Эксплуатация электрооборудования подстанции Новая ООО Энергосервис-Югра

Введение



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»;

-ООО «Витамин».

- Микрарайоны № 10, 10а.


Таблица1.1- График нагрузки за наиболее загруженную смену

Время

Нагрузка



МВт

МВр

1:00

3420,10

423

2:00

3302,00

412

3:00

3401,80

411,4

4:00

3402,10

411,4

5:00

3372,40

409,9

6:00

3448,80

412,5

7:00

3717,60

412,3

8:00

3898,60

421,8

9:00

4067,50

530,2

10:00

4043,40

647,1

11:00

4177,80

681,9

12:00

4251,30

755,9

13:00

4362,40

807,3

14:00

4291,60

689,3

15:00

4530,80

907,5

16:00

4595,30

906,2

17:00

4645,60

880

18:00

4602,00

874,2

19:00

4583,00

911,1

20:00

4549,60

798,2

21:00

4482,00

689,3

22:00

4397,90

685,2

23:00

4409,20

691,9

0:00

4480,00

699,1




2. Расчетно-техническая часть



2.1 Выбор рационального напряжения, режима нейтрали и схемы электроснабжения объекта



Выбор рационального напряжения системы внешнего электроснабжения можно осуществить, используя эмпирические формулы:



 (1.1)



В Российской Федерации сети напряжением 10, 35 кВ выполняют с изолированной нейтралью.

В сетях с изолированной нейтралью при замыкании одной фазы на землю через место повреждения будут проходить только ёмкостные токи, обусловленные напряжением и емкостью неповрежденных фаз.

Напряжение поврежденной фазы по отношению к земле становится равным нулю, а напряжение двух других фаз становятся равным междуфазным напряжениям. При замыкании на землю система питания сети с изолированной нейтралью не отключается и может работать до отыскания повреждения согласно ПУЭ 2 часа. Этого времени достаточно для отыскания дежурным персоналом места повреждения, так как режим работы сети при замыкании одной фазы на землю считается не аварийным, а лишь анормальным режимом. Питание электроприемников при этом не прерывается.

Из всех видов повреждений однофазные замыкания па землю составляют обычно 75— 85%, поэтому сети с изолированной нейтралью являются более надежными по сравнению с сетями с глухим заземлением нейтрали. В связи стем, что при изолированной нейтрали сети во время замыкания па землю однойфазы напряжения двух других фаз относительно земли увеличиваются в v3 раз, изоляцию всех трех фаз сети нужно предусмотреть не на фазное, а на междуфазное напряжение. Следовательно, более экономично и безопасно для силовой сети применять сети с изолированной нейтралью.

Подстанция запитана по радиальной схеме электроснабжения. подстанция тупикового типа. Нагрузка спокойная, переменная.



2.2 Выбор типа и мощности силовых трансформаторов подстанции



По графику нагрузки определяются продолжительность максимума нагрузки t и коэффициент заполнения графика, равный:



Кз.г = Sср / Sм (2.1)

Кз.г = 3170,8 / 3655,9 = 0,86



где Sср – средняя мощность трансформатора;

Sм – максимальная мощность трансформатора

По значениям t и Кз. по кривым кратностей перегрузок силовых трансформаторов с масляным охлаждением определяется коэффициент допустимой перегрузки Кд.п=1,1

Определяется номинальная мощность трансформатора(кВ·А):



Sн = Sм / Кд.п · n (2.2)

Sн = 3655,9 / 1,1·2=1661,7



Выбираем 2 трансформатора типа ТМ 2500/35 кВА

Определяем коэффициент загрузки в нормальном режиме:



Кз.н = Sм / 2Sн.т (2.3)

Кз.н = 1661,7/2·2500 = 0,33


Определяем коэффициент загрузки в послеаварийном режиме:



Кз.ав = Sм / Sн.т· Кд.п (2.4)

Кз.ав = 3655,9 / 2500·1,1 = 1,32



Таблица 2.1-Технические данные трансформатора

Тип трансформатора

ТМ-2500/35

Номинальная мощность кВА

2500

Напряжение

первичное

35



вторичное

10,5

 Потери

Рх

3,9



Рк

23,5

uк% ВН-НН

6,5

Iх, %

1

 Масса полная, кг.

