Капитальный ремонт электрооборудования распределительных устройств подстанций

СОДЕРЖАНИЕ:

Ремонт ВРУ

Ремонт ВРУ реализует компания «ИНТЕХ» (Москва). Чтобы получить КП на ремонт вру, позвоните по телефону: . Отправить заявку

Вводное распределительное устройство (ВРУ) — это совокупность электрических аппаратов и приборов индикации, коммутации, защиты и учета электроэнергии, устанавливаемое непосредственно на вводе в жилое или общественное здание и обеспечивающее прием электрической энергии, её учет и распределение по потребителям. В состав ВРУ обычно входят:

  • корпус (один или несколько шкафов);
  • автоматические выключатели, предохранители, УЗО, дифавтоматы и пр.;
  • приборы индикации состояния и учета электроэнергии (амперметры, вольтметры, трансформаторы тока, электросчетчики);
  • автоматы, рубильники, разъединители, сборные шины и т.п. для распределения электроэнергии.

Вводно-распределительное устройство, установка

Вводно-распределительное устройство, место установки ВРУ устанавливаются в специальных помещениях, по проекту электроснабжения, на вводе кабеля электропитания и снабжает электроэнергией все здание. В жилых домах это чаще всего подвал, там же делается расщепление совмещенного нулевого проводника PEN, так удобнее. Обслуживаются электротехническим персоналом.

Шкаф ВРУ должен располагаться на расстоянии не менее 1 метра от других коммуникаций. В доступном, хорошо освещенном, проветриваемом месте, чтобы обеспечить нормальную работу и обслуживание.

Ввод и вывод кабелей питания обычно производится снизу, но при заказе услуги по монтажу и сборке электрощитов, можно внести изменения в проект. Если питание ВРУ нужно выполнить от ВЛ воздушной линии электропередачи, то следует установить ограничители перенапряжения. Двери помещений, где установлено вводно-распределительное устройство, должны открываться наружу.

Если здание, дом или другое сооружение имеет большие размеры, на каждый ввод рекомендуется устанавливать отдельное ВРУ. После них также могут устанавливаться дополнительные распределительные устройства – РУ, с необходимым оборудованием для работы электроприемников отдельных квартир и помещений. Предлагаю вашему вниманию видео:

Разберем некоторые элементы вводно-распределительных устройств:

  • Шины (токопроводящие, зануление N, заземление PE), медные или алюминиевые. Провода к шинам присоединяются при помощи болтов с шайбами. Для обеспечения надежного соединения необходимо использовать инструмент.
  • Автоматические выключатели, предохранители. Номинальный ток автоматических выключателей выбирается согласно проекту электрики, или рассчитывается по мощности. Предназначены для защиты электропроводки от перегрузки, коротких замыканий, сверхтоков итп.
  • Счетчики учета электроэнергии. Название говорит само по себе, зачем они нужны.
  • Ограничители напряжения, разрядники. Защита при импульсных перегрузках.
  • Вольтметры и амперметры. Для визуального контроля тока нагрузки и напряжения.
  • Провода и кабели, для коммутации электроприборов цепи. Все провода должны быть изолированными, разноцветными, согласно ГОСТу: N нейтраль — синий или голубой PE земля — желто-зеленый L фаза может быть черный.

Не пренебрегайте этим! Маркировку и цвет жил проводов необходимо соблюдать на всем протяжении цепи, помните это!

Маркировка ВРУ

Виды ремонта ВРУ

В зависимости от сложившейся ситуации в электроустановке применяются следующие виды ремонта вводно-распределительного устройства:

Аварийный ремонт

Применяется в случае внезапного выхода частей или компонентов ВРУ из строя. Характеризуется высокой оперативеностью выполнения как в части снабжения необходимыми запасными частями, так и в части непосредственного выполнения работ. Для достижения максимальной оперативности выполнения такого ремонта предприятиям рекомендуется заключение Договора на техническое обслуживание электроустановки со специализированной организацией.

Планово-предупредительный ремонт

Выполняется в соответстии с формуляром на ремонтируемое вводно-распределительное устройство. Во время выполнения ППР электроустановка выводится из эксплуатации, проверяются все элементы вводного устройства на соответствие заявленным характеристикам и работоспособность. Отбракованные элементы устройства ввода подлежат замене.

Капитальный ремонт

Этот вид ремонтных работ выполняется при высокой степени изношенности оборудования, близкой к критической. В рамках реконструкции ВРУ составляется техническое Задание на изготовление нового, которое отправляется на наше сборочное производство НКУ, где и производится сборка ВРУ. По готовности Изделие доставляется на объект, производится полный демонтаж старого ВРУ и монтаж нового. Данный вариант ремонта является самым затратным по стоимости.

В каких случаях требуется ремонт

Основная причина возникновения необходимости в реконструкции или капитальном ремонте ВРУ здания — моральное устаревание и предельный физический износ компонентов ВРУ, что, конечно же, не лучшим оразом сказывается на надежности электроснабжения объекта и может приводить к возникновению аварийных и пожароопасных ситуаций.

Необходимость отслеживать техническое состояние вводного устройства электроснабжения и его элементов — важнейшая задача организации.

В случае отсутствия собственного квалифицированного персонала идеальным выходом будет заключение Договора на техническое обслуживание ВРУ здания со специализированной организацией.

Замена ВРУ в электроустановке

Для начала разберемся в терминологии. В любой электроустановке существуют устройства для ввода и распределения электроэнергии. Часто эти устройства объединены в одно вводно-распределительное устройство, которое представляет из себя шкаф или щит, состоящий из отдельных панелей. Обычно это вводные, распределительные панели и панели АВР. Отсюда следуют различные названия такого устройства, такие как ВРЩ, ГРЩ, ВУ. Вопрос замены вводно-распределительного устройства на объекте неминуемо возникнет в независимости от условий эксплуатации. При грамотном техническом обслуживании замена элементов ВРУ происходит постепенно по мере выхода оборудования из строя, но даже при таком подходе не удается избежать разового капитального ремонта. Это обусловлено как естественным старением оболочек провод и кабелей, так и необходимостью модернизации конструкции и схемы ВРУ. По истечении 20-25 лет конфигурация ВРУ устаревает настолько, что древнее оборудование проще демонтировать и выбросить, чем ремонтировать. Промышленность не стоит на месте и постоянно предлагает новые компактные современные решения для вводно-распределительных устройств.

Итак, первое с чего надо начинать это с изготовления однолинейной расчетной схемы электроустановки. Надо иметь в виду, что за долгое время эксплуатации первоначальная схема электроснабжения, скорее всего, подверглась серьезным изменениям. Нельзя просто заказать копию первоначального ВРУ, так как изменились нормы проектирования и сами нагрузки объекта. Только имея на руках актуальную схему ВРУ по фактическому состоянию электроустановки можно переходить к проектированию нового ВРУ, которое учтет все дополнительные нагрузки. По готовой схеме на заводе или в специализированной организации можно заказывать ВРУ. Изготовлением ВРУ может заниматься только сертифицированная организация, так как при подаче напряжения необходимо предъявить сертификаты на ВРУ. Также это избавит заказчика от брака и ошибок в изготовлении. Изготовление ВРУ обычно занимает от двух до четырех недель. Срок изготовления зависит от применяемых комплектующих. При использовании импортных комплектующих может возникнуть задержка с их доставкой через дилера.

Параллельно с заказом ВРУ необходимо подумать о временной схеме электроснабжения. Если мощность электроустановки велика, то замена ВРУ может занять несколько рабочих смен. Естественно все работы по замене ВРУ производятся при отключенном напряжении. На период работ при необходимости задействуется временная схема электроснабжения от дизель-генератора или другого источника. Такая необходимость существует для потребителей первой категории надежности, таких как больницы, инженерные объекты, производственные предприятия с непрерывным циклом. На практике к таким объектам добавляются серверные и магазины с морозильным оборудованием. Обычно если необходимости в резервной схеме нет, то установка нового ВРУ происходит в ночное время или в выходные дни. Для обесточивания ВРУ необходимо отключить рубильник или автоматический выключатель в точке присоединения или в ближайшем возможном месте от ВРУ. Часто отключение питания возможно только в трансформаторной подстанции. Если подстанция на балансе электросетевой компании, то отключение необходимо согласовать в эксплуатационном районе, к которому относится ТП.

После монтажа нового оборудования на него необходимо подать напряжение. На вводе устанавливаются приборы учета электроэнергии, которые должны быть опломбированы представителем Энергосбыта. Для этого схема ВРУ проходит согласование в Энергосбыте. При этом договор энергоснабжения перезаключать не надо. В договор просто вносятся новые номера счетчиков. Для технического учета пломбирование счетчиков не требуется. Необходимо помнить, что Энергосбыт необходимо оповестить о снятии пломб со счетчиков до начала работ, а не после. Самовольное снятие пломб повлечет крупный штраф, так как возникнет вопрос как давно были сняты пломбы. При снятых пломбах потребитель имеет возможность получать электроэнергию в обход счетчика. Штраф может быть рассчитан исходя из максимального круглосуточного потребления в течение полугода.

Замена ВРУ это сложная и длительная процедура повышенной опасности. В процессе замены ВРУ существует большая вероятность быть оштрафованными. В случае незапланированных простоев при монтаже ВРУ может быть остановлена вся деятельность предприятия. Доверьте замену ВРУ профессионалам!

Обслуживание распределительных устройств cвыше 1 кВ.

Оборудование распределительных устройств свыше 1 кВ.

В состав оборудования распределительных устройств входят выключатели, разъединители, предохранители, измерительные трансформаторы тока и напряжения, разрядники, реакторы, система сборных шин, силовые кабели и т.д.

Все оборудование распределительных устройств свыше 1кВ выбирается из расчета: длительной работы с номинальными токами, кратковременных перегрузок, токов коротких замыканий и значительных повышений напряжения, связанных с атмосферными или внутренними перенапряжениями (например, при замыкании на землю фазы через дугу, включение длинных холостых линий и др.).

Токоведущие части в нормальном режиме, когда тепло, выделяемое токоведущей частью при протекании номинального тока, равно количеству тепла, отдаваемого проводником в окружающую среду, не должны нагреваться выше температуры предельно допустимых по нормам: 70°С — для голых (неизолированных) шин и 75°С — для подвижных и неподвижных соединений на шинах и аппаратах.

Длительное превышение температуры токоведущих частей сверх допустимого нормами запрещается. Такой режим влечет за собой увеличение переходного сопротивления в соединениях токоведущих частей оборудования, что в свою очередь ведет к дальнейшему повышению температуры контактного соединения с последующим увеличением переходного сопротивления в нем и т. д.

В результате такого процесса контактное соединение токоведущей части разрушается и возникает открытая дуга, которая приводит, как правило, к короткому замыканию и аварийному выходу из работы оборудования.

Протекание токов короткого замыкания через шины или аппараты сопровождается:

· термическими действиями токов короткого замыкания

· электродинамическими воздействиями между токоведущими частями.

Аппараты распределительных устройств должны быть термически устойчивы. Это значит, что при возможных величинах и продолжительностях токов короткого замыкания возникающее кратковременное повышение температуры токоведущих частей не должно вызывать повреждения оборудования.

Кратковременные повышения температуры ограничены: для медных шин 300°С, для алюминиевых шин 200°С, для кабелей с медными жилами 250°С и т. д. После отключения короткого замыкания релейной защитой проводники охлаждаются до температуры, соответствующей установившемуся режиму.

Аппараты и шины распределительных устройств должны быть динамически устойчивы к токам короткого замыкания. Это значит, что они должны выдерживать динамические усилия, вызванные прохождением через них наибольшего (ударного) тока короткого замыкания, соответствующего начальному моменту возникновения тока короткого замыкания, возможного в данном распределительном устройстве.

Таким образом, аппараты для распределительных устройств должны быть так выбраны, а шины так рассчитаны, чтобы их термическая и динамическая устойчивость к воздействию токов короткого замыкания была больше или соответствовала таким максимальным величинам тока короткого замыкания, которые возможны в данном распределительном устройстве.

Для ограничения величины токов короткого замыкания применяют реакторы. Реактор представляет собой катушку без стального сердечника, обладающую значительным индуктивным сопротивлением и малым активным сопротивлением.

Из-за этого потеря мощности в реакторе составляет обычно не более 0,2-0,3% его пропускной мощности. Поэтому в нормальных условиях реактор не оказывает почти никакого влияния на протекание через него активной мощности (потеря напряжения в нем незначительна).

При коротких замыканиях реактор ограничивает величину тока короткого замыкания в цепи за счет своего значительного индуктивного сопротивления. Кроме того, реактор при коротких замыканиях за ним обеспечивает поддержание напряжения на шинах в связи с большим падением напряжения в нем, что обеспечивает другим потребителям возможность продолжать бесперебойную работу.

Реактор, установленный на присоединении, позволяет выбирать аппараты, установленные за реактором (трансформаторы тока, разъединители, выключатели), и, что особенно существенно, аппараты и кабели распределительной сети за линией, рассчитанные на меньшие термические и динамические действия токов короткого замыкания, что значительно упрощает конструкцию и снижает стоимость электрического оборудования распределительных устройств.

Класс изоляции электрооборудования должен быть не ниже номинального напряжения сети. Защитный уровень устройств защиты от перенапряжений должен быть согласован с уровнем изоляции электрооборудования.

При расположении распределительных устройств в местностях, где воздух содержит вещества, разрушительно действующие на оборудование или снижающие уровень изоляции, должны быть приняты меры, обеспечивающие надежную работу установки.

Изоляция электрических аппаратов должна обеспечить надежную их работу при номинальном напряжении, на которое рассчитаны данные аппараты, а также при максимальном длительном напряжении, допустимом в эксплуатации, и при возможных перенапряжениях.

Электрические аппараты распределительных устройств (высоковольтные выключатели, разъединители и т.д.) изготовляются на номинальные напряжения, которые соответствуют принятым номинальным напряжениям электрических сетей.

Устанавливать аппараты, рассчитанные на меньшие номинальные напряжения, в сетях с большим номинальным, напряжением недопустимо, так как при перенапряжениях они могут быть перекрыты, что приведет к аварийному выходу из работы оборудования. Поэтому номинальное напряжение оборудования должно соответствовать номинальному напряжению сети, к которой это оборудование присоединяется.

Оборудование, рассчитанное для работы в закрытых распределительных устройствах, без специальных мероприятий нельзя применять в открытых установках, так как это оборудование не обеспечивает для этих условий необходимую степень надежности.

В связи с тем, что при выборе уровня изоляции определяющую роль, как правило, играет атмосферное перенапряжение, уровень или класс изоляции данного номинального напряжения принято характеризовать импульсным испытательным напряжением.

На линиях ограничение импульсных напряжений в условиях эксплуатации должно обеспечиваться защитными устройствами (трос и разрядники). Защиту изоляции электрооборудования, установленного на подстанции, от волн импульсного напряжения, набегающих с линии на шины подстанции, должны осуществлять вентильные разрядники.

Характеристики этих разрядников должны также согласовываться с уровнем изоляции электрооборудования, чтобы при перенапряжениях разрядники срабатывали и отводили заряды в землю при импульсных напряжениях, меньших, чем те, которые могут привести к повреждениям изоляции оборудования распределительных устройств (координация изоляции).

2.1. Сборные и соединительные шины

При осмотре сборных и соединительных шин проверяются:

· общее состояние шин;

· положение сигнализатора превышения температуры в контактных соединениях.

· Ремонт сборных и соединительных шин по техническому состоянию проводится при обнаружении повреждений.

ТР сборных и соединительных шин проводится по мере необходимости.

При ТР выполняются:

· контроль затяжки болтов контактных соединений и в узлах крепления;

· проверка и восстановление термопленочных индикаторов;

· устранение обнаруженных дефектов и неисправностей.

При межремонтных испытаниях сборных и соединительных шин проводятся:

· проверка нагрева болтовых контактных соединений сборных и соединительных шин закрытых распределительных устройств;

· измерение переходного сопротивления болтовых контактных соединений.

· Объем капитального ремонта сборных и соединительных шин определяется состоянием объектов и результатами испытаний.

