соединений; б) цепи переменного напряжения; в) цепи оперативного тока
Исходно оба трансформатора T1 и T2 включены и осуществляют питание потребителей секций шин низшего напряжения, а выключатель Q5 выключен. При отключении по любой причине выключателя Q1 трансформатора T1 его вспомогательный контакт SQ1.2 размыкает цепь обмотки промежуточного реле KL1. В результате контактная система реле KL1 при снятии напряжения возвращается в исходное положение с некоторой выдержкой времени и размыкает контакты. Второй вспомогательный контакт SQ1.3 выключателя Q1, замкнувшись, подает плюс через еще замкнутый контакт KL1.1 на обмотку промежуточного реле KL2, которое своими контактами производит включение секционного выключателя Q5, воздействуя на контактор включения YAC5. По истечении установленной выдержки времени реле KL1 размыкает контакт KL1.1 и разрывает цепь обмотки промежуточного реле KL2. Если секционный выключатель Q5 включится действием схемы АВР на неустранившееся КЗ и отключится релейной защитой, то его повторного включения не произойдет. Таким образом, реле KL1 обеспечивает однократность АВР и поэтому называется реле однократности включения.
Реле KL1 вновь замкнет свои контакт KL1.1 и подготовит схему АВР к новому действию лишь после того, как будет восстановлена нормальная схема питания подстанции и включен выключатель Q1. Выдержка времени на размыкание контакта KL1 должна быть больше времени включения выключателя Q5, для того чтобы он успел надежно включиться.
С целью обеспечения АВР при отключении выключателя Q2 от его вспомогательного контакта SQ2.2 подается команда на катушку отключения YAT1 выключателя Q1. После отключения Q1 схема АВР запускается и действует, как рассмотрено выше.
Аналогично рассмотренному выше АВР секционного выключателя будет действовать и при отключении трансформатора Т2.
Кроме рассмотренных случаев отключения одного из трансформаторов потребители также потеряют питание, если по какой-либо причине останутся без напряжения шины высшего напряжения. Схема АВР при этом не подействует, так как оба выключателя T1 (QI и Q2) или Т2 (Q3 и Q4) останутся включенными. Для того чтобы обеспечить действие схемы АВР и в этом случае, предусмотрен специальный пусковой орган минимального напряжения, в состав которого входят реле KV1, KV2 и KV3. При исчезновении напряжения на шинах высшего напряжения питающих T1, а следовательно, и на шинах А минимальные реле напряжения, подключенные к трансформатору напряжения TV1, замкнут свои контакты и подадут плюс оперативного тока на обмотку реле времени КТ через контакт реле KV3. Реле КТ при этом запустится и по истечении установленной выдержки времени подаст плюс на обмотку выходного промежуточного реле KL3, которое произведет отключение выключателей Q1 и Q2 трансформатора T1. После отключения выключателя Q1 схема АВР подействует, как рассмотрено выше.
Реле напряжения KV3 предусмотрено для того, чтобы предотвратить отключение трансформатора T1 от пускового органа минимального напряжения в случае отсутствия напряжения на шинах низшего напряжения другой секции, когда действие схемы АВР будет заведомо бесполезным. Реле KV3, подключенное к трансформатору напряжения TV2 секции шин Б, при отсутствии напряжения на ней размыкает контакт KV3.1 и разрывает цепь от контактов KV1.1 и KV2.1 к обмотке реле времени КТ.
2.5 Заземление металлических элементов электрооборудования подстанции. Расчет заземляющего устройства
Определяется расчётное сопротивление одного вертикального элемента:
(3.1)
Определяется расчётное сопротивление совмещенных ЗУ подстанции:
(3.2)
Ом
(3.3)
Rзу2 = 4 Ом, для сети НН, но допустимое при данном грунте определяется:
(3.4)
Следовательно, для расчёта принимается Rзу = 4 Ом
Определяем количество вертикальных электродов расчётное
- без учёта экранирования
(3.5)
- с учётом экранирования
(3.6)
Так как выбрано то
Минимальное расстояние от объекта — 1м
(3.7)
Определяются уточненные значения вертикальных и горизонтальных электродов:
(3.8)
в = F(контурное,1,20)= 0,47; г = F(контурное,1,20)= 0,27
(3.9)
Определяем фактическое сопротивление ЗУ:
(3.10)
(4) Rзу.доп ? Rзу.ф (3.4), следовательно ЗУ будет эффективным.