7200

Длина, мм. 

3250

Ширина, мм.

22000

Высота полная, мм.

3000



2.3 Расчёт и выбор релейной защиты силового трансформатора



В эксплуатации могут происходить нарушения нормальных режимов работы трансформаторов, к которым относятся: прохождение через трансформатор сверхтоков при повреждении других связанных с ним элементов, перегрузка, выделение из масла горючих газов, понижение уровня масла, повышение его температуры.

Для защиты трансформаторов при их повреждении и сигнализации о нарушении нормальных режимов работы применяются следующие типы защиты:

дифференциальная – для защиты при повреждениях обмоток, вводов и ошиновки трансформаторов;

токовая отсечка мгновенного действия – для защиты трансформатора при повреждениях ошиновки, вводов и части обмотки со стороны источника питания;

газовая – для защиты при повреждениях внутри бака трансформатора, сопровождающихся выделением газа, а также при понижении уровня масла;

Для выполнения дифференциальной защиты трансформатора устанавливаются трансформаторы тока со стороны всех его обмоток. Рассмотрим принцип действия дифференциальной защиты на примере 2-х обмоточного трансформатора (рис 1).





Рис.1.1- Принцип действия дифференциальной защиты



Реле тока КА включено на разность токов, протекающих во вторичных обмотках трансформаторов.

Примем условно, что защищаемый трансформатор имеет коэффициент трансформации, равный единицы, одинаковую схему соединения обмоток и одинаковые трансформаторы тока с обеих сторон.

Тогда при прохождении через трансформатор сквозного тока нагрузки или тока к.з. при коротком замыкании вне зоны действия дифференциальной защиты, например в точке К2, ток в реле равен:


I = I - I



При принятых выше условиях и пренебрегая током намагничивания трансформатора, который в нормальном режиме имеет малое значение, можно считать, что первичные токи равны I - I и, значит, вторичные токи I = I. С учётом этого:



I = I - I = 0



Поэтому дифференциальная защита на эти режимы не реагирует.

При к.з. в зоне действия дифференциальной защиты, например в точке К1 или в трансформаторе, направление токов I и I изменится на противоположное и ток в реле станет равным:



I = I+I



Под влиянием этого тока защита срабатывает и производит отключение повреждённого трансформатора.

Практически вследствие несовпадения характеристик трансформаторов тока вторичные токи I, I в нормальном режиме равны и поэтому в реле проходит ток небаланса.

Производим расчет дифференциальной защиты:

Находим токи в линии на стороне высшего и низшего напряжений:

-для НН:





 (3.1)

-для ВН:



 (3.2)





Определяем коэффициенты трансформации:

-для ВН:



 (3.3)





-для НН:



 (3.4)





Находим вторичные токи в линии

-для ВН:



 (3.5)





-для НН:


 (3.6)





Находим расчетный ток небаланса:



 (3.7)





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

Находим ток срабатывания защиты:



 (3.8)



 (3.9)





Определяем число витков:

-для первичной обмотки:



 (3.10)

витков



-для вторичной обмотки:

 (3.11)

витков



Определяем коэффициент чувствительности:



 (3.12)





Принимаем к установке на трансформаторах ТП 35/10 кВ газовую защиту.

Действие газовой защиты основано на том, что всякие, даже незначительные, повреждения, а также повышенные нагревы внутри бака трансформатора вызывают разложение масла и органической изоляции, что сопровождается выделением газа. Интенсивность газообразования и химический состав газа зависят от характера и размеров повреждения.

Поэтому защита выполняется так, чтобы при медленном газообразования подавался предупредительный сигнал, а при бурном газообразовании, что имеет место при к.з., происходило отключение повреждённого трансформатора.