· После капитального ремонта, кроме проверки нагрева и измерения переходного сопротивления болтовых контактных соединений, выполняется проверка качества выполнения болтовых, сварных и опрессованных контактных соединений.

· Проверка нагрева болтовых контактных соединений проводится при наибольшем токе нагрузки с помощью стационарных или переносных

термоиндикаторов и средств инфракрасной техники.

Измерение переходного сопротивления болтовых контактных соединений проводится у шин на ток 1000А и более, за которыми не установлен термоиндикаторный контроль, а также у контактных соединений открытых РУ напряжением 35 кВ и выше. Сопротивление участка шин в месте контактного соединения не должно превышать сопротивление участка шин такой же длины и сечения более чем в 1,2 раза.

Контактные опрессованные соединения не должны иметь трещин, несимметричного расположения стального стержня.

Швы сварных соединений жестких шин не должны иметь трещин, прожогов, кратеров, непроваров длиной более 10% длины шва.

2.2. Подвесные и опорные изоляторы

При осмотрах подвесных и опорных изоляторов проверяется:

· состояние изоляторов (наличие сколов, трещин, следов перекрытий, разрядов).

· Ремонт по техническому состоянию подвесных и опорных изоляторов проводится при обнаружении повреждений.

ТР подвесных и опорных изоляторов проводится по мере необходимости.

При ТР выполняются:

· удаление пыли с поверхности изоляторов;

· очистка загрязненных изоляторов;

· проверка исправности узлов крепления;

· проверка отсутствия сколов и трещин фарфора изоляторов;

· состояние армировки изоляторов;

· устранение мелких дефектов и неисправностей (восстановление эмалевых покрытий, цементных швов).

При межремонтных испытаниях подвесных и опорных изоляторов проводятся:

· измерение сопротивления изоляции подвесных и опорных многоэлементных изоляторов;

· испытание повышенным напряжением промышленной частоты:

· а) одноэлементных опорных изоляторов;

· б) многоэлементных опорных изоляторов;

· контроль многоэлементных изоляторов с помощью измерительной штанги или других средств диагностики.

Объем капитального ремонта подвесных и опорных изоляторов определяется состоянием объектов и результатами испытаний.

Измерение сопротивления изоляции изоляторов проводится мегомметром на напряжение 2500 В. Сопротивление каждого подвесного изолятора или каждого элемента многоэлементного изолятора должно быть не менее 300 МОм.

Испытание изоляторов мегомметром и с помощью измерительной штанги должно проводиться при положительной температуре окружающего воздуха.

Вновь устанавливаемые многоэлементные и подвесные изоляторы должны

испытываться повышенным напряжением 50 кВ, прикладываемым к каждому

Испытания изоляторов повышенным напряжением промышленной частоты проводятся в течение одной минуты.

2.3. Вводы и проходные изоляторы

При осмотре вводов и проходных изоляторов проверяется:

· отсутствие механических повреждений;

· отсутствие искрений и потрескиваний;

· уровень и давление масла в маслонаполненных вводах;

· отсутствие течей масла;

· цвет индикаторного силикагеля.

Ремонт по техническому состоянию вводов и проходных изоляторов проводится при обнаружении повреждений.

При ТР вводов и проходных изоляторов выполняются:

· проверка состояния армировки;

· очистка поверхности фарфора от пыли;

· проверка уплотнений и отсутствие течей масла;

· проверка контактных соединений;

· проверка давления в герметичных вводах;

· доливка трансформаторного масла;

· проверка цвета силикагеля в воздухоосушителе;

· устранение мелких дефектов и неисправностей.

При межремонтных испытаниях вводов и проходных изоляторов проводятся:

· измерение сопротивления изоляции;

· измерение тангенса угла диэлектрических потерь tg дельта;

· испытание повышенным напряжением промышленной частоты вводов и проходных изоляторов до 35 кВ включительно;

· испытание масла из маслонаполненных вводов.

Объем капитального ремонта вводов и проходных изоляторов определяется состоянием объектов и результатами испытаний.

Измерение сопротивления изоляции проводится у измерительной и последней обкладки вводов с бумажно-масляной изоляцией относительно соединительной втулки мегомметром на напряжение 1000 — 2500 В, которое должно быть не менее 500 МОм.

Измерение тангенса угла диэлектрических потерь tg дельта проводится у вводов и проходных изоляторов с основной бумажно-масляной изоляцией.

Определение тангенса угла диэлектрических потерь вводов измерения должно проводиться при напряжении 10 кВ между токоведущим стержнем и измерительным выводом, а также при напряжении 2,5 кВ между измерительным выводом и соединительной втулкой.

Для заливки трансформаторного масла во вводы, после их ремонта, должно применяться масло с диэлектрической прочностью не менее 50 кВ и тангенсом угла диэлектрических потерь не более 0,3% при температуре 20°С.

Проверка качества уплотнений проводится у маслонаполненных изоляторов с бумажно-масляной изоляцией на напряжение 110 кВ и выше.

Дежурный персонал подстанции должен иметь графики зависимости давления масла от температуры в герметичных вводах.

Разъединители, отделители, короткозамыкатели

При осмотрах разъединителей, короткозамыкателей и отделителей проверяется состояние:

Ремонт разъединителей, короткозамыкателей и отделителей по техническому состоянию проводится при обнаружении повреждений.

При межремонтных испытаниях разъединителей, короткозамыкателей и отделителей контроль многоэлементных изоляторов выполняется с помощью измерительной штанги или других средств диагностики.

При капитальном ремонте разъединителей, короткозамыкателей и отделителей проводится:

· полная разборка всех узлов разъединителя, отделителя, короткозамыкателя и их приводов;

· очистка от старой смазки, промывка всех деталей и узлов;

· осмотр изоляторов, восстановление цементных швов армировки;

· смазка трущихся поверхностей разъединителей, отделителей, короткозамыкателей и их приводов;

· регулировка на одновременность включения трехполюсных разъединителей и отделителей.

Измерение сопротивления постоянному току контактов проводится у разъединителей и отделителей на напряжение 35 кВ и выше, а также у разъединителей на 600 А и более всех напряжений.

Сопротивление должно быть не больше 150% от исходных (заводских) данных или значений.

Сопротивление обмоток включающих и отключающих катушек должно соответствовать заводским данным.

Усилие вытягивания ножа из неподвижного контакта следует проводить у разъединителей или отделителей, работающих при токах номинального значения не больше 90%.

Работа проверки разъединителя, короткозамыкателя и отделителя, имеющего электрический привод, проводится путем 3 — 5-кратного включения и отключения при номинальном напряжении оперативного тока.

Минимальное напряжение срабатывания катушек отключения привода разъединителя, отделителя и катушек включения короткозамыкателя должно быть не менее 35% номинального, а напряжение их надежной работы — не более 65% номинального.

Время движения подвижных частей определяется у короткозамыкателей при включении, отделителей — при отключении.

Время движения подвижных частей не должно отличаться от значений. Для опорно-стержневых изоляторов электрическое испытание не обязательно.

Выключатели масляные, вакуумные, элегазовые

При осмотрах выключателей проверяются:

· наличие элегазатечеискателем в помещениях элегазовых распределительных устройств;

· показания приборов контроля давления элегаза или целость мембран у герметичных (неразборных) элегазовых выключателей;

· внешнее состояние выключателя и его привода;

· отсутствие загрязнений, видимых сколов, трещин и следов перекрытия изоляции;

· уровень и отсутствие течи масла;

· работа подогрева выключателя и привода в период низких температур;

· показания счетчика числа аварийных отключений.

· Ремонт выключателей по техническому состоянию выполняется:

· после отказа в работе;

· при обнаружении течи масла из баков выключателя;

· у маломасляных выключателей при обнаружении течи масла из трещин или заделки фарфора;

· при нарушении герметичности элегазовых выключателей;

· после выработки механического или коммутационного ресурса

Объем работ и испытаний определяется характером неисправности или повреждения.

3. Требования к структуре технического обслуживания и ремонта.

Задачи технического обслуживания и ремонта:

· обеспечение надежности и работоспособности оборудования;

· постоянный и периодический контроль технического состояния оборудования;

· планирование работ по техническому обслуживанию;

· обеспечение единства измерений;

· оценка технического состояния;

· определение необходимости и срока проведения ремонтов оборудования;

· ведение технической документации;

· определение морально и/или физически устаревшего основного оборудования;

· определение необходимости его замены.

На каждом объекте электроэнергетики между структурными подразделениями должны быть определены зоны по техническому обслуживанию оборудования.

Для каждого структурного подразделения должны быть определены функции по техническому обслуживанию оборудования.

В каждом структурном подразделении должны быть определены должностные функции персонала по техническому обслуживанию.

Структурные подразделения по техническому обслуживанию должны быть обеспечены:

· планами (планами-графиками) по техническому обслуживанию

· необходимой технической документацией и производственными

· техническими средствами для выполнения измерений, проверок и ремонтов

· запасными частями и материалами для выполнения ремонтов

3.1 Требования к техническому обслуживанию основного электрооборудования

Техническое обслуживание должно производиться в соответствии с инструкцией (руководством) по эксплуатации заводов-изготовителей для конкретного вида и типа оборудования, стандартами организаций или иными техническими документами, утвержденными и введенными в действие в компании качестве внутренних локальных нормативных документов обязательный для исполнения.

Режимы работы объекта электроэнергетики должны задаваться с учетом не превышения максимально допустимых параметров установленного электрооборудования.

Эксплуатирующая организация должна контролировать соответствие:

· класса изоляции электрооборудования номинальному и наибольшему рабочему напряжению сети в соответствии с ГОСТ 721;

· защитного уровня устройств защиты от перенапряжений уровню изоляции электрооборудования по ГОСТ 1516.3;

· климатического исполнения электрооборудования, заданного в соответствии с ГОСТ 15150 и ГОСТ 15543.1, климатическим условиям работы;

· токов КЗ сети допустимым токам КЗ для электрооборудования;

· технических параметров устройств защиты от перенапряжений условиям работы.

Все изменения в схемах ПС и ЭС, замена оборудования должны быть внесены в соответствующие технические документы.

Объем технического обслуживания определяется необходимостью поддержания исправного и работоспособного состояния электрооборудования.

Обслуживание распределительных устройств cвыше 1 кВ.

Основными задачами обслуживания распределительных устройств (РУ) являются: обеспечение заданных режимов работы и надежности электрооборудования, соблюдение установленного порядка выполнения оперативных переключений, контроль за своевременным проведением плановых и профилактических работ.

Надежность работы распределительных устройств принято характеризовать удельной повреждаемостью на 100 присоединений. В настоящее время для РУ 10 кВ этот показатель находится на уровне 0,4. Наиболее ненадежными элементами РУ являются выключатели с приводом (от 40 до 60 % всех повреждений) и разъединители (от 20 до 42 %).

Основные причины повреждений: поломка и перекрытие изоляторов, перегрев контактных соединений, поломка приводов, повреждения за счет неправильных действий обслуживающего персонала.

Осмотр РУ без отключения должен производиться:

· на объектах с постоянным дежурным персоналом — не реже 1 раза в трое суток,

· на объектах без постоянного дежурного персонала — не реже 1 раза в месяц,

· на трансформаторных пунктах — не реже 1 раза в 6 месяцев,

· РУ напряжением до 1000 В — не реже 1 раза в 3 месяца (на КТП — не реже 1 раза в 2 месяца),

· после отключения короткого замыкания.

При проведении осмотров проверяют:

· исправность освещения и сети заземления,

· наличие средств защиты,

· уровень и температуру масла в маслонаполненных аппаратах, отсутствие течи масла,

· состояние изоляторов (запыленность, наличие трещин, разрядов),

· состояние контактов, целостность пломб счетчиков и реле,

· исправность и правильное положение указателей положения выключателей,

· работу системы сигнализации,

· исправность отопления и вентиляции,

· состояние помещения (исправность дверей и окон, отсутствие течи в кровле, наличие и исправность замков).

Внеочередные осмотры открытых распределительных устройств проводят при неблагоприятных погодных условиях — сильном тумане, гололеде, усиленном загрязнении изоляторов. Результаты осмотра записывают в специальный журнал для принятия мер по устранению выявленных дефектов.

Помимо осмотров оборудование распределительных устройств подвергается профилактическим проверкам и испытаниям, выполняемым согласно ППР. Объем проводимых мероприятий регламентирован и включает ряд общих операций и отдельные специфичные для данного вида оборудования работы.

К общим относятся: измерение сопротивления изоляции, проверка нагрева болтовых контактных соединений, измерение сопротивления контактов постоянному току. Специфичными являются проверки времени и хода подвижных частей, характеристик выключателей, действия механизма свободного расцепления и др.

Контактные соединения — одни из самых уязвимых мест в распределительных устройствах. Состояние контактных соединений определяется внешним осмотром, а при проведении профилактических испытаний — с помощью специальных измерений. При внешнем осмотре обращают внимание на цвет их поверхности, испарение влаги при дожде и снеге, наличие свечения и искрения контактов. Профилактические испытания предусматривают проверку нагрева болтовых контактных соединений термоиндикаторами.

В основном используется специальная термопленка, которая имеет красный цвет при нормальной температуре, вишневый — при 50 — 60°С, темно-вишневый — при 80°С, черный — при 100 °С. При 110°С в течение 1 ч она разрушается и принимает светло-желтую окраску.

Термопленка в виде кружков диаметром 10 — 15 мм или полосок наклеивается в контролируемом месте. При этом она должна быть хорошо видна оперативному персоналу.

Шины РУ 10 кВ не должны нагреваться выше 70°С при температуре окружающего воздуха 25°С. В последнее время для контроля температуры контактных соединений начали использоваться электротермометры на базе термосопротивлений, термосвечи, тепловизоры и пирометры (действуют на принципе использования инфракрасного излучения).

Измерение переходного сопротивления контактных соединений проводится для шин на ток более 1000 А. Работа выполняется на отключенном и заземленном оборудовании с помощью микроомметра. При этом сопротивление участка шины в месте контактного соединения не должно превышать сопротивление такого же участка (по длине и сечению) целой шины более чем 1,2 раза.

Если контактное соединение находится в неудовлетворительном состоянии, его ремонтируют, для чего разбирают, зачищают от оксидов и загрязнения, покрывают специальной смазкой от коррозии. Обратную затяжку выполняют ключом с регулируемым крутящим моментом во избежание деформации.

Измерение сопротивления изоляции проводится для подвесных и опорных изоляторов мегаомметром на 2500В, а для вторичных цепей и аппаратуры РУ до 1000В — мегаомметром на 1000В. Изоляция считается нормальной, если сопротивление каждого изолятора не менее 300МОм, а сопротивление изоляции вторичных цепей и аппаратуры РУ до 1000В —не менее 1МОм.

Помимо измерения сопротивления изоляции опорные одноэлементные изоляторы подвергаются испытанию повышенным напряжением промышленной частоты в течение 1 мин. Для низковольтных сетей испытательное напряжение

1кВ, в сетях 10кВ — 42кВ. Контроль многоэлементных изоляторов осуществляется при положительной температуре окружающего воздуха с помощью измерительной штанги или штанги с постоянным искровым промежутком. Для отбраковки изоляторов используются специальные таблицы распределения напряжений по гирлянде. Изолятор бракуется, если на него приходится напряжение менее допустимого.

В процессе эксплуатации на поверхности изоляторов откладывается слой загрязнения, которое в сухую погоду не представляет опасности, но при моросящем дожде, тумане, мокром снеге становится проводящим, что может привести к перекрытию изоляторов. Для устранения аварийных ситуаций изоляторы периодически очищают, протирая вручную, с помощью пылесоса и полых штанг из изоляционного материала со специальным наконечником в виде фигурных щеток.

При очистке изоляторов на открытых распределительных устройствах используют струю воды. Для повышения надежности работы изоляторов их поверхность обрабатывают гидрофобными пастами, обладающими водоотталкивающими свойствами.

Основными повреждениями разъединителей являются подгорание и приваривание контактной системы, неисправность изоляторов, привода и др. При обнаружении следов подгорания контакты зачищают или удаляют, заменяя на новые, подтягивают болты и гайки на приводе и в других местах.