3. Технологическая часть
3.1 Организация эксплуатации подстанций
Обслуживание оборудования подстанции в производится оперативно выездной бригадой. На подстанции применяется система обслуживания и ремонта оборудования по фактическому техническому состоянию. Это наиболее прогрессивная система обслуживания. Основной принцип системы — обслуживание и ремонт оборудования выполняется только в то время и в том объеме, в которых они действительно необходимы, исходя из текущего технического состояния оборудования. Эта система позволяет свести аварийность до минимума.
Устанавливаются следующие виды регламентных работ, планирование которых осуществляется заранее:
- Осмотры, углубленные осмотры;
- Техническое обслуживание;
- Текущий ремонт.
Основной упор системы технического обслуживания и ремонта электрооборудования должен делаться на проведение осмотров и углубленных осмотров с установленной периодичностью. По результатам осмотров и углубленных осмотров планируют текущие ремонты. Капитальный ремонт проводится по результатам диагностирования или визуального осмотра, или аварийного выхода из строя.
3.2 Техническое обслуживание и плановый ремонт оборудования подстанций
3.2.1 Выбор рациональной стратегии ТО и Р
Для подстанций 35/10кВ, а также распределительных устройств 10кВ применяется следующая стратегия:
Т — О(УО) — ТО — О(УО) — Т
Техническое обслуживание и ремонт осуществляется по их фактическому техническому состоянию, определенному диагностированием, поэтому продолжительность межосмотровых и межремонтных периодов, периодичность технического обслуживания для них не приводится.
На начальном этапе внедрения ТО и Р ЭО по техническому состоянию целесообразно сохранить планирование основных ремонтных показателей (ремонтный цикл, трудоемкость, объем складских запасов материалов и запасных частей).
Однако в ремонтный цикл в качестве основной операции включают график контроля технического состояния.
3.2.2 Объемы работ по техническому обслуживанию и видам ремонта электрооборудования подстанций
Таблица 3.1 — Объемы работ по техническому обслуживанию и видам ремонта электрооборудования подстанции
|
Оборудование |
Тип обслуживания или ремонта |
Типовой обьем работ |
|
|
Трансформаторы |
ТО |
Осмотр трансфоматора; контроль режимов его работы; отключение трансформатора в аварийных случаях в соответствии с ПТЭЭП, ПТБ и местных инструкций; исправление мелких дефектов не требующих отключения трансформатора. В объем осмотров, проводимых в составе операции технического обслуживания трансформаторов, входят работы: контроль за показанием термометров, манометров, вакуумметров, за уровнем и цветом масла в маслонаполненном аппарате, маслонаполненных вводах и расширителях; проверка отсутствия течи масла и состояния маслоочистительных устройств непрерывной регенерации масла, термосифонных фильтров, маслосборных устройств; визуальный осмотр состояния изоляторов (отсутствие пыли, сколов, трещин, разрядов и т.п.) и их крепления; проверка наличия ограждения, предупредительных плакатов и надписей, защитных средств и соблюдения сроков их испытания; проверка заземления, противопожарных средств; проверка исправности термосигнализаторов; контроль состояния ошиновки, кабелей, отсутствия нагрева контактных соединений; проверка отсутствия признаков нагрева контактных соединений; проверка исправности сигнализации положения указательных реле, состояния пробивных предохранителей у трансформаторов с незаземленным нулем с низкой стороны. Примечание. При наличии частых циклов «включения — выключения» масляных выключателей электродвигателей (50 и более в месяц), а также потемнения масла проводится обязательная его замена. |
|
|
Текущий ремонт |
Наружный осмотр трансформатора и всей аппаратуры; устранение обнаруженных дефектов удаление грязи из расширителя и доливка трансформаторного масла; протирка изоляторов, подтяжка болтовых соединений; разборка и очистка маслоуказателя; проверка спускового крана, уплотнений; проверка работы переключателя напряжения; чистка и ремонт охлаждающих устройств; измерение сопротивления изоляции обмоток до ремонта и после его окончания; испытание трансформаторного масла; испытание вводов и встроенных трансформаторов тока; для трансформотора мощностью свыше 630 кВА — измерение тангенса угла диэлектрических потерь изоляции обмоток |
||
|
Капитальный ремонт |