Газовая защита осуществляется с помощью газового реле, оно устанавливается между баком и маслорасширителем и имеет 2 поплавка. Нормально, когда реле заполнено маслом, поплавки всплывают и их контакты разомкнуты. При медленном газообразовании газы постепенно вытесняют масло в верхней части реле, верхней части реле, верхний поплавок, опускается и ртутные контакты замыкаются в цепи предупредительной сигнализации.

При бурном газообразовании (при к.з.) опрокидывается нижний поплавок и происходит замыкание его ртутных контактов в цепи отключения. На рис. показан принцип действия газовой защиты трансформатора





Рис. 1.2 -Принцип действия газовой защиты трансформатора



При замыкании ртутных контактов 1 газового реле Г плюс оперативного тока подаётся на катушку указательного реле У1 (сигнал персоналу). При замыкании контактов 2 плюс оперативного тока подаётся на катушку указательного реле У2 (сигнал персоналу) и на катушку промежуточного реле П, контакты 3 и 4 замыкаются и плюс оперативного тока через контакты 3 подаётся на катушку электромагнита отключения КО2, а через контакты 4 – на КО1, выключатели ВМ2 и ВМ1 отключаются, отделяя повреждённый трансформатор со стороны ВН и со стороны НН.



2.4 Выбор схемы автоматического ввода резерва подстанции



Рассмотрим принцип действия схем АВР на примере двухтрансформаторной подстанции, приведенной на рисунке 2.1 .




Рис.2.1–Схема АВР секционного выключателя: а) схема первичных соединений; б) цепи переменного напряжения; в) цепи оперативного тока



Исходно оба трансформатора T1 и T2 включены и осуществляют питание потребителей секций шин низшего напряжения, а выключатель Q5 выключен. При отключении по любой причине выключателя Q1 трансформатора T1 его вспомогательный контакт SQ1.2 размыкает цепь обмотки промежуточного реле KL1. В результате контактная система реле KL1 при снятии напряжения возвращается в исходное положение с некоторой выдержкой времени и размыкает контакты. Второй вспомогательный контакт SQ1.3 выключателя Q1, замкнувшись, подает плюс через еще замкнутый контакт KL1.1 на обмотку промежуточного реле KL2, которое своими контактами производит включение секционного выключателя Q5, воздействуя на контактор включения YAC5. По истечении установленной выдержки времени реле KL1 размыкает контакт KL1.1 и разрывает цепь обмотки промежуточного реле KL2. Если секционный выключатель Q5 включится действием схемы АВР на неустранившееся КЗ и отключится релейной защитой, то его повторного включения не произойдет. Таким образом, реле KL1 обеспечивает однократность АВР и поэтому называется реле однократности включения.

Реле KL1 вновь замкнет свои контакт KL1.1 и подготовит схему АВР к новому действию лишь после того, как будет восстановлена нормальная схема питания подстанции и включен выключатель Q1. Выдержка времени на размыкание контакта KL1 должна быть больше времени включения выключателя Q5, для того чтобы он успел надежно включиться.

С целью обеспечения АВР при отключении выключателя Q2 от его вспомогательного контакта SQ2.2 подается команда на катушку отключения YAT1 выключателя Q1. После отключения Q1 схема АВР запускается и действует, как рассмотрено выше.

Аналогично рассмотренному выше АВР секционного выключателя будет действовать и при отключении трансформатора Т2.

Кроме рассмотренных случаев отключения одного из трансформаторов потребители также потеряют питание, если по какой-либо причине останутся без напряжения шины высшего напряжения. Схема АВР при этом не подействует, так как оба выключателя T1 (QI и Q2) или Т2 (Q3 и Q4) останутся включенными. Для того чтобы обеспечить действие схемы АВР и в этом случае, предусмотрен специальный пусковой орган минимального напряжения, в состав которого входят реле KV1, KV2 и KV3. При исчезновении напряжения на шинах высшего напряжения питающих T1, а следовательно, и на шинах А минимальные реле напряжения, подключенные к трансформатору напряжения TV1, замкнут свои контакты и подадут плюс оперативного тока на обмотку реле времени КТ через контакт реле KV3. Реле КТ при этом запустится и по истечении установленной выдержки времени подаст плюс на обмотку выходного промежуточного реле KL3, которое произведет отключение выключателей Q1 и Q2 трансформатора T1. После отключения выключателя Q1 схема АВР подействует, как рассмотрено выше.