При регулировании трехполюсных разъединителей проверяют одновременность включения ножей. У правильно отрегулированного разъединителя нож не должен доходить до упора контактной площадки на 3 — 5 мм. Усилие вытягивания ножа из неподвижного контакта должно составлять 200 Н для разъединителя на номинальные токи 400 . 600А и 400Н — на токи 1000 — 2000А. Трущиеся части разъединителя покрывают незамерзающей смазкой, а поверхность контактов — нейтральным вазелином с примесью графита.

При осмотрах масляных выключателей проверяют изоляторы, тяги, целостность мембраны предохранительных клапанов, уровень масла, цвет термопленок. Уровень масла должен быть в пределах допустимых значений по шкале указателя уровня. Качество контактов считается удовлетворительным, если переходное сопротивление их соответствует данным завода-изготовителя.

При осмотрах масло объёмных выключателей обращают внимание на состояние наконечников контактных стержней, целость гибких медных компенсаторов, фарфоровых тяг. При обрыве одной или нескольких тяг — выключатель немедленно выводят в ремонт.

Ненормальная температура нагрева дугогасящих контактов вызывает потемнение масла, подъем его уровня и характерный запах. Если температура бачка выключателя превышает 70 °С, его также выводят в ремонт.

Наиболее повреждаемыми элементами масляных выключателей остаются их приводы. Отказы приводов наступают из-за неисправностей цепей управления, разрегулирования запирающего механизма, неисправностей в подвижных частях и пробоя изоляции катушек.

Текущий ремонт распределительных устройств проводится для обеспечения работоспособности оборудования до следующего планового ремонта и предусматривает восстановление или замену отдельных узлов и деталей. Капитальный ремонт выполняется для восстановления полной работоспособности. Проводится с заменой любых частей, в том числе и базовых.

Текущий ремонт распределительных устройств напряжением выше 1000 В выполняется по мере необходимости (в сроки, установленные главным инженером энергопредприятия). Капитальный ремонт масляных выключателей проводится 1 раз в 6 — 8 лет, выключателей нагрузки и разъединителей— 1 раз в 4 — 8 лет, отделителей и короткозамыкателей — 1 раз в 2 — 3 года.

5. Нормы и требования к организации технического обслуживания распределительных устройств напряжением cвыше 1 кВ

Согласно требованиям действующих ПУЭ, электрооборудование, токоведущие части и изоляторы, крепления, ограждения, несущие конструкции, изоляционные и другие расстояния должны быть выбраны и установлены таким образом, чтобы:

· вызываемые нормальными условиями работы электроустановки усилия, нагрев, электрическая дуга или другие сопутствующие ее работе явления (выброс газов, искрение и т. п.) не могли привести к повреждению оборудования и возникновению КЗ или замыкания на землю, а также причинить вред обслуживающему персоналу

· при нарушении нормальных условий работы электроустановки была обеспечена необходимая локализация повреждений, обусловленных действием КЗ

· при снятом напряжении с какой-либо цепи относящиеся к ней аппараты,

токоведущие части и конструкции могли подвергаться безопасному осмотру, замене и ремонтам без нарушения нормальной работы соседних цепей;

· была обеспечена возможность удобного транспортирования оборудования.

В соответствии с этим, к оборудованию РУ предъявляются следующие основные требования:

· Оборудование должно удовлетворять условиям работы как в нормальном режиме, так и при КЗ.

· В нормальном режиме работы нагрев проводников током не должен превышать установленных нормативных значений.

· В режиме КЗ оборудование РУ должно обладать требуемой термической и электродинамической стойкостью.

· Изоляция оборудования РУ должна соответствовать номинальному напряжению сети и выдерживать повышения напряжения при коммутационных и атмосферных перенапряжениях.

· Само оборудование РУ должно надежно работать при допустимых перегрузках, которые не должны приводить к повреждениям и снижению срока его службы.

· Производственные помещения РУ должны быть удобны и безопасны при обслуживании оборудования персоналом, а также при ремонтах.

· Температурный режим и влажность воздуха в помещениях ЗРУ должны

· поддерживаться такими, чтобы не происходило выпадения росы на изоляторах.

· В ЗРУ температура не должна превышать 40 °C.

· Вентиляционные отверстия должны иметь жалюзи или металлические сетки.

· РУ должны быть оборудованы рабочим и аварийным освещением.

· Осветительная арматура должна устанавливаться так, чтобы было обеспечено ее безопасное обслуживание.

· Освещенность рабочих мест при применении ламп накаливания должна быть не менее 30 лк в помещениях сборных шин, коридорах управления, камерах реакторов, выключателей, трансформаторов, КРУ и 10 лк — на ОРУ 35 кВ и выше

· Оборудование и приводы коммутационных аппаратов должны иметь четкие надписи, указывающие название оборудования и диспетчерское наименование электрической цепи.

· В РУ недопустимо не характерное для РУ расположение рукояток приводов шинных разъединителей, когда одни разъединители, например, отключаются переводом рукоятки привода вниз, а другие — вверх.

· Коммутационные аппараты и их приводы должны иметь указатели положения «Включено» и «Отключено»

· В помещениях РУ должны находиться необходимый по требованиям безопасности инвентарь и средства пожаротушения.

В задачи обслуживания РУ входит:

· Обеспечение соответствия режимов работы РУ и электрических цепей техническими характеристиками установленного оборудования

· Поддержание в каждый период времени такой схемы РУ и ПС, чтобы они отвечали требованиям надежной работы энергосистемы и безотказной селективной работы устройств РЗиА

· Систематический надзор и уход за оборудованием и помещениями РУ;

Каждый электрик должен знать:  Простая RC-цепь для задержки прямоугольных импульсов

· контроль за своевременным проведением профилактических испытаний и ремонтов оборудования РУ

· Соблюдение установленного порядка и последовательности выполнения

· переключений в РУ.

5.1. Контроль технического состояния основного электрооборудования.

На всех ПС и ЭС должна проводиться проверка работоспособности оборудования согласно «Руководству по эксплуатации».

Периодичность контроля технического состояния электрооборудования, если она не указана в инструкции (руководстве) по эксплуатации завода-изготовителя или в стандартах организации на конкретный вид (тип) оборудования, устанавливает технический руководитель объекта электроэнергетики, с учетом условий и опыта эксплуатации, технического состояния и срока службы электрооборудования.

При вводе электрооборудования в работу и в процессе его эксплуатации предусматриваются испытания, позволяющие определять степень развития и опасность возможных дефектов на ранних стадиях.

Периодичность эксплуатационного контроля электрооборудования, если она не указана в «Руководстве по эксплуатации» изготовителя или в стандартах организации (СТО) на конкретный вид оборудования, устанавливается техническим руководителем объекта электроэнергетики с учетом условий и опыта эксплуатации, технического состояния и срока службы электрооборудования.

В качестве исходных значений контролируемых параметров при вводе в эксплуатацию нового электрооборудования РУ принимают значения, указанные в паспорте или протоколе заводских испытаний. При эксплуатационных испытаниях, включая испытания при выводе в капитальный ремонт, в качестве исходных принимаются значения параметров, определенные испытаниями при вводе в эксплуатацию нового электрооборудования РУ.

Техническое состояние электрооборудования определяется не только путем сравнения результатов конкретных испытаний с техническими параметрами представленными в паспорте на конкретный тип электрооборудования, но и по сопоставлению с результатами предыдущих испытаний.

Выход значений параметров за установленные границы (предельные значения) следует рассматривать как признак наличия дефектов, которые могут привести к отказу оборудования.

Качество проводимого ремонта оценивается сравнением результатов испытаний после ремонта с данными при вводе в эксплуатацию нового электрооборудования, принимаемыми в качестве исходных.

Контроль электрооборудования производства иностранных фирм производится в соответствии с указаниями фирмы-изготовителя.

Техническим руководителям объектов электроэнергетики рекомендуется обеспечивать контроль технического состояния электрооборудования под рабочим напряжением. Контроль технического состояния электрооборудования под рабочим напряжением позволяет выявлять дефекты на ранних стадиях их развития. Контроль под рабочим напряжением может, при необходимости, быть выполнен организацией, аккредитованной на право проведения соответствующих испытаний.

Оценка состояния резервного электрооборудования, а также его частей и деталей, находящихся в резерве, производится в объеме, указанном в «Руководстве по эксплуатации» изготовителя.

Техника безопасности при обслуживании электроустановок

Электрические установки и устройства должны быть в полной исправности, для чего в соответствии с правилами эксплуатации их нужно периодически проверять.

Не токопроводящие части, могущие оказаться под напряжением в результате пробоя изоляции, должны быть надежно заземлены.

Запрещается проводить работы или испытания электрического оборудования и аппаратуры, находящихся под напряжением, при отсутствии или неисправности защитных средств, блокировки ограждений или заземляющих цепей. Для местного переносного освещения должны применяться специальные светильники с лампами на напряжение 12 В. Пользоваться неисправным или непроверенным электроинструментом (электросверлилками, паяльниками, сварочным и другими трансформаторами) запрещается. В помещениях с повышенной опасностью поражения электрическим током (сырые, с токопроводящими полами, пыльные) работы должны выполняться с особыми предосторожностями. Большое значение уделяется защитным средствам.

Отключение токоведущих частей. Отключают оборудование, которое требует ремонта, и те токоведущие части, к которым можно случайно прикоснуться или приблизиться на опасное расстояние. Отключенный участок должен иметь видимые разрывы с каждой стороны токоведущих частей, на которые может быть подано напряжение. Видимые разрывы обеспечивают отключенными разъединителями, выключателями нагрузки, рубильниками, снятыми предохранителями, отсоединенными перемычками или частями ошиновки.

При отключении напряжения необходимо выполнять меры безопасности (например, плавкие предохранители снимают с помощью изолированных клещей в диэлектрических перчатках и защитных очках).

Вывешивание запрещающих плакатов и ограждение не отключенных токоведущих частей. На отключенных коммутационных аппаратах вывешивают плакаты: «Не включать — работают люди!», «Не включать — работа на линии!», «Не открывать — работают люди!» (на приводах вентилей подачи воздуха); при необходимости на не отключённых токоведущих частях устанавливают ограждения.

Проверка отсутствия напряжения. Сначала снимают постоянные ограждения. Подключают переносное заземление к металлической шине, соединенной с заземляющим устройством. Указателем напряжения проверяют отсутствие напряжения, но перед этим необходимо обязательно проконтролировать его исправность, приблизив щуп (контакт-электрод) к находящейся под напряжением токоведущей части на расстояние, достаточное для появления свечения лампы (светодиода). Если она начинает светиться, значит указатель исправен.

Исправным указателем проверяют отсутствие напряжения между фазами, между каждой фазой и землей, между фазами и нулевым проводом. Если указатель покажет напряжение на токоведущей части, необходимо установить на место снятые ограждения и найти причину появления напряжения. Делать заключение об отсутствии на установке напряжения по показаниям сигнальных ламп, вольтметра нельзя, так как они являются только дополнительными средствами контроля.

Наложение и снятие заземления. После проверки отсутствия напряжения отключенные части немедленно заземляют с помощью переносного заземления, один конец которого уже был соединен с заземляющим устройством. При этом зажимы переносного заземления накладывают на отключенные токоведущие части сначала с помощью изолирующей штанги, а затем уже закрепляют эти зажимы штангой или вручную. Снимают заземление (после окончания работ) в обратном порядке: сначала с токоведущих частей, а затем с заземляющей шины с помощью изолирующей штанги. Все работы выполняют в диэлектрических перчатках.

Ограждение рабочего места и вывешивание плакатов безопасности. Вдоль пути от входа в электроустановку до места ремонтных работ устанавливают временные ограждения или переносные щиты, на которых (а также на постоянных ограждениях соседних ячеек) вывешивают предупреждающие плакаты («Стой — напряжение»), на месте работ — предписывающие плакаты («Влезать здесь», «Работать здесь»). Работы в электроустановках должен выполнять обученный персонал, имеющий квалификационные группы электробезопасности (I -V), а технические мероприятия — оперативный персонал (один из них должен иметь квалификационную группу не ниже IV).

Организационные мероприятия при подготовке рабочего места и в период выполнения ремонтных работ включают: оформление наряда-допуска (наряда) или распоряжения; допуск к работе; надзор во время работы; занесение в журнал записей о перерывах в работе, переходов на другое рабочее место, об окончании работы.

Наряд-допуск (наряд) — составленное на специальном бланке распоряжение на безопасное проведение работы, определяющее ее содержание, место, время начала и окончания, необходимые меры безопасности, состав бригады и лиц, ответственных за безопасное выполнение работы.

В данной дипломной работе мы рассмотрели распределительные устройства выше 1 кВ. Узнали, что основными задачами обслуживания РУ является: обеспечение заданных режимов работы и надежности электрооборудования, соблюдение установленного порядка выполнения оперативных переключений, контроль за своевременным проведением плановых и профилактических работ. Выяснили, что в состав оборудования распределительных устройств входят выключатели, разъединители, предохранители, измерительные трансформаторы тока и напряжения, разрядники, реакторы, система сборных шин, силовые кабели и т.д. Узнали какие есть требования к техническому обслуживаю. Выяснили какие есть модели распределительных устройств и узнали их назначение. Разобрали требования и нормы к организации техническому обслуживанию распределительных устройств напряжением выше 1 кВ.

Список использованной литературы

1. Объём и нормы испытаний электрооборудования. — Москва ЭНАС 2007 г.

2. Жаворонков М.А. Электротехника и электроника. — М.: Академия, 2005 г.

3. Федорова А.А. Справочник по электроснабжению и электрооборудованию, 2 т. — М.: Энергоатом, 2005 г.

Глава 6. Обслуживание элементов распределительных устройств

Глава 6. Обслуживание элементов распределительных устройств

6.1. Общие требования к РУ напряжением выше 1 кВ

Терминология, определения и классификация РУ приведены в гл. 1.

РУ содержит набор коммутационных аппаратов, сборные и соединительные шины, вспомогательные устройства РЗиА, средства учета и измерения.

по месту расположения — ОРУ и ЗРУ;

по выполнению секционирования — с одной секцией сборных шин (без секционирования), с двумя и более секциями, с секционированием сборных шин и обходным устройством;

по числу систем сборных шин — с одной и с двумя системами сборных шин;

по структуре схемы — радиального и кольцевого типа.

Структура кольцевого типа удобнее радиальной в плане развития системы энергоснабжения, потому что отличается следующими признаками:

схема выполнена в виде кольца с ответвлениями присоединений и подводов питания;

отключение каждого присоединения осуществляется двумя или тремя выключателями;

отключение одного выключателя никак не отражается на питание присоединений;

при повреждениях (КЗ или отключениях) на РУ выходит из строя лишь незначительная часть системы;

разъединители выполняют только основную функцию — изолируют выведенный из эксплуатации элемент.

Согласно требованиям действующих ПУЭ, электрооборудование, токоведущие части и изоляторы, крепления, ограждения, несущие конструкции, изоляционные и другие расстояния должны быть выбраны и установлены таким образом, чтобы:

вызываемые нормальными условиями работы электроустановки усилия, нагрев, электрическая дуга или другие сопутствующие ее работе явления (искрение, выброс газов и т. п.) не могли привести к повреждению оборудования и возникновению КЗ или замыкания на землю, а также причинить вред обслуживающему персоналу;

при нарушении нормальных условий работы электроустановки была обеспечена необходимая локализация повреждений, обусловленных действием КЗ;

при снятом напряжении с какой-либо цепи относящиеся к ней аппараты, токоведущие части и конструкции могли подвергаться безопасному осмотру, замене и ремонтам без нарушения нормальной работы соседних цепей;

была обеспечена возможность удобного транспортирования оборудования.