Типовой объем работ по капитальному ремонту включает работы по текущему ремонту. Кроме того, слив масла из бака со взятием пробы для химического анализа; демонтаж электроаппаратуры; ремонт крышки расширителя выхлопной трубы, радиаторов, переключателей и охлаждающих устройств маслоочистителя; очистку и промывку бака расширителя сухим маслом, выемку сердечника из баков, снятие болтов и расшихтовку, при необходимости, верхнего ярма магнитопровода с распрессовкой и снятием катушек, заменой их или ремонт изоляции обмоток низкого и высокого напряжения; сушку и пропитку обмоток, переизолировку стали магнитопровода; заливку трансформаторным маслом и испытание в объеме, предусмотренном Правилами технической эксплуатации (ПТЭ) и ПТБ; наружную окраску бака. |
||
|
Масляные выключатели |
ТО |
Проверка состояния приводов, контактов, демпферных устройств, отключающих пружин; контроль объема масла в полюсах и в масляном буфере; проверка состояния тросов и лебедки для спуска бака; контроль состояния ножей, дугогасительных систем; проверка надежности крепления к конструкции; контроль состояния блок-контактных узлов, розеточных и рабочих контактов и устройств; контроль состояния изоляции, чистоты межфазных изоляционных перегородок (очистить при необходимости) |
|
|
Текущий ремонт |
Наружный осмотр масляного выключателя, разборка, проверка состояния, ремонт или замена подвижных контактов, ремонт приводов, замена дефектных изоляторов, испытание и замена масла при необходимости, смазка трущихся частей привода незамерзающей смазкой, проверка и ремонт сигнализации и блокировок, покраска токоведущих шин или шин заземления |
||
|
Капитальный ремонт |
Типовой объем работ по капитальному ремонту включает работы по текущему ремонту. Кроме того, полную разборку всех узлов, ремонт арматуры и чистку бака, ремонт или замену контактов и дугогасительных камер, регулировку контактов и приводного механизма, полную разборку и капитальный ремонт приводов с заменой изношенных деталей, испытание масляного выключателя |
||
|
Разъединители |
ТО |
Проверка состояния привода, контактов, отключающих пружин; контроль состояния ножей; проверка надежности крепления к конструкции |
|
|
Текущий ремонт |
Типовой объем работ по текущему ремонту включает операции по техническому обслуживанию. Кроме того, проверку состояния подвижных контактов, замену их, замену пружин, проверку правильности включения ножей и их очистку от нагара и окиси, регулировку включения ножей, проверку заземления, окраску конструкции, смазку шарнирных соединений. |
||
|
Капитальный ремонт |
Типовой объем работ по капитальному ремонту включает работы по текущему ремонту.Кроме того, полную разборку и сборку разъдинителя замену изоляторов, подвижных и неподвижный контактов, регулировку контактов приводного механизма, капитальный ремонт привода, послеремонтное испытание (полный комплекс), предусмотренное ПТЭ и ПТБ. |
||
|
Трансфоматоры тока и напряжения |
ТО |
Контроль отсутствия следов перегрева ТВЧ и магнитопровода, отсутствия вытекания изоционной массы, проверка исправности цепей вторичной коммутации. |
|
|
Текущий ремонт |
Чистка изоляторов проверка и ремонт присоединений шин первичной и проводов вторичной коммутации, проверка заземляющих болтов и шунтирующих перемычек и смена трансформаторов (при необходимости).
|
||
|
Капитальный ремонт |
Типовой объем работ по капитальному ремонту включает работы по текущему и ремонту, а также проверку и промывку маслом магнитопровода и обмоток, при необходимости — их замену, смену масла, проведение полного комплекса испытаний и проверок, предусмотренных ПТЭ. |
||
3.2.3 Планирование ТО и Р по техническому состоянию. График ППР
Основным плановым документом для проведения ремонта электрооборудования является годовой план — график ППР, он составляется на основании следующих данных:
- установленной продолжительности ремонтных циклов и межремонтных периодов;
- результатов осмотров электрооборудования;
- анализа аварийных отказов электрооборудования.
Для каждой единицы электрооборудования и электрической части агрегата или устройства определяют вид ремонта и устанавливают дату его выполнения исходя из даты ввода в эксплуатацию (или даты последнего капитального ремонта) и структурой ремонтного цикла. Кроме того по каждому виду ремонта определяют трудоемкость и продолжительность простоя электрооборудования в ремонте.