Реле напряжения KV3 предусмотрено для того, чтобы предотвратить отключение трансформатора T1 от пускового органа минимального напряжения в случае отсутствия напряжения на шинах низшего напряжения другой секции, когда действие схемы АВР будет заведомо бесполезным. Реле KV3, подключенное к трансформатору напряжения TV2 секции шин Б, при отсутствии напряжения на ней размыкает контакт KV3.1 и разрывает цепь от контактов KV1.1 и KV2.1 к обмотке реле времени КТ.



2.5 Заземление металлических элементов электрооборудования подстанции. Расчет заземляющего устройства



Определяется расчётное сопротивление одного вертикального элемента:



 (3.1)





Определяется расчётное сопротивление совмещенных ЗУ подстанции:



 (3.2)

Ом

 (3.3)



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



 (3.4)





Следовательно, для расчёта принимается Rзу = 4 Ом

Определяем количество вертикальных электродов расчётное

- без учёта экранирования



 (3.5)





- с учётом экранирования



 (3.6)





Так как выбрано то 

Минимальное расстояние от объекта - 1м



 (3.7)



Определяются уточненные значения вертикальных и горизонтальных электродов:



 (3.8)





в = F(контурное,1,20)= 0,47; г = F(контурное,1,20)= 0,27



 (3.9)





Определяем фактическое сопротивление ЗУ:



 (3.10)





(4) Rзу.доп ≥ Rзу.ф (3.4), следовательно ЗУ будет эффективным.




3. Технологическая часть



3.1 Организация эксплуатации подстанций



Обслуживание оборудования подстанции в производится оперативно выездной бригадой. На подстанции применяется система обслуживания и ремонта оборудования по фактическому техническому состоянию. Это наиболее прогрессивная система обслуживания. Основной принцип системы – обслуживание и ремонт оборудования выполняется только в то время и в том объеме, в которых они действительно необходимы, исходя из текущего технического состояния оборудования. Эта система позволяет свести аварийность до минимума.

Устанавливаются следующие виды регламентных работ, планирование которых осуществляется заранее:

Осмотры, углубленные осмотры;

Техническое обслуживание;

Текущий ремонт.

Основной упор системы технического обслуживания и ремонта электрооборудования должен делаться на проведение осмотров и углубленных осмотров с установленной периодичностью. По результатам осмотров и углубленных осмотров планируют текущие ремонты. Капитальный ремонт проводится по результатам диагностирования или визуального осмотра, или аварийного выхода из строя.



3.2 Техническое обслуживание и плановый ремонт оборудования подстанций



3.2.1 Выбор рациональной стратегии ТО и Р

Для подстанций 35/10кВ, а также распределительных устройств 10кВ применяется следующая стратегия:

Т – О(УО) – ТО – О(УО) - Т



Техническое обслуживание и ремонт осуществляется по их фактическому техническому состоянию, определенному диагностированием, поэтому продолжительность межосмотровых и межремонтных периодов, периодичность технического обслуживания для них не приводится.

На начальном этапе внедрения ТО и Р ЭО по техническому состоянию целесообразно сохранить планирование основных ремонтных показателей (ремонтный цикл, трудоемкость, объем складских запасов материалов и запасных частей). Однако в ремонтный цикл в качестве основной операции включают график контроля технического состояния.



3.2.2 Объемы работ по техническому обслуживанию и видам ремонта электрооборудования подстанций



Таблица 3.1 - Объемы работ по техническому обслуживанию и видам ремонта электрооборудования подстанции

Оборудование

Тип обслуживания или ремонта

Типовой обьем работ

Трансформаторы

ТО

Осмотр трансфоматора; контроль режимов его работы; отключение трансформатора в аварийных случаях в соответствии с ПТЭЭП, ПТБ и местных инструкций; исправление мелких дефектов не требующих отключения трансформатора.