В соответствии с этим, к оборудованию РУ предъявляются следующие основные требования:

оборудование должно удовлетворять условиям работы как в нормальном режиме, так и при КЗ. В нормальном режиме работы нагрев проводников током не должен превышать установленных нормативных значений. В режиме КЗ оборудование РУ должно обладать требуемой термической и электродинамической стойкостью;

изоляция оборудования РУ должна соответствовать номинальному напряжению сети и выдерживать повышения напряжения при коммутационных и атмосферных перенапряжениях;

оборудование РУ должно надежно работать при допустимых перегрузках, которые не должны приводить к повреждениям и снижению срока его службы;

производственные помещения РУ должны быть удобны и безопасны при обслуживании оборудования персоналом, а также при ремонтах;

температурный режим и влажность воздуха в помещениях ЗРУ должны поддерживаться такими, чтобы не происходило выпадения росы на изоляторах. В ЗРУ температура не должна превышать 40 °C. Вентиляционные отверстия должны иметь жалюзи или металлические сетки. Полы в помещениях РУ должны быть окрашены, а в помещениях КРУ с выкатными тележками должны быть повышенной прочности и иметь металлические направляющие для выкатывания тележек с оборудованием;

РУ должны быть оборудованы рабочим и аварийным освещением. Осветительная арматура должна устанавливаться так, чтобы было обеспечено ее безопасное обслуживание. Освещенность рабочих мест при применении ламп накаливания должна быть не менее 30 лк в помещениях сборных шин, коридорах управления, камерах реакторов, выключателей, трансформаторов, КРУ и 10 лк — на ОРУ 35 кВ и выше;

оборудование и приводы коммутационных аппаратов должны иметь четкие надписи, указывающие название оборудования и диспетчерское наименование электрической цепи. В РУ недопустимо нетиповое (не характерное для РУ) расположение рукояток приводов шинных разъединителей, когда одни разъединители, например, отключаются переводом рукоятки привода вниз, а другие — вверх. Коммутационные аппараты и их приводы должны иметь указатели положения «Включено» и «Отключено»;

в помещениях РУ должны находиться необходимый по требованиям безопасности инвентарь и средства пожаротушения.

В задачи обслуживания РУ входит:

обеспечение соответствия режимов работы РУ и электрических цепей техническими характеристиками установленного оборудования;

поддержание в каждый период времени такой схемы РУ и ПС, чтобы они отвечали требованиям надежной работы энергосистемы и безотказной селективной работы устройств РЗиА;

систематический надзор и уход за оборудованием и помещениями РУ;

контроль за своевременным проведением профилактических испытаний и ремонтов оборудования РУ;

соблюдение установленного порядка и последовательности выполнения переключений в РУ.

Курсовая работа: Эксплуатация электрооборудования подстанции Новая ООО Энергосервис-Югра

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.

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/км². 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»;

— Микрарайоны № 10, 10а.

Таблица1.1- График нагрузки за наиболее загруженную смену

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:

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

Номинальная мощность кВА

Масса полная, кг.

Высота полная, мм.

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:

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:

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:

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:

Определяем коэффициенты трансформации:

Находим вторичные токи в линии

Находим расчетный ток небаланса:

Для того, чтобы дифференциальная защита не действовала от тока небаланса, её ток срабатывания должен быть больше этого тока.

Находим ток срабатывания защиты:

Определяем число витков:

-для первичной обмотки:

-для вторичной обмотки:

Определяем коэффициент чувствительности:

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:

Определяется расчётное сопротивление совмещенных ЗУ подстанции:

Rзу2 = 4 Ом, для сети НН, но допустимое при данном грунте определяется:

Следовательно, для расчёта принимается Rзу = 4 Ом

Определяем количество вертикальных электродов расчётное

— без учёта экранирования

— с учётом экранирования

Так как выбрано то

Минимальное расстояние от объекта — 1м

Определяются уточненные значения вертикальных и горизонтальных электродов:

hв = F(контурное,1,20)= 0,47; hг = F(контурное,1,20)= 0,27

Определяем фактическое сопротивление ЗУ:

(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;

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

Тип обслуживания или ремонта

Типовой обьем работ

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.

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

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.

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)

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

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

Проверка состояния привода, контактов, отключающих пружин; контроль состояния ножей; проверка надежности крепления к конструкции

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.

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

Контроль отсутствия следов перегрева ТВЧ и магнитопровода, отсутствия вытекания изоционной массы, проверка исправности цепей вторичной коммутации.

Чистка изоляторов проверка и ремонт присоединений шин первичной и проводов вторичной коммутации, проверка заземляющих болтов и шунтирующих перемычек и смена трансформаторов (при необходимости).

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

Наименование оборудования или сети

Вид/дата последнего ремонта

Вид ремонта/трудоемкость, чел-ч, по месяцам на 2009 г.

Суммарная трудоемкость за год, чел-ч

Силовой трансформатор №1

Силовой трансформатор №2

Трансформатор напряжения №1

Трансформатор напряжения №2

Трансформатор напряжения измерительный

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 и установки электрооборудования, результаты внешнего осмотра, данные измерений диагностических параметров. Наработка после последнего диагностирования и после установки необходима для прогнозирования остаточного ресурса работы электрооборудования. На основании сравнения данных измерений диагностических параметров с их допустимыми значениями в журнал диагностирования записывают вывод о техническом состоянии электрооборудования (не требует ремонта до следующего диагностирования, требуется провести регулировку сборочного узла, необходима замена сборочной единицы, необходим текущий ремонт).

Если диагностирование проводит диагностическая группа, а ремонт-группа (бригада) ремонта, то по результатам диагностирования электрооборудования заполняют бланк распоряжения на проведение ремонтных работ и передают группе (бригаде) ремонтников. В распоряжение заносят сведения только о том электрооборудовании, которому необходимо провести текущий ремонт, а также в случаях, когда в нем требуется заменить сборочную единицу или провести регулировочные операции. В распоряжение записывают вид ремонта или работ, которые необходимо провести (текущий ремонт, замена детали, регулировка узла). Кроме того, проставляют срок, до которого данная единица электрооборудования может работать без угрозы выхода из строя, указывают объемы работ. Если электрооборудованию необходим капитальный ремонт, указывают причину его вывода в капитальный ремонт.

3.6.2 Краткий обзор методов технической диагностики электротехнического оборудования

Таблица 4.1 — Краткий обзор методов технической диагностики электротехнического оборудования

Хроматографыческий анализ газов, растворенных в масле. Температурный контроль. Контроль износа контактов РПН. Тепловизионный контроль трансформатора. Регистрация частичных разрядов в изоляции. Контроль содержания фурановых соеди нений в масле. Контроль степени полимеризации изоляции.

Выключатели высокого напряжения

Контроль коммутационного и механического ресурса. Оценка состояния контактной системы. Контроль характеристик привода. Контроль состояния фарфоровых изоляторов. Контроль утечек дугогасительной среды (воздух, элегаз).

КРУ и токопроводы

Дуговая защита. Тепловизионный контроль состояния электрическихконтактов и изоляторов.

3.6.3 Оперативная диагностика

Диагностические мероприятия могут выполняться как на работающем оборудовании, так и на неработающем. К общей задаче диагностики (выполняемой в виде всестороннего диагностического обследования) добавляется не менее важная задача: определение способности изоляции выдерживать нагрузки при включении под напряжение и в переходный период при выходе на режимы. Если в первом случае речь идет о ресурсных показателях оборудования, то во втором, в дополнение к этому, готовность оборудования для включения должна быть оценена прямым соответствием установленных параметров: все текущие характеристики должны быть в разрешенных пределах.

Выполняемая первоочередно оперативная диагностика предполагает использование неразрушающих методов контроля, не приводящих к расходованию ресурса, и осуществляется одновременно с выполнением электроаппаратом основных своих функций. Это — методы физикохимической диагностики, тепловизионная техника, методы акустического контроля и некоторые методы электрического контроля. Очевидно, что оперативная диагностика используется в процессе эксплуатации там, где это однозначно признано целесообразным и достоверным. Как правило, основу оперативных методов диагностики оборудования составляют физико-химические методы. Энергетическое воздействие на изоляцию электрических устройств, приводит к изменениям на молекулярном уровне. Определение количества вновь образованных характерных компонентов и скорости их образования лежит в основе определения состояния изоляции и глубины энергетических воздействий на нее.

Наиболее часто используются методы с полным разделением функций мониторинга и диагностики. Чаще всего и системы, построенные по этим методам, состоят из двух разных частей. Первая, включающая в себя стационарно установленные на машине датчики вибрации и шума, решает задачи мониторинга. Это обнаружение изменений виброакустического состояния, выделение тех изменений, которые связаны с необратимыми изменениями технического состояния машины и, при необходимости, прогнозирование их развития. После обнаружения таких изменений, если принято решение о продолжении эксплуатации машины, вступает в действие вторая часть системы мониторинга и диагностики. Она решает задачи идентификации обнаруженных необратимых изменений и, если это возможно, прогноза развития собственно дефектов. Вторая часть системы чаще всего реализуется в виде переносной. Это обусловлено тем, что в некоторых случаях при идентификации дефектов необходимо выполнять дополнительные измерения вибрации (шума) в точках, где ожидаемый вид дефекта дает наиболее сильную реакцию.

Современные системы мониторинга все чаще используют методы диагностирования не только для идентификации дефектов, но и для идентификации причин тех изменений виброакустического состояния машины, которые определяются не дефектами, а условиями работы. Такое объединение задач мониторинга и диагностики часто приводит к повышению качества диагноза, так как смена режима работы машины очень часто изменяет многие диагностические признаки дефектов. Одновременно усложняется процесс диагностирования, требуя все более высокой квалификации эксперта или все более сложных систем автоматического диагностирования машин.

Усложнение методов мониторинга и диагностики машин и оборудования всегда приводит к росту числа точек измерения и, как следствие, к увеличению стоимости систем мониторинга. Оптимальной с экономической точки зрения стационарной системой мониторинга и диагностики будет система с частичным объединением функций мониторинга и диагностики. Так, для мониторинга и диагностики может быть выбрано ограниченное число точек контроля в узлах, не являющихся наиболее сильными источниками вибрации (шума) в машине, но в значительной степени определяющих ее ресурс. Чаще всего это точки на корпусах подшипниковых узлов. Для тех высокооборотных машин, в которых подшипники являются основными источниками вибрации, дополнительно могут быть использованы две-три точки контроля на корпусе, вдали от подшипниковых узлов.

Задачей мониторинга остается обнаружение изменений виброакустического состояния машины или ее узлов по измерениям, проводимым с минимально возможными временными интервалами. После обнаружения изменений, даже незначительных, вступает в действие система диагностики, осуществляющая полный цикл диагностических измерений с помощью стационарно установленных датчиков. И лишь в крайнем случае, когда данных мониторинга и диагностирования недостаточно для идентификации причин появления обнаруженных изменений, принимается решение провести дополнительные измерения с помощью переносных средств, входящих в состав объединенной системы мониторинга и диагностики.

3.6.5 Диагностические параметры и критерии оценки состояния электрооборудования

Тепловизионный контроль оборудования и токоведущих частей при токах нагрузки ниже 0,3Iном не эффективен для выявления дефектов на ранней стадии их развития.

Дефекты, выявленные при указанных нагрузках, следует относить к дефектам при аварийной степени неисправности. И незначительную часть дефектов следует относить к дефектам с развивающейся степени неисправности.

Следует отметить, что не существует оценки степени неисправности дефектов на косвенно перегреваемых поверхностях оборудования.

Косвенные перегревы могут быть вызваны скрытыми дефектами, например, трещинами внутри изоляторов разъединителя, температура которых измеряется снаружи, при этом часто дефектные части внутри объекта бывают очень горячими и сильно обгоревшими. Оборудование с косвенными перегревами следует относить ко второй или третьей степени перегрева.

Состояние контактов и контактных соединений оборудования оценивается по избыточной температуре при рабочих токах нагрузки

IРаб = 0,3 . 0,6Iном. В качестве норматива используется значение температуры, приведенное к 0,5Iном,

3.6.6 Порядок проведения контроля и оценки состояния электротехнического оборудования

Тепловизионный контроль состояния электрооборудования следует проводить для электроустановки в целом.

На ОРУ 35 кВ проверяется тепловое состояние болтовых контактов и опрессовки проводов всего технологического оборудования.

В ячейке КРУН 10 кВ проверяется тепловое состояние всех болтовых соединений

Полное термографическое обследование силового трансформатора 35 кВ проводится при решении вопроса о необходимости проведения капитального ремонта. Снимаются термограммы поверхностей бака трансформатора в местах расположения отводов обмоток, по высоте бака, периметру трансформатора, в местах болтового крепления колокола бака, системы охлаждения и ее элементов. При обработке термограмм сравниваются между собой нагревы крайних фаз и нагревы однотипных трансформаторов, а также изменения нагревов во времени и в зависимости от нагрузки. Определяются локальные нагревы, места их расположения. Сопоставляются места нагрева с расположением элементов магни-топровода, обмоток, а также определяется эффективность работы систем охлаждения.

Во время плановых обследований определяется тепловое состояние вводов 35 кВ методом сравнения их между собой. Состояние болтовых соединений и опрессовок проводов оценивается согласно приведенным данным.

Исправное состояние вентильных разрядников определяется одинаковым нагревом мест расположения шунтирующих резисторов во всех фазах. Отбраковка разрядников проводится при отклонении температуры одного из них на значение не менее 0,5 °С.

При тепловизионном контроле ограничителей перенапряжения фиксируются значение температуры по высоте и периметру покрышки элемента, а также зоны с локальными нагревами. Оценка состояния элементов ограничителей осуществляется путем пофазного сравнения измеренных температур.

3.6.7 Периодичность контроля

Периодичность тепловизионного контроля электрооборудования подстанций 35/10 кВ:

— при нагрузке 100 % -1 раз в год;

— при нагрузке 50 % и ниже 1 раз в 2 года;

— при нагрузке 30% и ниже 1 раз в 3 года или по мере выявления замечаний. Распределительные устройства напряжения 10-35 кВ проверяются не реже 1 раза в 2 года.

3.6.8 Результаты применения методов диагностирования

При применении методов диагностирования можно выявить следующие неисправности:

нарушения в работе систем охлаждения;

нарушения внутренней циркуляции масла в баке трансформатора;

дефекты изоляции высоковольтных вводов;

ослабление контактных соединений токоведущих частей.

ухудшение состояния основной изоляции, изоляции вводов, шунтирующих конденсаторов;

перегрев контактных соединений аппаратных зажимов, контактов дугогасительных устройств.

нарушения разъемных контактных соединений, аппаратных зажимов;

трещины в опорно-стержневых изоляторах, дефекты подвесной изоляции.

Вентильные разрядники, ограничители перенапряжений:

обрыв шунтирующих сопротивлений;

неравномерность распределения напряжения по элементам.

Измерительные трансформаторы напряжения и тока

нарушения наружных и внутренних контактных соединений;

ухудшение внутренней изоляции обмоток, связанное со шламообразованием и другими дефектами.

нарушение контактных соединений;

ухудшение изоляции концевых кабельных муфт и кабельных заделок.

Ячейки КРУН, КРУ:

перегревы контактных соединений;

наличие дефектных изоляторов.

3.7 Оценка технического состояния электрооборудования подстанции

3.7.1 Анализ аварийных режимов и отказов оборудования

Аварии на подстанциях–события сравнительно редкие, но чрезвычайно значительные по своим последствиям. Они устраняются в основном действием специальных автоматических устройств, в иных же случаях ликвидируются действиями ОВБ.

Ликвидация аварий ОВБ заключается:

— в выполнении переключений, необходимых для отделения повреждённого оборудования и предупреждения развития аварии;

— в устранении опасности для персонала;

— в локализации и ликвидации очагов возгорания в случае их возникновения;

— в восстановлении в кратчайший срок электроснабжения потребителей;

— в выяснении состояния отключившегося от сети оборудования и принятие мер по включению его в работу или выводу в ремонт.

Причинами неожиданных повреждений оборудования, как правило являются некачественный монтаж и ремонт оборудования (например, отказы выключателей из-за плохой регулировки передаточных механизмов и приводов), неудовлетворительная эксплуатация оборудования, неудовлетворительных уход, например за контактными соединениями, что приводит к их перегреву с последующим разрывом цепи рабочего тока и возникновению К.З., дефекты конструкций и технологий изготовления оборудования (заводские дефекты), естественное старение и форсированные износы изоляции.