Система ППР предусматривает выполнение следующих видов ремонта:
1. текущий ремонт — это вид ремонта, когда заменяются изношенные детали и регулируется эксплуатация электрооборудования;
2. капитальный ремонт — это вид ремонта, при котором производится полная разборка агрегата, замены всех изношенных деталей и узлов, ремонт базовых деталей и узлов, сборка, регулировка и испытания под нагрузкой;
3. межремонтное обслуживание — это комплекс работ и мероприятий, включающих обеспечение соблюдения правил технической эксплуатации электрооборудования, периодические осмотры, чистку, смазку, мелкий ремонт, регулировку и профилактические испытания.
Организация и планирование ремонтов электрооборудования производится в соответствии с установленными ремонтными нормативами.
Таблица 3.1 — Годовой план-график технического обслуживания и ремонта
|
Место установки |
Наименование оборудования или сети |
Тип, модель |
Вид/дата последнего ремонта |
Вид ремонта/трудоемкость, чел-ч, по месяцам на 2009 г. |
Суммарная трудоемкость за год, чел-ч |
||||||||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
13 |
14 |
15 |
16 |
17 |
|
|
Силовой трансформатор №1 |
ТМН-2500/35 |
ТР 11.2007 |
ТО |
ТО |
ТО |
ТО |
1313 |
||||||||||
|
Силовой трансформатор №2 |
ТМН-2500/35 |
ТР 11.2007 |
ТО |
ТО |
ТО |
ТО |
1313 |
||||||||||
|
ЛР — 35 кВ |
РЛНД-2-35/1000 |
ТР 11.2007 |
ТО |
ТО |
ТО |
Т |
20,6 |
||||||||||
|
РВС — 35 кВ |
РВС — 35 |
ТР 11.2008 |
ТО |
Т |
ТО |
ТО |
68 |
||||||||||
|
Трансформатор напряжения №1 |
ТН -35 |
ТР 11.2007 |
ТО |
ТО |
ТО |
ТО |
58,6 |
||||||||||
|
Трансформатор напряжения №2 |
ТН -35 |
ТР 11.2007 |
ТО |
ТО |
ТО |
ТО |
58,6 |
||||||||||
|
РВП — 10 кВ |
РВП — 10 |
ТР 11.2008 |
ТО |
Т О |
ТО |
Т |
16 |
||||||||||
|
Трансформатор масляный |
ТМ-100/10/0,4; |
ТР 11.2007 |
ТО |
ТО |
ТО |
ТО |
65 |
||||||||||
|
Трансформатор тока |
ТВЛМ-10 |
ТР 11.2007 |
ТО |
ТО |
ТО |
ТО |
44 |
||||||||||
|
Трансформатор напряжения измерительный |
НТМИ-10 |
ТР 11.2007 |
ТО |
ТО |
ТО |
ТО |
54 |
||||||||||
3.3 Оперативное обслуживание электрооборудования подстанции
Обслуживание оборудования подстанции производится оперативно выездной бригадой(ОВБ), под руководством диспетчера предприятия НВЭС.
В обычных условиях ОВБ дежурит на подстанции «Нижневартовская». По распоряжению диспетчера НВЭС она выезжает на автомашине, оборудованной радиосвязью, на ПС «Новая» , где производит переключения, осмотры, допуски к работам, устраняет ненормальные режимы работы оборудования и ликвидирует аварии.
В ряде случаев оперативное обслуживание подстанций без дежурного персонала производится несменным специально обученным и допущенным к оперативной работе ремонтным персоналом. Привлечение к переключениям ремонтного персонала целесообразно в периоды массовых ремонтов оборудования, когда ОВБ бывают сильно загружены работой. В этом случае мастер, инженер службы подстанций, прибывший на подстанцию для выполнения ремонтных работ, не только руководит ремонтом оборудования, но и производит вывод его из работы, подготавливает рабочие места, допускает к работе ремонтников. По окончании ремонта оборудование вводится в работу тем же лицом.
Эффективность эксплуатации подстанций без постоянного дежурства повышается благодаря внедрению устройств автоматического повторного включения (АПВ), Сигналы телемеханических устройств при отклонениях режима работы подстанций от нормального поступают на диспетчерский пункт электросети или базисную подстанцию, где имеется дежурный. По полученным сигналам устанавливается характер нарушения режима и определяется срочность выезда на подстанцию ОВБ. При исчезновении напряжения у потребителей включение отключившихся выключателей питающих линий производится автоматически или вручную по каналам телемеханики.