В объем осмотров, проводимых в составе операции технического обслуживания трансформаторов, входят работы: контроль за показанием термометров, манометров, вакуумметров, за уровнем и цветом масла в маслонаполненном аппарате, маслонаполненных вводах и расширителях; проверка отсутствия течи масла и состояния маслоочистительных устройств непрерывной регенерации масла, термосифонных фильтров, маслосборных устройств; визуальный осмотр состояния изоляторов (отсутствие пыли, сколов, трещин, разрядов и т.п.) и их крепления; проверка наличия ограждения, предупредительных плакатов и надписей, защитных средств и соблюдения сроков их испытания; проверка заземления, противопожарных средств; проверка исправности термосигнализаторов; контроль состояния ошиновки, кабелей, отсутствия нагрева контактных соединений; проверка отсутствия признаков нагрева контактных соединений; проверка исправности сигнализации положения указательных реле, состояния пробивных предохранителей у трансформаторов с незаземленным нулем с низкой стороны. Примечание. При наличии частых циклов «включения - выключения» масляных выключателей электродвигателей (50 и более в месяц), а также потемнения масла проводится обязательная его замена.



Текущий ремонт

Наружный осмотр трансформатора и всей аппаратуры; устранение обнаруженных дефектов удаление грязи из расширителя и доливка трансформаторного масла; протирка изоляторов, подтяжка болтовых соединений; разборка и очистка маслоуказателя; проверка спускового крана, уплотнений; проверка работы переключателя напряжения; чистка и ремонт охлаждающих устройств; измерение сопротивления изоляции обмоток до ремонта и после его окончания; испытание трансформаторного масла; испытание вводов и встроенных трансформаторов тока; для трансформотора мощностью свыше 630 кВА - измерение тангенса угла диэлектрических потерь изоляции обмоток



Капитальный ремонт

Типовой объем работ по капитальному ремонту включает работы по текущему ремонту. Кроме того, слив масла из бака со взятием пробы для химического анализа; демонтаж электроаппаратуры; ремонт крышки расширителя выхлопной трубы, радиаторов, переключателей и охлаждающих устройств маслоочистителя; очистку и промывку бака расширителя сухим маслом, выемку сердечника из баков, снятие болтов и расшихтовку, при необходимости, верхнего ярма магнитопровода с распрессовкой и снятием катушек, заменой их или ремонт изоляции обмоток низкого и высокого напряжения; сушку и пропитку обмоток, переизолировку стали магнитопровода; заливку трансформаторным маслом и испытание в объеме, предусмотренном Правилами технической эксплуатации (ПТЭ) и ПТБ; наружную окраску бака.

Масляные выключатели

ТО

Проверка состояния приводов, контактов, демпферных устройств, отключающих пружин; контроль объема масла в полюсах и в масляном буфере; проверка состояния тросов и лебедки для спуска бака; контроль состояния ножей, дугогасительных систем; проверка надежности крепления к конструкции; контроль состояния блок-контактных узлов, розеточных и рабочих контактов и устройств; контроль состояния изоляции, чистоты межфазных изоляционных перегородок (очистить при необходимости)



Текущий ремонт

Наружный осмотр масляного выключателя, разборка, проверка состояния, ремонт или замена подвижных контактов, ремонт приводов, замена дефектных изоляторов, испытание и замена масла при необходимости, смазка трущихся частей привода незамерзающей смазкой, проверка и ремонт сигнализации и блокировок, покраска токоведущих шин или шин заземления



Капитальный ремонт

Типовой объем работ по капитальному ремонту включает работы по текущему ремонту. Кроме того, полную разборку всех узлов, ремонт арматуры и чистку бака, ремонт или замену контактов и дугогасительных камер, регулировку контактов и приводного механизма, полную разборку и капитальный ремонт приводов с заменой изношенных деталей, испытание масляного выключателя

Разъединители

ТО

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



Текущий ремонт

Типовой объем работ по текущему ремонту включает операции по техническому обслуживанию. Кроме того, проверку состояния подвижных контактов, замену их, замену пружин, проверку правильности включения ножей и их очистку от нагара и окиси, регулировку включения ножей, проверку заземления, окраску конструкции, смазку шарнирных соединений.