Причинами нарушений в работе электроустановок могут быть грозовые и коммутационные перенапряжения, при этом повреждается изоляция трансформаторов, выключателей, разъединителей и другого оборудования. Чрезмерное загрязнение и увлажнение изоляции способствуют её перекрытию и пробою.

Однофазные замыкания на землю в сетях 10-35кВ, сопровождающиеся горением заземляющих дуг (вследствие недостаточной компенсации ёмкостных токов), приводят к перенапряжениям, пробоям изоляции электрических машин и аппаратов, а непосредственное воздействие заземляющих дуг — разрушению изоляторов, расплавлению шин, выгоранию цепей вторичной коммутации в ячейках КРУ и др.

Причины отказов в работе устройств релейной защиты, автоматики и аппаратуры вторичной коммутации следующие:

— неисправности электрических и механических частей реле, нарушение контактных соединений, обрывы жил контрольных кабелей, цепей управления и т.д.;

— неправильный выбор или несвоевременное изменение уставок и характеристик реле;

— ошибка монтажа и дефекты в схемах защиты и автоматики;

— неправильные действия персонала при обслуживании устройств релейной защиты и автоматики.

3.7.2 Дефекты трансформаторов и неисправности электрооборудования

Характерные неисправности электрооборудования, приводящие к отказу или выходу его из строя, могут наблюдаться при проведении работ по их техническому обслуживанию. Проявление неисправностей и их влияния на рабочие свойства электрооборудования и электрических машин, одни и те же физические эффекты могут быть вызваны различными причинами. Это часто не позволяет однозначно определить их неисправность. Истинная причина может быть определена в процессе дефектации с целью ее устранения. Если говорить о неисправностях конкретных видов электрооборудования, то, как правило, эксплуатационный персонал при работе ориентируется на перечень типовых неисправностей и способов их устранения, который содержится в каждом паспорте, поставляемых заводами-изготовителями вместе с самим электрооборудованием.

Анализ отказов и технических нарушений трансформаторов показал, что наиболее частыми повреждениями силовых трансформаторов являлись в обмотках:

-выгорание витков вследствие длительного неотклюячения сквозного тока КЗ на стороне низкого напряжения (ЕН);

-деформации обмотки из-за недостаточной динамической стойкости к токам КЗ;

-увлажнение и загрязнение обмоток вследствие негерметичности трансформатора;

-износ и снижение механической прочности изоляции обмоток;

-перегрев магнитопровода при образовании короткозамкнутого контура в магнитопроводе;

в системе охлаждения:

-нарушение охлаждения трансформатора;

в устройстве регулировки под напряжением (РПН):

-нарушение контактов, приводящее к искрению, выгоранию контактов;

-механические неисправности РПН из-за износа узлов кинематической схемы;

-нарушение герметичности бака из-за дефектов сальников задвижек;

-перегревы контактных соединений из-за дефектов монтажа;

-течи масла при дефектах прокладок из-за некачественного монтажа, в том числе на вводах;

-увлажнение и загрязнение изоляции негерметичных вводов;

-отложения осадка на внутренней поверхности фарфора и на поверхности внутренней изоляции;

-старение масла в результате окислительных процессов;

-течи масла из-за дефектов монтажа, ремонта и эксплуатации.

Увлажнение и старение изоляции во многом определяет срок службы этого ответственного вида оборудования. Особенно большое влияние на электрическую прочность изоляции и срок ее службы оказывает содержание в ней влаги. Попадая из окружающего воздуха в масло, влага затем диффундирует в твердую изоляцию. При изменении температуры обмоток и масла происходит процесс взаимообмена влагой между маслом и бумажной изоляцией.

Кроме непосредственного снижения электрической прочности твердой изоляции при увлажнении существует опасность выделения влаги в масло при переходных тепловых процессах с образованием пузырьков. Это может также стать причиной снижения электрической прочности конструкции изоляции в целом.

Перегревы винтовой изоляции могут встречаться из-за местных перегревов массивных стальных деталей при перевозбуждении магнитной системы. Перевозбуждение вызывает вытеснение магнитного потока из-за трансформаторной стали в конструкционные стальные детали с наведением в них вихревых токов. Продолжительный повышенный нагрев конструкций опасен для соприкасающейся с ними изоляции.

На повреждаемость и характер дефектов отечественных трансформаторов в последнее время влияют такие особенности эксплуатации, как частные повышения напряжения, вызывающие перевозбуждение, низкие уровни нагрузки, маскирующие возможные местные перегревы, снижение качества профилактического обслуживания трансформаторов.

Основными признаками дефектов, требующими вывода силовых трансформаторов из работы, являются:

-сильный неравномерный шум и потрескивание внутри трансформатора;

-повышенный и постоянно нарастающий нагрев трансформатора при номинальной нагрузке и охлаждении;

-выброс масла из расширителя или разрыв диафрагмы выхлопной трубы;

-течь масла с понижением уровня ниже уровня масломерного стекла;

-резкое изменение цвета масла;

-наличие сколов и трещин на изоляторах;

-сильный нагрев контактов проходных шпилек.

В промежутке между двумя последовательными плановыми ремонтами возможны три состояния оборудования:

-исправное (работоспособное) — отсутствуют какие-либо дефекты оборудования;

-промежуточное — имеются «скрытые» дефекты, не приведшие за этот промежуток к аварийному отказу,

-неработоспособное — выявлен дефект, который исключает возможность дальнейшей эксплуатации.

При отсутствии контроля в этом промежутке проявляются только два состояния: исправное и неработоспособное. В первом случае ремонты выполняются согласно графику ППР, а во втором проводится аварийный ремонт (АР). При использовании диагностики выявляются все три состояния в зависимости от надежности диагностирования возможных дефектов.

По времени развития все дефекты подразделяются на две группы:

-мгновенно развивающиеся дефекты, которые должны устраняться средствами релейной защиты и автоматики (короткое замыкание между обмотками, пробой изоляции под воздействием перенапряжений и др.);

-развивающиеся дефекты, которые должны выявляться средствами непрерывного или периодического контроля (местные повышенные нагревы, повышенный уровень частичных разрядов, подгорание контактов переключающихся устройств и др.).

3.8 Основные направления энергосбережения на подстанции

В соответствии с определенными резервами снижения потерь электроэнергии разрабатывается перечень мероприятий по их снижению:

-отключение в режимах малых нагрузок трансформаторов на подстанции;

-замена провода на перегруженных ВЛ на большее сечение;

-организация совместных рейдов представителей РЭС и Энергосбыта для выявления безучетного потребления и несанкционированного подключения потребителей к сети;

-организация равномерного снятия показаний электросчетчиков строго в установленные сроки;

-проведение работ по составлению и анализу балансов электроэнергии по подстанции, узлам и фидерам, устранение небалансов;

-снижение расхода электроэнергии на собственные нужды; — инвентаризация электросчетчиков расчетного учета;

-перенос расчетных приборов учета на границу балансовой принадлежности;

-организационные мероприятия по совершенствованию систем расчетного и контрольного учета электроэнергии.

3.9 Оценка и прогнозирование эксплуатационной надежности

Хорошо организованное диагностическое обеспечение объекта с хранением всех предшествующих результатов диагностирования может дать полезную и объективную информацию, представляющую собой предысторию (динамику) развития процесса изменения технических характеристик объекта и прошлом, что может быть использовано для систематической коррекции прогноза и повышения его достоверности.

При расчете остаточного ресурса с помощью математических методов и моделей чаще всего возникают трудности, связанные с отсутствием объективной информации, необходимой для принятия решений. В большинстве случаев такие решения принимаются на основе учета мнений квалифицированных специалистов (экспертов) путем проведения экспертного опроса. При этом экспертные заключения дает рабочая группа, общее мнение которой формируется в результате дискуссии.

Существует несколько способов экспертной оценки, а именно: непосредственной оценки, ранжирования (ранговой корреляции), попарного сопоставления, баллов (бальных оценок) и последовательных сопоставлений. Все эти способы отличаются один от другого как подходами к поставке вопросов, на которые отвечают эксперты, так и проведением экспериментов и обработки результатов опроса. Вместе с тем их объединяет общее — знания и опыт специалистов в данной области.

Наиболее простым и объективным способом экспертной оценки является способ непосредственной оценки, который широко применяется для определения остаточного ресурса на основе диагностирования ТС оборудования. Достоинством этого способа является высокая точность результатов расчета, а также возможность одновременного прогнозирования ресурса сразу по нескольким типам (образцам) оборудования.

Для экспертной оценки ресурса оборудования на предприятии создается постоянно действующая рабочая группа, которая разрабатывает необходимую документацию, организует процедуру опроса экспертов, обрабатывает и анализирует полученную информацию. В обязанности рабочей группы входит:

— выбор наиболее приемлемого метода экспертных оценок и в соответствии с этим разработка процедуры опроса и составления опросных листов;

— проведение опроса; обработка материалов опроса; анализ полученной информации;

— синтез объективной и субъективной информации с целью получения оценок, необходимых для принятия решений.

В подавляющем большинстве случаев двух туров опроса бывает вполне достаточно для принятия обоснованного решения. В случаях, когда требуется повысить точность оценок путем увеличения объема статистической выборки (количеством ответов), а также при низкой согласованности мнений экспертов, экспертный опрос может быть проведен в три тура. Результатом опроса является определение искомого параметра прогнозирования на основе анализа ответов экспертов. После получения ответов от каждого эксперта необходимо проверить степень согласованности мнений экспертов.

3.10 Меры безопасности при эксплуатации электрооборудования подстанции

Соблюдение правил техники безопасности является главным условием предупреждения производственного травматизма. Большое значение для этого имеют инструктажи по технике безопасности: вводный, первичный на рабочем месте, повторный, внеплановый и текущий.Несоблюдение правил безопасности и неосторожное обращение с электротехническим оборудованием может привести к тяжёлым поражениям и даже к смертельным исходам. Различают два вида электропоражения – электрический удар и электрическую травму. Безопасность работ в электрических установках зависит от многих факторов: влажности помещения, его температуры, содержания токопроводящей среды.

Персонал, обслуживающий электроустановки, должен быть снабжён всеми необходимыми защитными средствами, обеспечивающими безопасность обслуживания этих электроустановок.

Защитными средствами называют такие приборы, аппараты и приспособления, которые служат для защиты персонала, работающего вблизи находящихся под напряжением частей электротехнических установок.

Защитные средства делятся на две группы:

— средства коллективной защиты, которые предназначены для защиты персонала от поражения током высокого напряжения. К ним относят переносные указатели напряжения и токоизмерительные клещи, переносные ограждения и временные защитные заземления;

— индивидуальные защитные средства, предохраняющие от воздействия дуги, продуктов горения и механических повреждений. К ним относят: защитные очки, брезентовые рукавицы, противогазы.

Электрозащитные средства подразделяют на основные и дополнительные. Основными называют такие защитные средства, изоляция которых надёжно выдерживает рабочее напряжение установки. С их помощью можно касаться токоведущих частей, находящихся под напряжением. Дополнительные защитные средства сами по себе не могут при определённом напряжении предохранять от поражения током. Они усиливают действие основного защитного средства и обеспечивают защиту от напряжения прикосновения, шагового, а также от ожогов электрической дугой. Основные защитные средства применяют при всех операциях совместно с дополнительными.

Лица оперативного персонала, обслуживающие электроустановки единолично, должны иметь квалификационную группу не ниже 4 ( в электроустановках напряжением выше 1000В) и 3-в установках до 1000В.

При осмотре электроустановки напряжением выше 1000В одним лицом нельзя входить за ограждения, в камеры распределительных устройств. Осмотр камер производят с порога или стоя перед барьером. При необходимости осмотр камер закрытых распределительных устройств с входом за ограждения разрешается одному лицу с квалификационной группой не ниже 4 при условии, что в проходах расстояние от пола составляет: до нижних фланцев изоляторов- не менее 2 м, а до неограждённых токоведущих частей – не менее 2,75м при напряжении до 35кВ и 3,5м-при напряжении 110кВ. При осмотре не разрешается выполнять какой-либо работы. При осмотре распределительных устройств необходимо дверь в РУ закрывать.

При обнаружении замыкания на землю нельзя приближаться к месту замыкания на расстояние менее 4-5 м в закрытых и менее 8-10 м в открытых распределительных устройствах.

При осмотре распределительных устройств, щитов, шинопроводов, троллеев, сборок напряжением до 1000В.

— не разрешается снимать предупредительные плакаты и ограждения, проникать за них, касаться токоведущих частей и производить их обтирку или чистку, устранять обнаруженные неисправности.

Все переключения в схемах электроустановок напряжением до 1000В, а также все простые (т.е. переключения в схемах одного присоединения) и сложные переключения в распределительных устройствах 6-10кВ полностью оборудованных блокировочными устройствами от неправильных операций с разъединителями, производит оперативно-дежурный персонал единолично, с записью в оперативный журнал.

В схемах электроустановок напряжением выше 1000В, если распределительные устройства не оборудованы блокировочными устройствами или оборудованы ими не полностью, сложные переключения производит оперативно-дежурный персонал по бланкам переключения; в операции участвуют обязательно два лица.

В процессе обслуживания электроустановок проводят профилактические ремонты, испытания изоляции электрических машин, аппаратов, кабелей; наладку электроприводов, релейной защиты и т.п. Кроме того, возможны небольшие по объёму работы по предупреждению и ликвидации аварий и мелких неполадок.

К находящимся под напряжением токоведущим частям, электроустановкам или частям электроустановок относят и подготовленные к эксплуатации токоведущие части электроустановок или части её, которые в любой момент могут оказаться под напряжением.

Организационными мероприятиями, обеспечивающими безопасность работ в электроустановках, являются:

— оформление работ нарядом, распоряжением или перечнем работ, выполняемых в порядке текущей эксплуатации;

— допуск к работе;

— надзор во время работы;

— оформление перерыва в работе, перевода на другое место, окончание работы.

Ответственными за безопасное ведение работ являются:

— выдающий наряд, отдающий распоряжение, утверждающий перечень работ, выполняемых в порядке текущей эксплуатации;

— ответственный руководитель работ;

При подготовке рабочего места со снятием напряжения должны быть в указанном порядке выполнены следующие технические мероприятия:

— произведены необходимые отключения и приняты меры, препятствующие подаче напряжения на место работы вследствие ошибочного или самопроизвольного включения коммутационных аппаратов;

— на приводах ручного и на ключах дистанционного управления коммутационных аппаратов должны быть вывешены запрещающие плакаты;

— проверено отсутствие напряжения на токоведущих частях, которые должны быть заземлены для защиты людей от поражения электрическим током;

— установлено заземление (включены заземляющие ножи, а там, где они отсутствуют, установлены переносные заземления);

— вывешены указательные плакаты «Заземлено», ограждены при необходимости рабочие места и оставшиеся под напряжением токоведущие части, вывешены предупреждающие и предписывающие плакаты.

В данном курсовом проекте рассмотрена эксплуатация подстанции «Новая» , ООО «Энергосервис-Югра».

Произведен выбор рационального напряжения, режима нейтрали сети и схемы электроснабжения.

Произведен расчет и выбор:

-типа и мощности силовых трансформаторов и релейной защиты;

-релейной защиты силового трансформатора.

Для всего электрооборудования подстанции составлен график ППР, где определены сроки проведения текущих ремонтов и технических обслуживаний.

Список использованной литературы

1. Конехова Е.А. «Электроснабжение объектов». – М., Энергия, 2001 г.

2.Шаковалов И.Ф. «Справочник по расчету электрических сетей». – Киев, Будивельник, 1996 г.

3.Дьяков Д.И. «Типовые расчеты по электрооборудованию».- М., Энергоатомиздат, 1991 г.

4.Меньшов Б.Г., Суд И.И, Яризов А.Д «Электрооборудование нефтяной промышленности».- М, Энергия, 1990 г.

5.Справочник по электроснабжению промышленных предприятия. Электрооборудование и автоматизация. – М, Энергоатомиздат, 1990 г.

6.Коновалова Л.Л, Рашкова Л.Д « электроснабжение промышленных предприятий и установок. –М., Энергоатомиздат, 1989 г.