3.4 Оперативные переключения
Все переключения на подстанции должны выполняться в соответствии с местными инструкциями по производству переключений, удовлетворяющими требованиям настоящей Инструкции и ПТБ.
Запрещается выполнение переключений (даже отдельных операций) лицам, не имеющим на это права.
Список лиц, имеющих право производить переключения (с указанием, на каких электроустановках), а также список лиц административно-технического персонала, имеющих право контролировать выполнение переключений, утверждается главным инженером предприятия.
а) получив распоряжение о переключении, записать его на “черновик”, повторить по записи и получить подтверждение диспетчера о том, что распоряжение понято правильно;
- б) записать задание в оперативный журнал;
- в) проверить по оперативной схеме (схеме-макету) последовательность выполнения операций и при необходимости составить бланк переключений или подготовить к использованию типовой бланк переключений.
Переключения по бланкам переключений должны выполняться в следующем порядке:
а) на месте переключений персонал обязан внимательно проверить по надписи наименование присоединения и название аппарата, на котором предстоит проведение операции, и соответствие их указанным в бланке переключений.
Запрещается переключение по памяти без прочтения надписи на аппарате;
- б) убедившись в правильности выбранного присоединения и аппарата, контролирующее лицо зачитывает по бланку переключений содержание операции или проверочного действия, подлежащего выполнению;
- в) лицо, выполняющее операцию, повторяет ее содержание и, получив разрешение контролирующего лица, выполняет операцию.
3.5 Техническое обслуживание электрооборудования подстанции
На каждом энергообъекте должны быть организованы техническое обслуживание, плановые ремонт и модернизация оборудования, зданий, сооружений и коммуникаций электроустановок.
За техническое состояние оборудования, зданий и сооружений, выполнение объемов ремонтных работ, обеспечивающих стабильность установленных показателей эксплуатации, полноту выполнения подготовительных работ, своевременное обеспечение запланированных объемом ремонтных работ запасными частями и материалами, а также за сроки и качество выполненных ремонтных работ отвечает собственник.
Объём технического обслуживание и планового ремонта должен определятся необходимостью поддержания исправного и работоспособного состояния оборудования, зданий и сооружений с учётом их фактического технического состояния. Рекомендуемый перечень и объём работ по техническому обслуживанию и капитальному ремонту оборудования приведены в правилах организации технического обслуживания и ремонта оборудования, зданий и сооружений электростанций и сетей и в технико-экономических нормативах планово-предупредительного ремонта
Периодичность и продолжительность всех видов ремонта установлены правилами организации технического обслуживания и ремонтов оборудования, зданий и сооружений электростанций и сетей и нормативно-техническими документами на ремонт данного вида оборудования.
Техническое обслуживание представляет собой комплекс работ, проводимых для поддержания в исправном состоянии электроустановок при использовании их по назначению, а также при хранении и транспортировке, Оно состоит из повседневного ухода за электроустановками, контроля режимов их работы, наблюдения за исправным состоянием, проведения осмотров, контроля за соблюдением правил технической эксплуатации, инструкций заводов-изготовителей и местных инструкций. Техническое обслуживание важное звено, предупреждающее аварийные ситуации; оно осуществляется силами оперативного и оперативно-ремонтного персонала и проводится в процессе работы электроустановок во время перерывов, нерабочих дней и смены.ключения и отключения. амут под напряжением. удования.
3.6 Диагностический контроль электротехнического оборудования
3.6.1 Организация работ по диагностированию электрооборудования
При диагностировании электрооборудования, определение технического состояния проводится группой, состоящей не менее чем из двух человек. Группа диагностов может также выполнять регулировочные операции, при которых требуется проведение измерений диагностическими приборами. Результаты диагностирования, выводы о ТС, рекомендации о необходимости замены деталей или проведения ремонта электрооборудования заносятся в журнал. В нем каждой единице электрооборудования, подлежащей диагностированию, отводится одна или несколько страниц. Проведение записей отдельно для каждой конкретной единицы электрооборудования облегчает сравнительный анализ полученных данных с данными предыдущих диагностирований.
В журнале записывают дату проведения диагностирования, наработки после последнего диагностирования ………..