Капитальный ремонт

Типовой объем работ по капитальному ремонту включает работы по текущему ремонту.Кроме того, полную разборку и сборку разъдинителя замену изоляторов, подвижных и неподвижный контактов, регулировку контактов приводного механизма, капитальный ремонт

привода, послеремонтное испытание (полный комплекс), предусмотренное ПТЭ и ПТБ.

Трансфоматоры тока и напряжения

ТО

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



Текущий ремонт

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



Капитальный ремонт

Типовой объем работ по капитальному ремонту включает работы по текущему и ремонту, а также проверку и промывку маслом магнитопровода и обмоток, при необходимости - их замену, смену масла,

проведение полного комплекса испытаний и проверок, предусмотренных ПТЭ.



3.2.3 Планирование ТО и Р по техническому состоянию. График ППР

Основным плановым документом для проведения ремонта электрооборудования является годовой план – график ППР, он составляется на основании следующих данных:

- установленной продолжительности ремонтных циклов и межремонтных периодов;

- результатов осмотров электрооборудования;

-анализа аварийных отказов электрооборудования.

Для каждой единицы электрооборудования и электрической части агрегата или устройства определяют вид ремонта и устанавливают дату его выполнения исходя из даты ввода в эксплуатацию (или даты последнего капитального ремонта) и структурой ремонтного цикла. Кроме того по каждому виду ремонта определяют трудоемкость и продолжительность простоя электрооборудования в ремонте.

Система ППР предусматривает выполнение следующих видов ремонта:

1. текущий ремонт – это вид ремонта, когда заменяются изношенные детали и регулируется эксплуатация электрооборудования;

2. капитальный ремонт – это вид ремонта, при котором производится полная разборка агрегата, замены всех изношенных деталей и узлов, ремонт базовых деталей и узлов, сборка, регулировка и испытания под нагрузкой;

3. межремонтное обслуживание – это комплекс работ и мероприятий, включающих обеспечение соблюдения правил технической эксплуатации электрооборудования, периодические осмотры, чистку, смазку, мелкий ремонт, регулировку и профилактические испытания.

Организация и планирование ремонтов электрооборудования производится в соответствии с установленными ремонтными нормативами.





Таблица 3.1 – Годовой план-график технического обслуживания и ремонта

Место установки

Наименование оборудования или сети

Тип, модель

Вид/дата последнего ремонта

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

Суммарная трудоемкость за год, чел-ч









1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12



1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17



Силовой трансформатор №1

ТМН-2500/35

ТР 11.2007

 

ТО





ТО



 

ТО

 



ТО

 

1313



Силовой трансформатор №2

ТМН-2500/35

ТР 11.2007





ТО

 

 

 ТО

 

 

ТО

 



ТО

1313



ЛР – 35 кВ

РЛНД-2-35/1000

ТР 11.2007

 

ТО

 



 ТО

 

 

 ТО

 

 

Т 

 

20,6



РВС – 35 кВ

РВС – 35 

ТР 11.2008

 

ТО

 

 

 Т



 

 ТО

 



ТО 

 

68



Трансформатор напряжения №1

ТН -35

ТР 11.2007

 

ТО 

 



 ТО



 

 ТО



 

 ТО



58,6



Трансформатор напряжения №2

ТН -35

ТР 11.2007

 

ТО

 

 

 ТО

 

 

 ТО

 



 ТО

 

58,6



РВП – 10 кВ 

РВП – 10

ТР 11.2008

 

ТО



 

 Т О

 

 

ТО 



 

 Т

 