7.Электрический справочник. Том 3. Книга 1. – М., Энергоатомиздат, 1988 г.

8.Ангарова Т.В. и др. Справочник по электроснабжению промышленных предприятий. М.: Энергоатомиздат, 1981.

9.Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций. М.: Энергоатомиздат, 1987.

10. Шеховцов В.П. Справочник – пособие по ЭО и ЭСН.

11. И.К. Тульчин Электрические сети и электрооборудование.

12.Л. Л.Коновалова, Л. Д. Рожкова Электроснабжение промышленных предприятий и установок.

13. Электрический справочник. И. И. Алиев

Перечень условных обозначений и принятых сокращений

КРУН — комплектное распределительное устройство наружной установки;

ООО – общество с ограниченной ответственностью;

ПУЭ – правило устройства электроустановок;

к.з. – короткое замыкание;

НН – низшее напряжение;

ВН –высшее напряжение;

ТП – трансформаторная подстанция;

АВР – автоматический ввод резерва;

ЗУ – заземляющее устройство;

ОВБ – оперативно выездная бригада;

ТО – техническое обслуживание;

Т –текущий ремонт;

ППР – планово предупредительный ремонт;

НВЭС – Нижневартовские электрические сети;

ПТБ – правила техники безопасности;

КРУ – комплексное распределительное устройство;

ОРУ – открытое распределительное устройство;

1.3. Нормативно-техническая документация по обслуживанию электрических подстанций и распределительных устройств

При обслуживании ПС и РУ основополагающим нормативнотехническим документом (НТД) являются Правила технической эксплуатации (ПТЭ) электроустановок потребителей (ПТЭЭП), которые не заменяют государственных стандартов (ГОСТ) и НТД, регламентирующих устройство электроустановок.

Поэтому при монтаже, модернизации и реконструкции электроустановок следует наряду с ПТЭЭП использовать: ГОСТы, ПУЭ, строительные нормы и правила (СНиП), санитарные нормы проектирования промышленных и им подобных объектов.

В соответствии с ПТЭЭП у каждого потребителя электрической энергии должна быть следующая техническая документация:

генеральный план с нанесенными зданиями, сооружениями и подземными электротехническими коммуникациями. Следует знать, что в соответствии с генеральным планом здания и сооружения ПС группируются в две основные зоны: зону основных технологических зданий и сооружений (общеподстанционный пункт управления, здание релейного шита, здание ЗРУ, здание компрессорной, ОРУ, трансформаторные группы, реакторные группы, синхронные компенсаторы) и зону вспомогательных зданий и сооружений (мастерская для ревизии трансформаторов, здание масляного хозяйства, открытый склад масла, гараж, склад, насосная одного подъема, совмещенная с артезианской скважиной, резервуары противопожарного водоснабжения и др.);

утвержденная проектная документация со всеми последующими изменениями;

акты приемки скрытых работ, испытаний и наладки электрооборудования, приемки электроустановок в эксплуатацию;

исполнительные рабочие схемы первичных и вторичных электрических соединений;

акты разграничения балансовой принадлежности и эксплуатационной ответственности между энергоснабжающей организацией и потребителем;

технические паспорта основного электрооборудования, зданий и сооружений энергообъектов, сертификаты на оборудование и материалы, подлежащие обязательной сертификации;

производственные инструкции по эксплуатации электроустановок;

должностные инструкции по каждому рабочему месту, инструкции по охране труда на рабочих местах, инструкции по пожарной безопасности;

инструкции по предотвращению и ликвидации аварий;

инструкции по выполнению переключений без распоряжений;

инструкции по учету электроэнергии и ее рациональному использованию;

инструкции по охране труда для работников, обслуживающих электрооборудование электроустановок.

Все инструкции утверждаются руководителем организации.

У каждого потребителя должны быть составлены перечни технической документации, утвержденные техническим руководителем, полный комплект которых должен храниться у ответственного за электрохозяйство, а необходимый комплект — у соответствующего персонала на рабочем месте.

На ПС и в РУ на рабочих местах оперативного персонала должна иметься следующая документация:

оперативная схема, а при необходимости и схема-макет. Для потребителей, имеющих простую и наглядную схему электроснабжения, достаточно иметь однолинейную схему первичных электрических соединений, на которой не отмечается фактическое положение коммутационных аппаратов; оперативный журнал;

журнал учета работ по нарядам и распоряжениям; журнал выдачи и возврата ключей от электроустановок; журнал релейной зашиты, автоматики и телемеханики; журнал или картотека дефектов и неполадок на электрооборудовании;

ведомости показаний контрольно-измерительных приборов и электросчетчиков;

журнал учета электрооборудования; кабельный журнал.

На рабочих местах должен иметься полный комплект необходимой документации, регламентированный ПТЭЭП.

Вся указанная НТД, а также диаграммы регистрирующих контрольно-измерительных приборов, ведомости показаний расчетных электросчетчиков, выходные документы, формируемые оперативноинформационным комплексом автоматизированных систем управления (АСУ), относятся к документам строгого учета и подлежат хранению в установленном порядке.

Эксплуатация электрических подстанций и распределительных устройств (4 стр.)

Совокупность указанного выше электрооборудования вместе с сооружениями и помещениями, в которых они установлены, определяется общим термином — электроустановка. Электроустановка — это любое сочетание взаимосвязанного электрооборудования в пределах данного пространства или помещения (ГОСТ 30331.1-95, ГОСТ Р 50571.1-93).

Электроустановки и связанные с ними конструкции должны быть стойкими в отношении воздействия окружающей среды или защищенными от этого воздействия.

Открытые или наружные электроустановки — электроустановки, не защищенные зданием от атмосферных воздействий. Электроустановки, защищенные только навесами, сетчатыми ограждениями и т. п., рассматриваются как наружные (ПУЭ).

Закрытые или внутренние электроустановки — электроустановки, размещенные внутри здания, защищающего их от атмосферных воздействий (ПУЭ).

Электропомещения, то есть помещения или отгороженные (например, сетками) части помещения, в которых расположено электрооборудование, доступное только для квалифицированного обслуживающего персонала, по воздействию окружающей среды в соответствии с классификацией по ПУЭ разделяются на следующие виды: сухие — помещения, в которых относительная влажность воздуха не превышает 60 %;

влажные — помещения, в которых относительная влажность воздуха более 60 %, но не превышает 75 %;

сырые — помещения, в которых относительная влажность воздуха превышает 75 %;

особо сырые — помещения, в которых относительная влажность воздуха близка к 100 % (потолок, стены, пол и предметы, находящиеся в помещении, покрыты влагой);

жаркие — помещения, в которых под воздействием различных тепловых излучений температура постоянно или периодически (более 1 суток) превышает +35 °C (например, помещения с сушилками, обжигательными печами, котельные);

пыльные — помещения, в которых по условиям производства выделяется технологическая пыль; она может оседать на токоведущих частях, проникать внутрь машин и аппаратов и т. п. Пыльные помещения разделяются на помещения с токопроводящей пылью и помещения с нетокопроводящей пылью;

помещения с химически активной или органической средой — помещения, в которых постоянно или в течение длительного времени содержатся агрессивные пары, газы, жидкости, образуются отложения или плесень, разрушающие изоляцию и токоведущие части электрооборудования.

В отношении опасности поражения людей электрическим током различаются:

помещения без повышенной опасности — помещения, в которых отсутствуют условия, создающие повышенную или особую опасность;

помещения с повышенной опасностью — помещения, характеризующиеся наличием одного из следующих условий, создающих повышенную опасность:

сырость или токопроводящая пыль;

токопроводящие полы (металлические, земляные, железобетонные, кирпичные и т. п.); высокая температура;

возможность одновременного прикосновения человека к металлоконструкциям здания, имеющим соединение с землей, технологическим аппаратам, механизмам и т. п., с одной стороны, и к металлическим корпусам электрооборудования (открытым проводящим частям), с другой стороны;

особо опасные помещения — помещения, характеризующиеся наличием одного из следующих условий, создающих особую опасность:

химически активная или органическая среда;

одновременно два или более условий повышенной опасности. Территория открытых электроустановок в отношении опасности поражения людей электрическим током приравнивается к особо опасным помещениям.

1.3. Нормативно-техническая документация по обслуживанию электрических подстанций и распределительных устройств

При обслуживании ПС и РУ основополагающим нормативно-техническим документом (НТД) являются Правила технической эксплуатации (ПТЭ) электроустановок потребителей (ПТЭЭП), которые не заменяют государственных стандартов (ГОСТ) и НТД, регламентирующих устройство электроустановок.

Поэтому при монтаже, модернизации и реконструкции электроустановок следует наряду с ПТЭЭП использовать: ГОСТы, ПУЭ, строительные нормы и правила (СНиП), санитарные нормы проектирования промышленных и им подобных объектов.

В соответствии с ПТЭЭП у каждого потребителя электрической энергии должна быть следующая техническая документация:

генеральный план с нанесенными зданиями, сооружениями и подземными электротехническими коммуникациями. Следует знать, что в соответствии с генеральным планом здания и сооружения ПС группируются в две основные зоны: зону основных технологических зданий и сооружений (общеподстанционный пункт управления, здание релейного щита, здание ЗРУ, здание компрессорной, ОРУ, трансформаторные группы, реакторные группы, синхронные компенсаторы) и зону вспомогательных зданий и сооружений (мастерская для ревизии трансформаторов, здание масляного хозяйства, открытый склад масла, гараж, склад, насосная одного подъема, совмещенная с артезианской скважиной, резервуары противопожарного водоснабжения и др.);

утвержденная проектная документация со всеми последующими изменениями;

акты приемки скрытых работ, испытаний и наладки электрооборудования, приемки электроустановок в эксплуатацию;

исполнительные рабочие схемы первичных и вторичных электрических соединений;

акты разграничения балансовой принадлежности и эксплуатационной ответственности между энергоснабжающей организацией и потребителем;

технические паспорта основного электрооборудования, зданий и сооружений энергообъектов, сертификаты на оборудование и материалы, подлежащие обязательной сертификации;

производственные инструкции по эксплуатации электроустановок;

должностные инструкции по каждому рабочему месту, инструкции по охране труда на рабочих местах, инструкции по пожарной безопасности;

инструкции по предотвращению и ликвидации аварий;

инструкции по выполнению переключений без распоряжений;

инструкции по учету электроэнергии и ее рациональному использованию;

инструкции по охране труда для работников, обслуживающих электрооборудование электроустановок.

Все инструкции утверждаются руководителем организации.

У каждого потребителя должны быть составлены перечни технической документации, утвержденные техническим руководителем, полный комплект которых должен храниться у ответственного за электрохозяйство, а необходимый комплект — у соответствующего персонала на рабочем месте.

На ПС и в РУ на рабочих местах оперативного персонала должна иметься следующая документация:

оперативная схема, а при необходимости и схема-макет. Для потребителей, имеющих простую и наглядную схему электроснабжения, достаточно иметь однолинейную схему первичных электрических соединений, на которой не отмечается фактическое положение коммутационных аппаратов;

журнал учета работ по нарядам и распоряжениям;

журнал выдачи и возврата ключей от электроустановок;

журнал релейной защиты, автоматики и телемеханики;

журнал или картотека дефектов и неполадок на электрооборудовании;

ведомости показаний контрольно-измерительных приборов и электросчетчиков;

журнал учета электрооборудования;

На рабочих местах должен иметься полный комплект необходимой документации, регламентированный ПТЭЭП.

Вся указанная НТД, а также диаграммы регистрирующих контрольно-измерительных приборов, ведомости показаний расчетных электросчетчиков, выходные документы, формируемые оперативно-информационным комплексом автоматизированных систем управления (АСУ), относятся к документам строгого учета и подлежат хранению в установленном порядке.

1.4. Общие требования к ПС, РУ, РП, РТП и ТП

Электрооборудование ПС и РУ должно удовлетворять условиям работы как при номинальных, так и при аварийных режимах: КЗ, перенапряжениях и нормированных перегрузках.

Класс изоляции электрооборудования ПС и РУ должен соответствовать номинальному напряжению сети, а устройства защиты от перенапряжений — уровню изоляции электрооборудования.

Температура воздуха внутри помещений ЗРУ (здания ЗРУ до 35 кВ выполняют без окон и не отапливают) в летнее время не должна превышать 40 °C, а в помещениях КРУ (КРУЭ) должна быть в пределах требований технической документации завода-изготовителя.

Температура воздуха в помещении компрессорной станции должна поддерживаться в пределах 10–35 °C; в помещении КРУЭ — в пределах 1-40 °C. За температурой разъемных соединений шин в РУ должен быть организован контроль по утвержденному графику.

В соответствии с требованиями действующих ПУЭ шины должны быть обозначены:

при переменном трехфазном токе: шина фазы А — желтым, фазы В — зеленым, фазы С — красным цветом;

при переменном однофазном токе: шина В, присоединенная к концу обмотки источника питания, — красным цветом, шина А, присоединенная к началу обмотки источника питания, — желтым цветом. Шины однофазного тока, если они являются ответвлением от шин трехфазной системы, обозначаются как соответствующие шины трехфазного тока;

при постоянном токе: положительная шина (+) — красным цветом, отрицательная (-) — синим и нулевая рабочая М — голубым цветом.

Цветовое обозначение должно быть выполнено по всей длине шин, если оно предусмотрено также для более интенсивного охлаждения или антикоррозийной защиты.

Блог энергетика

Знания, опыт, обсуждаем…

Рубрики

  • Без рубрики (1)
  • Видео (6)
    • — Инновации в энергетике (1)
    • — Подключаем электрооборудование (5)
  • Нормативные документы (274)
    • — Инструкции по охране труда (22)
    • — Охрана труда в вопросах и ответах для учреждений (офисов) (80)
      • — Ответы на тесты по ОТ (63)
    • — Подключение к электросетям (4)
    • — ПТЭЭП (30)
    • — Эксплуатация электроустановок (123)
      • ПОТЭЭ в вопросах и ответах (107)
    • — Программы инструктажей (16)
  • Полезное в энергетике (1)
  • ПУЭ-7 в фотографиях (5)
  • Технологическое присоединение к электросетям (18)
    • Учет электрической энергии (15)
  • Электрохозяйство (90)
    • — Билеты с ответами на 5 группу для ответственных за электрохозяйство (Ростехнадзор) (62)
      • Ответы на билеты (33)
    • Тесты на 2 (вторую) группу по электробезопасности (9)
    • — Перечни, приказы, журналы, о электрохозяйстве (14)
  • Комментарии

    • Энергетик к записи Применение защитных касок при работе в электроустановках
    • Энергетик к записи ПТЭЭП — Глава 1.4. ТРЕБОВАНИЯ К ПЕРСОНАЛУ И ЕГО ПОДГОТОВКА
    • Энергетик к записи Ответы на билеты (5 группа) для ответственных за электрохозяйство
    • Энергетик к записи Журнал, перечень, программа на первую группу по электробезопасности
    • Никита к записи Применение защитных касок при работе в электроустановках
  • ПТЭЭП — Глава 2.2. РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА И ПОДСТАНЦИИ

    Изучаем правила по порядку или находим то что интересует:

    2.2.1. Настоящая глава распространяется на РУ и подстанции Потребителей напряжением 0,4 до 220 кВ.

    2.2.2. Помещение РУ Потребителя, примыкающее к помещениям, принадлежащим сторонним организациям, и имеющее оборудование, находящееся под напряжением, должно быть изолировано от них. Оно должно иметь отдельный запирающийся выход.

    Оборудование РУ, находящееся на обслуживании Потребителей и используемое энергоснабжающей организацией, должно управляться на основе инструкции, согласованной Потребителем и энергоснабжающей организацией.

    2.2.3. В помещениях РУ двери, окна должны быть всегда закрыты, а проемы в перегородках между аппаратами, содержащими масло, заделаны. Все отверстия в местах прохождения кабеля уплотняются. Для предотвращения попадания животных и птиц все отверстия и проемы в наружных стенах помещений заделываются или закрываются сетками с размером ячейки (1 x 1) см.

    2.2.4. Токоведущие части пускорегулирующих аппаратов и аппаратов защиты должны быть ограждены от случайных прикосновений. В специальных помещениях (электромашинных, щитовых, станций управления и т.п.) допускается открытая установка аппаратов без защитных кожухов.

    Все РУ (щиты, сборки и т.д.), установленные вне электропомещений, должны иметь запирающие устройства, препятствующие доступу в них работников неэлектротехнического персонала.

    2.2.5. Электрооборудование РУ всех видов и напряжений должно удовлетворять условиям работы как при нормальных режимах, так и при коротких замыканиях, перенапряжениях и перегрузках.

    Класс изоляции электрооборудования должен соответствовать номинальному напряжению сети, а устройства защиты от перенапряжений — уровню изоляции электрооборудования.

    2.2.6. При расположении электрооборудования в местности с загрязненной атмосферой должны быть осуществлены меры, обеспечивающие надежность изоляции:

    — в открытых распределительных устройствах (далее — ОРУ) — усиление, обмывка, очистка, покрытие гидрофобными пастами;

    — в закрытых распределительных устройствах (далее — ЗРУ) — защита от проникновения пыли и вредных газов;

    — в комплектных распределительных устройствах наружной установки — герметизация шкафов и обработка изоляции гидрофобными пастами.

    2.2.7. Нагрев наведенным током конструкций, находящихся вблизи токоведущих частей, по которым протекает ток, и доступных для прикосновения персонала, должен быть не выше 50 град. С.

    2.2.8. Температура воздуха внутри помещений ЗРУ в летнее время должна быть не более 40 град. С. В случае ее повышения должны быть приняты меры к снижению температуры оборудования или охлаждению воздуха.

    Температура воздуха в помещении компрессорной станции должна поддерживаться в пределах (10 — 35) град. С; в помещении элегазовых комплектных распределительных устройств (далее — КРУЭ) — в пределах (1 — 40) град. С.

    За температурой разъемных соединений шин в РУ должен быть организован контроль по утвержденному графику.

    2.2.9. Расстояния от токоведущих частей ОРУ до деревьев, высокого кустарника должны быть такими, чтобы была исключена возможность перекрытия.

    2.2.10. Покрытие полов в ЗРУ, КРУ и КРУН должно быть таким, чтобы не происходило образования цементной пыли.

    Помещения, предназначенные для установки ячеек комплектного РУ с элегазовой изоляцией (далее — КРУЭ), а также для их ревизии перед монтажом и ремонтом, должны быть изолированы от улицы и других помещений. Стены, пол и потолок должны быть окрашены пыленепроницаемой краской.

    Уборка помещений должна производиться мокрым или вакуумным способом. Помещения должны быть оборудованы приточно-вытяжной вентиляцией с отсосом воздуха снизу. Воздух приточной вентиляции должен проходить через фильтры, предотвращающие попадание в помещение пыли.

    2.2.11. Кабельные каналы и наземные кабельные лотки ОРУ и ЗРУ должны быть закрыты несгораемыми плитами, а места выхода кабелей из кабельных каналов, лотков, с этажей и переходы между кабельными отсеками должны быть уплотнены огнеупорным материалом.

    Туннели, подвалы, каналы должны содержаться в чистоте, а дренажные устройства обеспечивать беспрепятственный отвод воды.

    Маслоприемники, гравийная подсыпка, дренажи и маслоотводы должны поддерживаться в исправном состоянии.

    2.2.12. Уровень масла в масляных выключателях, измерительных трансформаторах и вводах должен оставаться в пределах шкалы маслоуказателя при максимальной и минимальной температурах окружающего воздуха.

    Масло негерметичных вводов должно быть защищено от увлажнения и окисления.

    2.2.13. Дороги для подъезда автомашин к РУ и подстанциям должны находиться в исправном состоянии.

    Места, в которых допускается переезд автотранспорта через кабельные каналы, должны отмечаться знаком.

    2.2.14. На всех ключах, кнопках и рукоятках управления должны быть надписи, указывающие операцию, для которой они предназначены («Включать», «Отключать», «Убавить», «Прибавить» и др.).

    На сигнальных лампах и сигнальных аппаратах должны быть надписи, указывающие характер сигнала («Включено», «Отключено», «Перегрев» и др.).

    2.2.15. Выключатели и их приводы должны иметь указатели отключенного и включенного положений.

    На выключателях со встроенным приводом или с приводом, расположенным в непосредственной близости от выключателя и не отделенным от него сплошным непрозрачным ограждением (стенкой), допускается установка одного указателя — на выключателе или на приводе. На выключателях, наружные контакты которых ясно указывают включенное положение, наличие указателя на выключателе и встроенном или не отгороженном стенкой приводе необязательно.

    Приводы разъединителей, заземляющих ножей, отделителей, короткозамыкателей и другого оборудования, отделенного от аппаратов стенкой, должны иметь указатели отключенного и включенного положений.

    Все приводы разъединителей, отделителей, короткозамыкателей, заземляющих ножей, не имеющих ограждений, должны иметь приспособления для их запирания как во включенном, так и в отключенном положении.

    РУ, оборудованные выключателями с пружинными приводами, должны быть укомплектованы приспособлениями для завода пружинного механизма.

    2.2.16. Персонал, обслуживающий РУ, должен располагать документацией по допустимым режимам работы в нормальных и аварийных условиях.

    У дежурного персонала должен быть запас калиброванных плавких вставок. Применение плавких некалиброванных вставок не допускается. Плавкие вставки должны соответствовать типу предохранителей.

    Исправность резервных элементов РУ (трансформаторов, выключателей, шин и др.) должна регулярно проверяться включением под напряжение в сроки, установленные местными инструкциями.

    2.2.17. Оборудование РУ должно периодически очищаться от пыли и грязи.

    Сроки очистки устанавливает ответственный за электрохозяйство с учетом местных условий.

    Уборку помещений РУ и очистку электрооборудования должен выполнять обученный персонал с соблюдением правил безопасности.

    2.2.18. Блокировочные устройства распределительных устройств, кроме механических, должны быть постоянно опломбированы. Персоналу, выполняющему переключения, самовольно деблокировать эти устройства не разрешается.

    2.2.19. Для наложения заземлений в РУ напряжением выше 1000 В должны, как правило, применяться стационарные заземляющие ножи.

    Рукоятки приводов заземляющих ножей должны быть окрашены в красный цвет, а приводы заземляющих ножей, как правило, — в черный. Операции с ручными приводами аппаратов должны производиться с соблюдением правил безопасности.

    При отсутствии стационарных заземляющих ножей должны быть подготовлены и обозначены места присоединения переносных заземлений к токоведущим частям и заземляющему устройству.

    2.2.20. На дверях и внутренних стенках камер ЗРУ, оборудовании ОРУ, лицевых и внутренних частях КРУ наружной и внутренней установки, сборках, а также на лицевой и оборотной сторонах панелей щитов должны быть выполнены надписи, указывающие назначение присоединений и их диспетчерское наименование.

    На дверях РУ должны быть предупреждающие плакаты и знаки установленного образца.

    На предохранительных щитках и (или) у предохранителей присоединений должны быть надписи, указывающие номинальный ток плавкой вставки.

    2.2.21. В РУ должны находиться электрозащитные средства и средства индивидуальной защиты (в соответствии с нормами комплектования средствами защиты), защитные противопожарные и вспомогательные средства (песок, огнетушители) и средства для оказания первой помощи пострадавшим от несчастных случаев.

    Для РУ, обслуживаемых оперативно-выездными бригадами (далее — ОВБ), средства защиты могут находиться у ОВБ.

    2.2.22. Шкафы с аппаратурой устройств релейной защиты и автоматики, связи и телемеханики, шкафы управления и распределительные шкафы воздушных выключателей, а также шкафы приводов масляных выключателей, отделителей, короткозамыкателей и двигательных приводов разъединителей, установленных в РУ, в которых температура воздуха может быть ниже допустимого значения, должны иметь устройства электроподогрева.

    Включение и отключение электроподогревателей должно, как правило, осуществляться автоматически. Система автоматического включения и отключения электроподогревателей должна также предусматривать постоянный контроль за их целостностью с передачей информации на местный щит управления и (или) диспетчерский пульт.

    Масляные выключатели должны быть оборудованы устройствами электроподогрева днищ баков и корпусов, включаемых при понижении температуры окружающего воздуха ниже допустимой. Значения температур, при которых должны осуществляться ввод в действие и вывод из работы электроподогревателей, устанавливаются местными инструкциями с учетом указаний заводов — изготовителей электрооборудования.

    2.2.23. Резервуары воздушных выключателей и других аппаратов, а также воздухосборники и баллоны должны удовлетворять установленным требованиям.

    2.2.24. Шарнирные соединения, подшипники и трущиеся поверхности механизмов выключателей, разъединителей, отделителей, короткозамыкателей и их приводов должны смазываться низкозамерзающими смазками, а масляные демпферы выключателей и других аппаратов — заполняться маслом, температура замерзания которого должна быть не менее чем на 20 град. С ниже минимальной зимней температуры наружного воздуха.

    2.2.25. Устройства автоматического управления, защиты и сигнализации воздухоприготовительной установки, а также предохранительные клапаны должны систематически проверяться и регулироваться согласно требованиям инструкций завода-изготовителя.

    2.2.26. Время между остановом и последующим запуском рабочих компрессоров (нерабочая пауза) должно быть не менее 60 мин. для компрессоров с рабочим давлением 4,0 — 4,5 МПа (40 — 45 кгс/см2) и не менее 90 мин. для компрессоров с рабочим давлением 23 МПа (230 кгс/см2).

    Восполнение расхода воздуха рабочими компрессорами должно обеспечиваться не более чем за 30 мин. для компрессоров с рабочим давлением (4,0 — 4,5) МПа (40 — 45) кгс/см2 и 90 мин. для компрессоров с рабочим давлением 23 МПа (230 кгс/см2).

    2.2.27. Осушка сжатого воздуха для коммутационных аппаратов должна осуществляться термодинамическим способом.

    Требуемая степень осушки сжатого воздуха обеспечивается при кратности перепада между номинальным компрессорным и номинальным рабочим давлением коммутационных аппаратов не менее двух — для аппаратов номинальным рабочим давлением 2 МПа (20 кгс/см2) и не менее четырех — для аппаратов номинальным рабочим давлением (2,6 — 4,0) МПа (26 — 40 кгс/см2).

    В целях уменьшения влагосодержания рекомендуется дополнительно применять адсорбционные методы осушки сжатого воздуха.

    2.2.28. Влагу из воздухосборников с компрессорным давлением (4,0 — 4,5) МПа (40 — 45) кгс/см2 необходимо удалять не реже 1 раза в 3 сут., а на объектах без постоянного дежурного персонала — по утвержденному графику, составленному на основании опыта эксплуатации.

    Днища воздухосборников и спускной вентиль должны быть утеплены и оборудованы устройством электроподогрева, включаемым при удалении влаги на время, необходимое для таяния льда при отрицательных температурах наружного воздуха.

    Удаление влаги из конденсатосборников групп баллонов давлением 23 МПа (230 кгс/см2) должно осуществляться автоматически при каждом запуске компрессора. Во избежание замерзания влаги нижние части баллонов и конденсатосборники должны быть размещены в теплоизоляционной камере с электроподогревателем, за исключением баллонов, установленных после блоков очистки сжатого воздуха (далее — БОВ). Продувка влагоотделителя БОВ должна производиться не реже 3 раз в сутки.

    Проверка степени осушки — точки росы воздуха на выходе из БОВ — должна производиться 1 раз в сутки. Точка росы должна быть не выше минус 50 град. С при положительной температуре окружающего воздуха и не выше минус 40 град. С — при отрицательной.

    2.2.29. Внутренний осмотр и гидравлические испытания воздухосборников и баллонов компрессорного давления должны проводиться в соответствии с установленными требованиями. Внутренний осмотр резервуаров воздушных выключателей и других аппаратов должен производиться при капитальных ремонтах.

    Гидравлические испытания резервуаров воздушных выключателей должны производиться в тех случаях, когда при осмотре обнаруживаются дефекты, вызывающие сомнение в прочности резервуаров.

    Внутренние поверхности резервуаров должны иметь антикоррозийное покрытие.

    2.2.30. Сжатый воздух, используемый в воздушных выключателях и приводах других коммутационных аппаратов, должен быть очищен от механических примесей с помощью фильтров, установленных в распределительных шкафах каждого воздушного выключателя или на питающем привод каждого аппарата воздухопроводе.

    После окончания монтажа воздухоприготовительной сети перед первичным наполнением резервуаров воздушных выключателей и приводов других аппаратов должны быть продуты все воздуховоды.

    Для предупреждения загрязнения сжатого воздуха в процессе эксплуатации должны производиться продувки:

    магистральных воздухопроводов при положительной температуре окружающего воздуха — не реже 1 раза в 2 месяца;

    воздухопроводов (отпаек от сети) до распределительного шкафа и от шкафа до резервуаров каждого полюса выключателей и приводов других аппаратов с их отсоединением от аппарата — после каждого капитального ремонта аппарата;

    резервуаров воздушных выключателей — после каждого капитального и текущего ремонта, а также при нарушении режимов работы компрессорных станций.

    2.2.31. У воздушных выключателей должна периодически проверяться работа вентиляции внутренних полостей изоляторов (для выключателей, имеющих указатели).

    Периодичность проверок должна быть установлена на основании рекомендаций заводов-изготовителей.

    2.2.32. Влажность элегаза в КРУЭ, элегазовых выключателей должна контролироваться первый раз не позднее чем через неделю после заполнения оборудования элегазом, а затем 2 раза в год (зимой и летом).

    2.2.33. Контроль концентрации элегаза в помещениях КРУЭ и ЗРУ должен производиться с помощью специальных течеискателей на высоте 10 — 15 см от уровня пола.

    Концентрация элегаза в помещении должна быть в пределах норм, указанных в инструкциях заводов — изготовителей аппаратов.

    Контроль должен производиться по графику, утвержденному техническим руководителем Потребителя.

    2.2.34. Утечка элегаза не должна превышать 3% от общей массы в год. Необходимо принять меры по наполнению резервуаров элегазом при отклонении его давления от номинального.

    Проводить операции с выключателями при пониженном давлении элегаза не допускается.

    2.2.35. Вакуумные дугогасительные камеры (далее — КДВ) должны испытываться в объемах и в сроки, установленные инструкциями заводов — изготовителей выключателей.

    При испытаниях КДВ повышенным напряжением с амплитудным значением свыше 20 кВ необходимо использовать экран для защиты от возникающих рентгеновских излучений.

    2.2.36. Проверка гасительных камер выключателей нагрузки, установление степени износа газогенерирующих дугогасящих вкладышей и обгорания неподвижных дугогасящих контактов производится периодически в сроки, установленные ответственным за электрохозяйство, в зависимости от частоты оперирования выключателями нагрузки.

    2.2.37. Слив влаги из баков масляных выключателей необходимо осуществлять 2 раза в год — весной с наступлением положительных температур и осенью перед наступлением отрицательных температур.

    2.2.38. Профилактические проверки, измерения и испытания оборудования РУ должны проводиться в объемах и в сроки, предусмотренные нормами испытания электрооборудования (Приложение 3).

    2.2.39. Осмотр РУ без отключения должен проводиться:

    на объектах с постоянным дежурством персонала — не реже 1 раза в 1 сутки; в темное время суток для выявления разрядов, коронирования — не реже 1 раза в месяц;

    на объектах без постоянного дежурства персонала — не реже 1 раза в месяц, а в трансформаторных и распределительных пунктах — не реже 1 раза в 6 месяцев.

    При неблагоприятной погоде (сильный туман, мокрый снег, гололед и т.п.) или сильном загрязнении на ОРУ должны быть организованы дополнительные осмотры.

    Обо всех замеченных неисправностях должны быть произведены записи в журнал дефектов и неполадок на оборудовании и, кроме того, информация о них должна быть сообщена ответственному за электрохозяйство.

    Замеченные неисправности должны устраняться в кратчайший срок.