16



Трансформатор масляный

 ТМ-100/10/0,4;

ТР 11.2007

 

ТО

 

 

 ТО

 

 

 ТО

 



 ТО

 

65



Трансформатор тока

ТВЛМ-10

ТР 11.2007

 

ТО

 

 

 ТО

 

 

 ТО

 



 ТО

 

44



Трансформатор напряжения измерительный

НТМИ-10

ТР 11.2007

 

ТО

 

 

ТО

 

 

 ТО

 



 ТО

 

54



3.3 Оперативное обслуживание электрооборудования подстанции



Обслуживание оборудования подстанции производится оперативно выездной бригадой(ОВБ), под руководством диспетчера предприятия НВЭС.

В обычных условиях ОВБ дежурит на подстанции «Нижневартовская». По распоряжению диспетчера НВЭС она выезжает на автомашине, оборудованной радиосвязью, на ПС «Новая» , где производит переключения, осмотры, допуски к работам, устраняет ненормальные режимы работы оборудования и ликвидирует аварии.

В ряде случаев оперативное обслуживание подстанций без дежурного персонала производится несменным специально обученным и допущенным к оперативной работе ремонтным персоналом. Привлечение к переключениям ремонтного персонала целесообразно в периоды массовых ремонтов оборудования, когда ОВБ бывают сильно загружены работой. В этом случае мастер, инженер службы подстанций, прибывший на подстанцию для выполнения ремонтных работ, не только руководит ремонтом оборудования, но и производит вывод его из работы, подготавливает рабочие места, допускает к работе ремонтников. По окончании ремонта оборудование вводится в работу тем же лицом.

Эффективность эксплуатации подстанций без постоянного дежурства повышается благодаря внедрению устройств автоматического повторного включения (АПВ), Сигналы телемеханических устройств при отклонениях режима работы подстанций от нормального поступают на диспетчерский пункт электросети или базисную подстанцию, где имеется дежурный. По полученным сигналам устанавливается характер нарушения режима и определяется срочность выезда на подстанцию ОВБ. При исчезновении напряжения у потребителей включение отключившихся выключателей питающих линий производится автоматически или вручную по каналам телемеханики.


3.4 Оперативные переключения



Все переключения на подстанции должны выполняться в соответствии с местными инструкциями по производству переключений, удовлетворяющими требованиям настоящей Инструкции и ПТБ.

Запрещается выполнение переключений (даже отдельных операций) лицам, не имеющим на это права.

Список лиц, имеющих право производить переключения (с указанием, на каких электроустановках), а также список лиц административно-технического персонала, имеющих право контролировать выполнение переключений, утверждается главным инженером предприятия.

а) получив распоряжение о переключении, записать его на “черновик”, повторить по записи и получить подтверждение диспетчера о том, что распоряжение понято правильно;

б) записать задание в оперативный журнал;

в) проверить по оперативной схеме (схеме-макету) последовательность выполнения операций и при необходимости составить бланк переключений или подготовить к использованию типовой бланк переключений.

Переключения по бланкам переключений должны выполняться в следующем порядке:

а) на месте переключений персонал обязан внимательно проверить по надписи наименование присоединения и название аппарата, на котором предстоит проведение операции, и соответствие их указанным в бланке переключений.

Запрещается переключение по памяти без прочтения надписи на аппарате;

б) убедившись в правильности выбранного присоединения и аппарата, контролирующее лицо зачитывает по бланку переключений содержание операции или проверочного действия, подлежащего выполнению;

в) лицо, выполняющее операцию, повторяет ее содержание и, получив разрешение контролирующего лица, выполняет операцию.



3.5 Техническое обслуживание электрооборудования подстанции



На каждом энергообъекте должны быть организованы техническое обслуживание, плановые ремонт и модернизация оборудования, зданий, сооружений и коммуникаций электроустановок.