    2.2.40. При осмотре РУ особое внимание должно быть обращено на следующее:

    состояние помещения, исправность дверей и окон, отсутствие течи в кровле и междуэтажных перекрытиях, наличие и исправность замков;

    исправность отопления и вентиляции, освещения и сети заземления;

    наличие средств пожаротушения;

    наличие испытанных защитных средств;

    укомплектованность медицинской аптечкой;

    уровень и температуру масла, отсутствие течи в аппаратах;

    состояние контактов, рубильников щита низкого напряжения;

    целостность пломб у счетчиков;

    состояние изоляции (запыленность, наличие трещин, разрядов и т.п.);

    отсутствие повреждений и следов коррозии, вибрации и треска у элегазового оборудования;

    работу системы сигнализации;

    давление воздуха в баках воздушных выключателей;

    давление сжатого воздуха в резервуарах пневматических приводов выключателей;

    отсутствие утечек воздуха;

    исправность и правильность показаний указателей положения выключателей;

    наличие вентиляции полюсов воздушных выключателей;

    отсутствие течи масла из конденсаторов емкостных делителей напряжения воздушных выключателей;

    действие устройств электроподогрева в холодное время года;

    плотность закрытия шкафов управления;

    возможность легкого доступа к коммутационным аппаратам и др.

    2.2.41. Капитальный ремонт оборудования РУ должен производиться в сроки:

    масляных выключателей — 1 раз в 6 — 8 лет при контроле характеристик выключателя с приводом в межремонтный период;

    выключателей нагрузки, разъединителей и заземляющих ножей — 1 раз в 4 — 8 лет (в зависимости от конструктивных особенностей);

    воздушных выключателей — 1 раз в 4 — 6 лет;

    отделителей и короткозамыкателей с открытым ножом и их приводов — 1 раз в 2 — 3 года;

    компрессоров — 1 раз в 2 — 3 года;

    КРУЭ — 1 раз в 10 — 12 лет;

    элегазовых и вакуумных выключателей — 1 раз в 10 лет;

    токопроводов — 1 раз в 8 лет;

    всех аппаратов и компрессоров — после исчерпания ресурса независимо от продолжительности эксплуатации.

    Первый капитальный ремонт установленного оборудования должен быть проведен в сроки, указанные в технической документации завода-изготовителя.

    Разъединители внутренней установки следует ремонтировать по мере необходимости.

    Ремонт оборудования РУ осуществляется также по мере необходимости с учетом результатов профилактических испытаний и осмотров.

    Периодичность ремонтов может быть изменена исходя из опыта эксплуатации решением технического руководителя Потребителя.

    Внеочередные ремонты выполняются в случае отказов оборудования, а также после исчерпания коммутационного или механического ресурса.

    Электроснабжение объектов

    УСЛУГА СРОЧНЫЙ МОНТАЖ: ВЫЕЗД ЗА 24 ЧАСА!
    Звоните сегодня и завтра мы уже работаем на вашем объекте! Выезд в течение суток с момента поступления запроса.

    100% ГАРАНТИЯ СОБЛЮДЕНИЯ БЮДЖЕТА И СРОКОВ!
    Гарантируем соблюдение бюджета и сроков выполнения работ, или вернем 0,05% от суммы договора за каждый день просрочки.

    подождите идет загрузка страницы .

    Подключение электричества

    +7 (495) 297-0672
    [email protected]

    Проект электрики любой сложности

    Несколько причин сделать заказ именно У НАС! Экономия — Проектные работы выполняются с учетом минимизации расходов Заказчика на материалы и работы связанные с электрикой. Безопасность — Все расчеты проводятся опытными […]

    ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ ПРИСОЕДИНЕНИЕ К ЭЛЕКТРИЧЕСКИМ СЕТЯМ «ПОД КЛЮЧ»

    Услуга «Техприсоединение к электрическим сетям под ключ» — это комплексное решение вопроса присоединения новой или дополнительной мощности. Вы снимаете с себя груз забот, связанных с беготней по различным инстанциям и […]

    Крюков В.И. Обслуживание и ремонт электрооборудования подстанций и распределительных устройств

    2-е изд., перераб. и доп. — М.: Высшая школа, 1989. — 367 с.: ил. В книге содержатся сведения об электроустановках (их характеристики), схемы РП и ТП. Приведены основы электромонтажных работ (монтаж ЭО РУ, КРУ, электропроводок), рассмотрены аппараты РУ и ТП. Релейная защита.

    Предисловие.
    Введение.
    Основные сведения об электроустановках.
    Характеристики электроустановок.
    Классификация электропомещений и электроустановок.
    Схемы распределительных пунктов и трансформаторных подстанций.

    Основы электромонтажных работ.
    Организация, документация и планирование электромонтажных работ.
    Электромонтажные материалы и изделия.
    Монтаж электропроводок.
    Монтаж электрооборудования распределительных устройств.
    Конструкции и монтаж комплектных распределительных устройств.
    Электромонтажные механизмы, инструменты и приспособления.
    Основные меры безопасности при электромонтажных работах.

    Аппараты распределительных устройств и трансформаторных подстанций.
    Общие сведения.
    Неавтоматические аппараты.
    Автоматические аппараты.
    Предохранители напряжением до 1000 В.
    Обслуживание и ремонт электрических аппаратов напряжением до 1000 В.
    Шины и безмасляные отключающие аппараты.
    Маслонаполненные отключающие аппараты.
    Токоограничивающие аппараты и аппараты защиты от перенапряжений.
    Трансформаторы.
    Обслуживание электрических аппаратов напряжением выше 1000 В.
    Защитное заземление.

    Распределительные устройства и линейные сооружения.
    Конструкция распределительных устройств и их классификация.
    Система и содержание осмотров электрооборудования в действующих распределительных устройствах.
    Воздушные и кабельные линии электропередачи.
    Обслуживание и ремонт воздушных и кабельных линий.
    Охрана труда и безопасные приемы работ при обслуживании воздушных и кабельных линий.

    Релейная защита.
    Общие сведения.
    Максимальная токовая защита.
    Дифференциальная защита.
    Газовая защита.
    Устройства автоматического включения.
    Эксплуатация и ремонт релейной защиты.
    Устройство и схемы источников оперативного тока.

    Ремонт электрооборудования распределительных устройств и подстанций.
    Организация и планирование ремонтных работ.
    Ремонт токоведущих контактных частей распределительных устройств.
    Ремонт отключающих аппаратов.
    Ремонт силовых трансформаторов.
    Ремонт измерительных трансформаторов.
    Ремонт токоограничивающих и защитных аппаратов.
    Сроки и нормы испытания электрооборудования.
    Основы такелажных работ.
    Организация и производство такелажных работ.
    Правила техники безопасности электромонтера по обслуживанию подстанций и электрослесаря по ремонту оборудования распределительных устройств.

    Оперативное обслуживание электроустанавок.
    Основные требования правил технической эксплуатации и безопасного производства работ.
    Оперативное обслуживание действующих электроустановок.
    Противопожарные мероприятия на производстве.
    Приложения.

    В. Красник — Эксплуатация электрических подстанций и распределительных устройств

    99 Пожалуйста дождитесь своей очереди, идёт подготовка вашей ссылки для скачивания.

    Скачивание начинается. Если скачивание не началось автоматически, пожалуйста нажмите на эту ссылку.

    Описание книги «Эксплуатация электрических подстанций и распределительных устройств»

    Описание и краткое содержание «Эксплуатация электрических подстанций и распределительных устройств» читать бесплатно онлайн.

    Приведены общие требования к эксплуатации электрических подстанций и распределительных устройств различных уровней напряжения. Рассмотрены вопросы технического обслуживания оборудования подстанций и распределительных устройств, особенности эксплуатации отдельных видов оборудования, порядок и последовательность выполнения оперативных переключений. Даны рекомендации по предупреждению и устранению отказов оборудования и аварийных ситуаций в электрических сетях, по действиям персонала при аварийном отключении оборудования подстанций. Представлен перечень необходимой оперативной документации; изложены принципы организации работы с персоналом энергетических предприятий.

    Для административно-технического, оперативного и оперативно-ремонтного персонала энергопредприятий, связанного с организацией и выполнением работ по техническому обслуживанию, ремонту, наладке и испытанию оборудования электрических подстанций и распределительных устройств.

    Эксплуатация электрических подстанций и распределительных устройств

    Состояние отечественной электроэнергетики в последние 15 лет характеризуется стремительным ростом количества и мощности потребителей электроэнергии, который значительно опережает замедленное развитие генерирующего оборудования и электрических сетей.

    В условиях нехватки генерирующих мощностей, наличия изношенного оборудования электростанций и подстанций, плачевного состояния магистральных и распределительных электросетей электросетевые компании фактически ведут борьбу за выживание. В ряде случаев объекты электросетевого хозяйства просто становятся бесхозными (например, в зоне ответственности ОАО «МРСК Северо-Запада» в 2009 г. выявлено 1656 таких объектов — воздушных и кабельных линий электропередачи 0,4 и 10 кВ, а также комплектных трансформаторных подстанций). Необходимого запаса в 10–15 % мощностей для устойчивой работы энергосистем уже нет, а существующий минимальный резерв может быть исчерпан в ближайшие годы («Энергетика и промышленность России». 2006. № 6, 2009. № 19).

    В период экстенсивного развития электрических сетей, начатого в 60-е годы прошлого века, главное внимание уделялось упрощенным решениям, таким как ввод однотрансформаторных подстанций, организация их одностороннего питания, сооружение ВЛ на механически непрочных деревянных опорах, применение упрощенных и ненадежных механических устройств релейной защиты и автоматики и т. д. В результате в 80-е годы была достигнута высокая плотность электрических сетей с упрощенными, недостаточно надежными элементами и экономически все менее эффективными и морально устаревшими основными фондами.

    С другой стороны, если ранее (до создания РАО «ЕЭС России») при проектировании электрических сетей и решении вопросов надежности и экономичности их работы за основу брались технические данные об установленной (трансформаторной) мощности и единовременных нагрузках источников и приемников электроэнергии, длине линии электропередачи, объемах и потерях вырабатываемой и потребляемой электроэнергии, износе оборудования и т. п., то в период деятельности холдинга основными факторами стали размеры инвестиционных вливаний в энергетику, биржевые котировки акций энергопредприятий и другие чисто коммерческие показатели.

    В настоящее время стало очевидным, что такой подход к решению проблем в электроэнергетической отрасли не только себя не оправдал, но, помимо все большего износа энергетического оборудования, привел к широкомасштабным авариям, массовым хищениям электроэнергии, введению несуразно большой платы за технологическое присоединение к электрическим сетям и к ряду других негативных явлений.

    Чем больше потребителей электрической энергии подключаются к сетям энергоснабжающих организаций, тем больше увеличивается дефицит мощности генерирующего оборудования. В условиях такого дефицита мощности присоединение потребителей к электросетям возможно только при строительстве новых или модернизации существующих генерирующих источников. Для этого нужны огромные средства. Поэтому с целью ликвидации дефицита мощности для потребителей электрической энергии была введена непомерно высокая плата за подключение к электросетям. Это, в свою очередь, вызвало масштабный рост хищений электроэнергии и, соответственно, привело к очередному витку увеличения дефицита мощности из-за неучтенных нагрузок.

    Высокий физический и моральный износ электрооборудования, отсутствие новых научно-исследовательских и конструкторских разработок в области оборудования электростанций, подстанций и электрических сетей, в том числе средств релейной защиты, автоматики и микропроцессорной техники вызывают справедливые нарекания со стороны обслуживающего оперативного и оперативно-ремонтного персонала энергетических предприятий.

    В этих условиях особую роль приобретают вопросы улучшения организации и повышения качества технического обслуживания и ремонта энергетического оборудования, которым и посвящена настоящая книга.

    Большой вклад в систематизацию вопросов эксплуатации оборудования электрических подстанций внесли ведущие отечественные специалисты в этой области А. А. Филатов, А. В. Белецкий и другие.

    Книги А. А. Филатова [21–24] до сих пор являются настольным учебно-производственным пособием для оперативного и оперативно-ремонтного персонала подстанций и распределительных устройств высокого напряжения. Именно поэтому при формировании структуры и содержания данной книги использованы материалы указанных выше трудов А. А. Филатова. Вместе с тем, с учетом требований новых и переработанных нормативно-технических документов в области технического обслуживания и ремонта энергетического оборудования, выпущенных в последние годы (в частности, правил технической эксплуатации, правил устройства электроустановок и др.), в книгу включен обширный дополнительный материал, составивший ряд новых глав и разделов.

    Книга состоит из введения, тринадцати глав, перечня принятых сокращений и списка литературы.

    В главе 1 приведены общие требования к организации работ по техническому обслуживанию электрических подстанций и распределительных устройств; рассмотрены структура и система организации электроэнергетической отрасли, структура оперативно-диспетчерского управления; дана классификация понятий и описана нормативно-техническая документация по эксплуатации электрических подстанций и распределительных устройств.

    Глава 2 посвящена собственно вопросам эксплуатации оборудования подстанций, главным образом, силовых трансформаторов и автотрансформаторов.

    В главах 3–8 рассмотрены особенности технического обслуживания синхронных компенсаторов, масляных и воздушных выключателей, разъединителей, отделителей и короткозамыкателей, измерительных трансформаторов тока и трансформаторов напряжения, конденсаторов связи, разрядников, ограничителей перенапряжения, реакторов и кабелей, элементов распределительных устройств, цепей оперативного тока и устройств релейной защиты и автоматики.

    В главе 9 описаны методы и порядок выполнения фазировки в электрических сетях.

    В главе 10 изложены порядок и последовательность выполнения оперативных переключений на подстанциях.

    Глава 11 посвящена вопросам предупреждения и устранения аварийных ситуаций в электрических сетях, порядку организации работ при ликвидации аварий, анализу причин возникновения аварийных ситуаций, а также действиям персонала при аварийном отключении оборудования подстанций и электрических сетей.

    В главе 12 дан перечень необходимой оперативной документации.

    В главе 13 изложены принципы организации работы с персоналом энергетических предприятий, регламентированные действующими правилами и нормами.

    Книга адресована административно-техническому, оперативному и оперативно-ремонтному персоналу энергетических предприятий, связанному с организацией и выполнением работ по техническому обслуживанию, ремонту, наладке и испытанию оборудования электрических подстанций и распределительных устройств.

    Глава 1. Общие требования к организации работ по техническому обслуживанию электрических подстанций и распределительных устройств

    1.1. Структура электроэнергетической отрасли

    Электроэнергетика является важнейшей фундаментальной отраслью народного хозяйства, обеспечивающей нормальную деятельность всех других отраслей экономики, функционирование социальных структур и необходимые условия жизни населения.

    Согласно ГОСТ 19431—84 электроэнергетика представляет собой раздел энергетики, обеспечивающий электрификацию страны на основе рационального расширения производства и использования электрической энергии.

    Энергетическая система (энергосистема) — это совокупность электрических станций, электрических и тепловых сетей, соединенных между собой и связанных общностью режима в непрерывном процессе производства, преобразования и распределения электрической энергии и тепла при общем управлении этой системой (ГОСТ 21027-75).

    Электроэнергетическая система — это находящееся в данный момент в работе электрооборудование энергосистемы и приемников электрической энергии, объединенное общим режимом и рассматриваемое как единое целое в отношении протекающих в них физических процессов (ГОСТ 21027—75).

    В точках разграничения электросетей с электроприемными устройствами устанавливается граница балансовой принадлежности и эксплуатационной ответственности продавца и потребителя электрической энергии, формируется специфический рынок электроэнергии. В таких точках вступают в силу договорные взаимоотношения и осуществляется реализация электроэнергии по установленным тарифам.

    Каждый электрик должен знать:  Счетчики электроэнергии какой лучше выбрать для квартиры и частного дома
    Добавить комментарий
    Название: Эксплуатация электрооборудования подстанции Новая ООО Энергосервис-Югра
    Раздел: Рефераты по физике
    Тип: курсовая работа Добавлен 10:42:31 12 декабря 2010 Похожие работы
    Просмотров: 2369 Комментариев: 13 Оценило: 2 человек Средний балл: 5 Оценка: неизвестно Скачать