За техническое состояние оборудования, зданий и сооружений, выполнение объемов ремонтных работ, обеспечивающих стабильность установленных показателей эксплуатации, полноту выполнения подготовительных работ, своевременное обеспечение запланированных объемом ремонтных работ запасными частями и материалами, а также за сроки и качество выполненных ремонтных работ отвечает собственник.

Объём технического обслуживание и планового ремонта должен определятся необходимостью поддержания исправного и работоспособного состояния оборудования, зданий и сооружений с учётом их фактического технического состояния. Рекомендуемый перечень и объём работ по техническому обслуживанию и капитальному ремонту оборудования приведены в правилах организации технического обслуживания и ремонта оборудования, зданий и сооружений электростанций и сетей и в технико-экономических нормативах планово-предупредительного ремонта

Периодичность и продолжительность всех видов ремонта установлены правилами организации технического обслуживания и ремонтов оборудования, зданий и сооружений электростанций и сетей и нормативно-техническими документами на ремонт данного вида оборудования.

Техническое обслуживание представляет собой комплекс работ, проводимых для поддержания в исправном состоянии электроустановок при использовании их по назначению, а также при хранении и транспортировке, Оно состоит из повседневного ухода за электроустановками, контроля режимов их работы, наблюдения за исправным состоянием, проведения осмотров, контроля за соблюдением правил технической эксплуатации, инструкций заводов-изготовителей и местных инструкций. Техническое обслуживание важное звено, предупреждающее аварийные ситуации; оно осуществляется силами оперативного и оперативно-ремонтного персонала и проводится в процессе работы электроустановок во время перерывов, нерабочих дней и смены.ключения и отключения. амут под напряжением. удования.



3.6 Диагностический контроль электротехнического оборудования



3.6.1 Организация работ по диагностированию электрооборудования

При диагностировании электрооборудования, определение технического состояния проводится группой, состоящей не менее чем из двух человек. Группа диагностов может также выполнять регулировочные операции, при которых требуется проведение измерений диагностическими приборами. Результаты диагностирования, выводы о ТС, рекомендации о необходимости замены деталей или проведения ремонта электрооборудования заносятся в журнал. В нем каждой единице электрооборудования, подлежащей диагностированию, отводится одна или несколько страниц. Проведение записей отдельно для каждой конкретной единицы электрооборудования облегчает сравнительный анализ полученных данных с данными предыдущих диагностирований.

В журнале записывают дату проведения диагностирования, наработки после последнего диагностирования 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

Электрооборудование

Методы диагностирования

Силовые трансформаторы

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.



3.6.4 Мониторинг

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,



 (4.1)



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:

Силовые трансформаторы:

нарушения в работе систем охлаждения;

нарушения внутренней циркуляции масла в баке трансформатора;

дефекты изоляции высоковольтных вводов;

ослабление контактных соединений токоведущих частей.

Масляные выключатели:

ухудшение состояния основной изоляции, изоляции вводов, шунтирующих конденсаторов;

перегрев контактных соединений аппаратных зажимов, контактов дугогасительных устройств.

Разъединители:

нарушения разъемных контактных соединений, аппаратных зажимов;

трещины в опорно-стержневых изоляторах, дефекты подвесной изоляции.

Вентильные разрядники, ограничители перенапряжений:

обрыв шунтирующих сопротивлений;

дефекты монтажа;

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.

Кабели

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;

в магнитопроводе:

-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;

в прочих узлах:

-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:

- подбор специалистов-экспертов;

- 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;

- допускающий;

- производитель работ;

- наблюдающий;

- члены бригады.

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.


Заключение



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;

ПС –подстанция;

АВР – автоматический ввод резерва;

ЗУ – заземляющее устройство;

ОВБ – оперативно выездная бригада;

ТО – техническое обслуживание;

Р – ремонт;

Т –текущий ремонт;

О – осмотр;

ЭО – электрооборудование;

ППР – планово предупредительный ремонт;

НВЭС – Нижневартовские электрические сети;

ПТБ – правила техники безопасности;

КРУ – комплексное распределительное устройство;

ОРУ – открытое распределительное устройство;

РУ - распределительное устройство.

52